Исследование технического состояния колонны на примере Обского месторождения

Область применения:

· измерение дебита;

· определение работающих интервалов пласта эксплуатационной скважины;

· определение профиля поглощения жидкости в пласт (пропластки) нагнетательной скважины;

· определение мест негерметичности обсадной колонны;

· определение интервалов притока флюида в скважину.

Технические характеристики

Модуль расходомера верхний МРВ.38 - 150/90

Описание:

Модуль предназначен для измерения расходов скважинной жидкости в обсадной колонне и НКТ в нагнетательных и эксплуатационных скважинах. Модуль работает только совместно с модулем КСА-Т12 путем присоединения к верхнему стыковочному узлу.

Область применения:

· измерение дебита;

· определение работающих интервалов пласта эксплуатационной скважины;

· определение профиля поглощения жидкости в пласт (пропластки) нагнетательной скважины;

· определение мест негерметичности обсадной колонны;

· определение интервалов притока флюида в скважину.

Технические характеристики:

Модуль расходомера газовый МРГ.38 - 150/90

Описание:

Модуль предназначен для измерения скорости потока в газовых и нефтегазовых скважинах. Модуль работает только совместно с модулем КСА-Т12 и является концевым.

Область применения:

· измерение скорости потока газа (газоконденсата);

· определение профиля отдачи пластов;

· определение мест негерметичности НКТ.

Технические характеристики

Модуль плотномера радиоактивного МПЛ2.38 - 150/90

Описание:

Модуль предназначен для измерения плотности скважинной жидкости. Модуль работает только совместно с модулем КСА-Т12 и является концевым. В модуле используется закрытый источник гамма-излучения ИГИА-1-5, ИГИА-2 с изотопом америций 241.

Область применения:

· измерение плотности;

· индикация притока;

· определение мест негерметичности обсадной колонны;

· определение интервалов притока флюида в скважину.

Технические характеристики

Модуль плотномера по рассеянному гамма-излучению МПЛР2.38 - 150/90

Описание:

Модуль предназначен для геофизических исследований в эксплуатационных скважинах, оборудованных ЭЦН, методом гамма-каротажа по рассеянному излучению с целью контроля плотности и границ раздела скважинного флюида в межтрубье. Модуль работает только совместно с модулем КСА-Т12 и является концевым. В модуле используется коллимированный источник гамма-излучения с изотопом цезий 137 типа ИГИ-Ц-3-9 с энергией гамма квантов 662 кэВ, мощность экспозиционной дозы 6,95*10-10 А/кг.

Область применения:

· измерение плотности;

· индикация притока;

· определение мест негерметичности обсадной колонны;

· определение интервалов притока флюида в скважину.

Технические характеристики

2.4.2 Технология проведения работ

До выполнения основных замеров проводят определение работоспособности прибора. При включении питания загорается на 3-5 секунд контрольный светодиод, расположенный в верхней части прибора. Подключаем кабель связи с компьютером и включаем прибор. Компьютер должен автоматически установить связь с прибором и считать информацию о приборе. Он должен показывать значения по всем каналам: по каналу температуры - комнатную температуру, по каналу давления - нулевое давление, по каналу напряжения - напряжение источников питания, по каналу расходомера - нулевое значение, по каналу ГК и каналу ЛM значение АЦП. Все каналы, как правило, должны немного меняться, «плавать». Каналы можно проверить внешним воздействием - канал температуры должен реагировать на нагрев от руки, канал давления должен показывать давление от пресса, канал ЛM (находится в верхнем отсеке прибора) должен реагировать на металлические предметы, канал ГК должен показывать изменение естественного фона и реагировать на внешний источник излучения, канал Q должен реагировать на сигналы с расходомера (при вращении крыльчатки).

Дальше проводится запись контрольного замера термометрии при простаивании скважины /10/.

1.Спуск прибора в процессе закачки на глубину 20 метров выше воронки НКТ. При этом провести измерение при остановке прибора (вывести на печать показания РГД) на глубинах: 10 метров; 20 метров; 20 метров выше воронки НКТ; 20 метров ниже воронки НКТ.

2.Провести измерение при спуске прибора со скоростью V=600 м/час. Интервал исследований: 20 метров выше воронки НКТ- забой (вывести на печать показания Т, ЛM). Произвести подъём прибора со скоростью V=300-400 м/час к началу регистрации (вывести на печать показания ГК и ЛM).

3.Промыть прибор НКТ. Провести измерение при спуске прибора (вывести на печать показания: Т, ЛM) со скоростью V=600 м/час. Интервал исследований: 20 метров выше воронки НКТ - 5-8 метров выше забоя.

4.Провести исследования при подъёме прибора (вывести на печать показания РГД) со скоростями: 500; 1000; 1500; 2000; 2500 м/час. Интервал измерений: 10 метров выше забоя - 20 метров выше воронки НКТ.

5.Остановить закачку. Провести измерения при спуске прибора (вывести на печать показания Т, ЛM) со скоростью V=600 м/час через: 5; 30; 90 минут после прекращения закачки. Интервал первых двух измерений: 20 метров выше воронки НКТ - 5-8 метров выше забоя. Интервал последнего измерения: 20 метров выше воронки НКТ - забой.

6.Пустить скважину под закачку. Промыть прибор в НКТ в процессе закачки. Установить прибор на глубине 20 метров выше воронки НКТ.

7.Остановить закачку. Через 12-15 минут после прекращения закачки провести измерение при подъёме прибора (вывести на печать показания Т и ЛM) со скоростью V= 4000 - 4500 м/час. Интервал измерений: 20 метров выше воронки НКТ - устье.

8.Извлечь прибор из скважины. Просмотреть результаты измерений. Если диаграммы некачественные, то измерения повторить.

Если диаграммы качественные и на термограмме, зарегистрированной вдоль всего ствола нет аномалий, то исследования в этой скважине завершены.

Если на термограмме, зарегистрированной вдоль ствола имеются аномалии, то для выяснения в скважине по пункту 9.

9. Детализация аномалий. Опустить прибор в процессе закачки на 70 метров ниже аномалии. Провести измерение в интервале: 70 метров ниже -300 метров выше аномалии при подъёме прибора со скоростью V=1200 - 1500 м/час через 15-20 минут после начала закачки (вывести на печать показания Т, ЛM, РГД). Опустить прибор на 70 метров ниже аномалии. Закрыть задвижку на водоводе. Начать измерение при подъёме прибора (вывести на печать показания Т): первое - сразу: второе - через 8-10 минут после прекращения закачки. Интервал измерения: 70 метров ниже - 300 метров выше аномалии температуры. Скорость измерения при подъёме V = 4000 - 6000 м/час. Скорость спуска V = 6000 - 7000 м/час. Если не удаётся опустить прибор с такой скоростью, то второе измерение в этом пункте провести следующим образом: опустить прибор на 70 метров ниже аномалии в процессе закачки (продолжительность закачки должна быть не менее 12-15 минут); остановить закачку и провести измерение при подъёме через 8-10 минут после прекращения закачки (вывести на печать показания Т, ЛМ).

10. Если на термограмме имеется несколько аномалий, то измерения по пункту 9 надо провести для каждой из них, если расстояние между двумя аномалиями составляет более 150 метров.

2.4.3 Определение мест нарушения герметичности колонны

При определении места негерметичности обсадной колонны с помощью термометрии следует рассматривать две зоны в скважине: первая - в интервалах, перекрытых НКТ, вторая - ниже воронки НКТ.

Место негерметичности колонны находиться выше воронки НКТ

Замеры термометром вдоль ствола можно провести при трех состояниях скважины - закачки, излива и покоя. Только по замерам, проведенным в режиме излива воды из скважины, можно получить информацию о техническом состоянии всей колонны. При других режимах (закачки, покоя) либо невозможно провести исследования вдоль всего ствола скважины из-за высокого давления на устье, либо иногда термограммы неинформативны в приустьевой зоне (из-за влияния воздуха).

Место негерметичности колонны находиться ниже воронки НКТ

Определение места негерметичности колонны ниже воронки НКТ по своей сути есть не что иное, как определение принимающих интервалов в многопластовой нагнетательной скважине; в которой работают несколько перфорированных интервалов. Так определение места негерметичности колонны в интервале между воронкой НКТ и интервалом перфорации представляют собой выделение верхнего принимающего интервала, а определение места негерметичности колонны в зумпфе - нижнего принимающего пласта. Поэтому методика проведения термических исследований при определении места негерметичности колонны ниже воронки НКТ та же, что и при выделении интервалов поглощения закачиваемой воды перфорированными пластами. Исключение из этого составляют только замеры термометром в простаивающей скважине, т.к. эти замеры указывают не место ухода закачиваемой воды из скважины в пласт, а не только интервалы пласта, поглотившие воду.

Место негерметичности колонны ниже воронки НКТ не отметится на термограмме, зарегистрированной во время закачки в случае большой приемистости (100 м ³/сут и более) нижележащих принимающих интервалов.

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 рисунке 2.1. 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.

Рисунок 2.1. Материалы исследований скважины 3

Заключение

Проблемы технологического обеспечения промыслово- геофизического контроля нельзя рассматривать в отрыве от условий, созданных в скважине в процессе проведения ис-следований ПГИ. Именно разнообразие условий определяет богатую палитру технологических средств, используемых современным промыслово-геофизическим контролем при ре-шении своих задач. Следовательно, условия проведения ПГК определяет результативность исследований скважин.

Поддержание экономически рентабельного уровня добычи нефти требует регулярного контроля за техническим состоянием скважин. Поэтому объем исследований промыслово-геофизическими методами неуклонно растет. Одновременно геофизики разрабатывают и внедряют новые совершенные методы и приборы, позволяющие решать более сложные задачи.

Список использованных источников

1. Дьяконов А.И., Леонтьев Е.Е., Кузнецов Г.С. Общий курс геофизических исследований скважин.- М.: Недра, 1984 г.

2. Гизова И.Б., Грабовецкая А.С. Комплексное применение различных методов ГИС при определении технического состояния эксплуатационной колонны. «Геофорум», выпуск 2 // 2006 г.

3. Марков В.А., Иванов О.В. Исследование технического состояния колонн скважин геофизическими методами. «Каротажник», выпуск 5-6 // Изд.- во «АИС», Тверь, 2004 г.

4. Рубан Г.Н. Контроль технического состояния обсадных колонн скважин методами ГИС. «Каротажник», выпуск 1. // Изд.-во «АИС», Тверь, 2005 г.

5. Геофизические методы исследования скважин. Справочник геофизика. Под ред. В.М. Запорожца. - //М.: Недра, 1983 г.

6. Добрынин В.М., Вендельштейн Б.Ю. Промысловая геофизика // М.: - Недра, 1986 г.

7. Геофизические исследования скважин: справочник мастера поп промысловой геофизике/ под общ. Ред. В.Г. Мартынова, Н.Е. Лазуткиной, М.С. Хохловой. - М.: Инфра-инженерная, 209. - 960 С.

Размещено на Allbest.ru