RU2433261C1

RU2433261C1 - Способ выявления зон отложения солей в скважине

Info

Publication number: RU2433261C1
Application number: RU2010108085/03A
Authority: RU
Inventors: Владимир Иванович Масленников (RU); Владимир Иванович Масленников
Original assignee: Владимир Иванович Масленников
Priority date: 2010-03-04
Filing date: 2010-03-04
Publication date: 2011-11-10
Also published as: RU2010108085A

Abstract

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к способам контроля технического состояния эксплуатационных скважин геофизическими методами. Техническим результатом изобретения является повышение эффективности эксплуатации нефтегазовых скважин за счет выявления зон отложения солей на внешних поверхностях насосно-компрессорных труб геофизическими методами. Для этого по данным метода ИННК определяют различия нейтронных характеристик среды - времени жизни тепловых нейтронов в начальной τ_н и дальней τ_д областях временного спада плотности нейтронов, соответствующих пространству непосредственно за НКТ и в прискважинной части пласта. 2 ил.

Description

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к способам контроля технического состояния эксплуатационных скважин геофизическими методами.

Целью изобретения является повышение эффективности эксплуатации нефтегазовых скважин за счет выявления зон отложения солей на внешних поверхностях насосно-компрессорных труб (НКТ) геофизическими методами.

Одним из негативных факторов, снижающих эффективность эксплуатации нефтегазовых скважин, является отложение неорганических солей и парафинов на поверхностях насосно-компрессорных труб в интервалах работающих продуктивных пластов в результате различных физико-химических процессов.

Наличие отложений солей на внутренней поверхности обсадных колонн и НКТ выявляют по результатам применения механических методов контроля технического состояния (шаблонирования, профилеметрии и др.), на основе которых определяют оптимальные мероприятия по очистке труб. Выявление зон отложения солей на внешних поверхностях НКТ, недоступных для прямого их обнаружения, представляет наиболее сложную техническую задачу.

При контроле за разработкой ОНГКМ радиометрическими методами исследований замечено, что отложение солей на стенках труб в скважине вызывает снижение плотности нейтронов против работающих газонасыщенных пластов. Несмотря на предпринимаемые меры по очистке внутренней поверхности НКТ наличие недоступных для удаления отложений на внешней поверхности приводит к искажающему влиянию на измеряемые нейтронные параметры об естественном флюидонасыщении горных пород. Таким образом, неконтролируемый процесс образования и отложения солей может привести к неоднозначному заключению по результатам исследований о текущем нефтегазонасыщении продуктивных пластов.

Известен способ [1] определения солеотложения в скважине, заключающийся в замере буферного давления, отборе проб добываемой жидкости и определении в ней концентрации солеобразующих ионов. Для определения места отложения солей в глубинном оборудовании или в призабойной зоне дополнительно замеряют дебит скважины, давление на приеме насоса и процентное содержание воды в пробах и по изменению их величин определяют место отложения солей.

Недостатком этого способа является техническая сложность осуществления и низкая точность определения мест солеотложений.

Известен способ контроля характера насыщения пород и изменения положения газожидкостных контактов в обсаженных неперфорированных скважинах импульсным нейтрон-нейтронным методом ИННК [2]. Эта задача решается по повышенным показаниям интенсивности тепловых нейтронов в газоносной части пласта по сравнению с водоносной.

Недостатком этого способа исследования скважин является то, что при оценке характера флюидонасыщения пород начальное время анализа временного спада плотности нейтронов принимают более 400-500 мкс, чтобы свести к минимуму искажающее влияние скважинных факторов: промывочной жидкости, эксплуатационной колонны и цементного окружения. Таким образом, не используется и теряется значительная часть важной информации начальной области временного спада, определяемая конструкцией скважины и ее техническим состоянием.

Наиболее близким техническим решением, выбранным в качестве прототипа, является способ контроля эффективности обработки продуктивного пласта [3], основанный на выявлении каналов проникновения кислоты за колонной и зон ее скопления в дефектах цементного камня по данным ИННК.

Ограничением этого способа является то, что принимаемые численные значения временных задержек и «окон» t₁=300 мкс, Δt₁=100 мкс и t₂=550 мкс, Δt₂=500 мкс, соответствующие областям цементного окружения за эксплуатационной колонной и породы, не могут быть применимы для выявления отложения солей на внешних поверхностях НКТ по причине их малых геометрических размеров в сравнении с диаметром эксплуатационных колонн и скважины.

В известных автору источниках патентной и научно-технической информации не описано способа целенаправленного использования характеристик начальной временной области времени спада плотности нейтронов для практического решения задач контроля технического состояния скважин, в том числе выявления зон отложения солей на внешней поверхности НКТ.

Сущность способа выявления зон отложения солей в скважине заключается в определении по данным метода ИННК различий нейтронных характеристик среды - времени жизни тепловых нейтронов в начальной τ_н и дальней τ_д областях временного спада плотности нейтронов, соответствующих пространству непосредственно за НКТ и в прискважинной части пласта.

Поставленная цель достигается следующим образом. Нейтронные характеристики затрубного пространства определяют по результатам однократного замера в изучаемом интервале методом ИННК. Влияние заполнения внутрискважинного пространства и конструкции НКТ (диаметр и толщина стенок труб) на распределение плотности нейтронов в начальной области временного спада в процессе исследований является постоянным, поэтому на фоне этих характеристик основной вклад в снижение плотности нейтронов будут вносить отложения солей на внешней поверхности НКТ. Зоны скопления солей на внешней поверхности НКТ против продуктивного пласта выявляют по относительному снижению параметра τ_н в сравнении с τ_д при нормировании их значений в интервале плотных пород, не являющимися коллекторами.

На фиг.1 приведено временное распределение плотности тепловых нейтронов в интервале продуктивного газонасыщенного пласта - 1 и плотных пород - 2. Для решения задач выявления зон отложения солей в скважине по предлагаемому способу выполняют измерение времени жизни тепловых нейтронов во временных «окнах» Δt₁=Δt₂=100 мкс в начальной временной области - τ_н при задержке t₁=100 мкс и в дальней временной области - τ_д при задержке t₂=400 мкс.

Возможность осуществления способа иллюстрируется практическим решением, представленным на фиг.2, где приведено сопоставление τ_н для начальной и τ_д для дальней областей временного распределения плотности тепловых нейтронов. Принятые условные обозначения на фиг.2: выявленные зоны отложения солей в скважине - 1. Зонам скопления солей за НКТ соответствует относительное (Sol) снижение параметра времени жизни нейтронов τ_н в сравнении с τ_д (например, в интервале 1690-1700 м на 25%) путем их сопоставления и нормирования по плотным породам в интервалах 1650-1670 и 1705-1720 м. В продуктивной части ствол скважины Dc=219 мм колонной не обсажен. Скважина эксплуатируется с 1975 г. через низ насосно-компрессорных труб диаметром Dнкт=114 мм и работает газом с небольшим количеством выноса нефти. На время проведения исследований (2008 г.) работающие интервалы отмечались снижением температуры (Терм). При очистке внутренней поверхности НКТ в продуктах отложения преобладают сульфаты (Na2SO4, CaSO4), карбонаты (CaCO3) и нефтепродукты черного цвета.

Результаты скважинных исследований по выявлению отложений солей за НКТ по предложенному способу с применением численных значений параметров анализа временного спада плотности нейтронов подтверждены физическим моделированием скважинных условий, соответствующих описанным в приведенном примере. Модель представляет собой часть НКТ длиной 1,5 м и диаметром 114 мм. На внешней поверхности нанесен слой гипса и парафина толщиной 15 мм на участке, соответствующем размеру зонда ИННК. Относительное снижение τ_н в сравнении с τ_д в этой модели соответствует 25%.

Предложенный способ выявления зон отложения солей в скважине отличается принципиально новым техническим решением и направлен на повышение продуктивности скважин. Экономическая эффективность способа заключается в высокой точности и достоверности результатов оценки технического состояния эксплуатационных скважин, простоте технического осуществления.

Источники информации

1. Авторское свидетельство SU №1471645 А1, кл. E21B 47/12, 2000.07.27.

2. Добрынин В.М. Интерпретация результатов геофизических исследований нефтяных и газовых скважин.- М.: Недра, 1988, 476 с.

3. Авторское свидетельство RU №2347901 С1, кл. E21B 47/10, 2009.02.27.

Claims

Способ выявления зон отложения солей в скважине, включающий скважинные геофизические исследования методом импульсного нейтрон-нейтронного каротажа ИННК и анализ временного распределения плотности тепловых нейтронов, отличающийся тем, что путем однократного измерения в скважине параметры времени жизни тепловых нейтронов в начальной τ_н и дальней τ_д областях временного спада плотности нейтронов определяют во временных «окнах» Δt₁=Δt₂=100 мкс при временных задержках в начальной t₁=100 мкс и дальней t₂=400 мкс областях временного спада плотности нейтронов, соответствующих пространству непосредственно за НКТ и в прискважинной части пласта, выполняют нормирование τ_н и τ_д по плотным пластам, не являющимся коллекторами, а зоны отложения солей на внешней поверхности НКТ выявляют по относительному снижению параметра τ_н в сравнении с τ_д.