Выявление интервалов затрубной циркуляции.

Метод термометрии

К важнейшим задачам контроля за эксплуатацией газохранилищ относится выявление перетоков по негерметичному заколонному пространству и герметичности искусственного забоя. Заколонное движение сопровождается термодинамическими эффектами (дросселирования, конвективного теплопереноса), которые отражаются на термограмме. Выявление перетоков газа можно установить только по временным замерам путем сравнения термограмм с учетом конструктивных особенностей скважины и текущего распределения температуры по стволу.

Измерения в наблюдательных скважинах наименее трудоемки, так как отсутствие интервала перфорации позволяет получать материалы не искаженные движением флюида по стволу скважины. В таких скважинах тепловое поле от естественного (фонового) отличается лишь в пределах пласта - объекта закачки и возможных интервалов заколонных перетоков.

В эксплуатационных скважинах термические методы при выявлении перетоков газа не во всех случаях достаточно достоверны, что обусловлено сложностью формирования теплового поля в интервалах заколонного движения газа, а так же их малой интенсивностью. Наиболее трудно изучать температурные эффекты, когда закономерности формирования теплового поля заколонного перетока практически такие же, что и потока флюида внутри обсадной колонны. Основным фактором, затрудняющим выделение заколонных перетоков и искажающим тепловое поле скважины, является движение газа вверх по стволу в момент измерений вследствие негерметичности сальникового устройства лубрикатора. Влияние неблагоприятных факторов можно исключить при целенаправленном воздействии на тепловое поле перетока для формирования аномалий отличных от помех.

Пример обнаружения заколонных перетоков представлен на рис. 2.42.

Пример обнаружения заколонных перетоков

Рис. 2.42. Пример обнаружения заколонных перетоков

В работающей скважине в конце периода отбора был проведен замер термометром.

На диаграмме можно выделить две отрицательные аномалии: первая - в интервале 790-803 м - приурочена к интервалу перфорации и возникла в связи с дроссельным эффектом при работе пласта газом. Вторая аномалия - в интервале щигровского пласта-коллектора 700-720 м - может быть связана с заколонным перетоком.

Через год в этой скважине после проведения капитального ремонта в остановленной, заполненной технической водой скважине был проведен новый замер термометром. На диаграмме отмечается только одна отрицательная аномалия на глубине 790-803 м которая может быть связана с охлаждением щигровского пласта газом, либо с поглощением промывочной жидкости в процессе ремонтных работ. Отрицательная аномалия в интервале 700-720 м исчезла, что говорит о качественно проведенном капитальном ремонте и прекращении заколонных перетоков в скважине. На рис. 2.43 представлена серия замеров термометром в период отбора газа.

Пример серии замеров термометром в период отбора газа

Рис. 2.43. Пример серии замеров термометром в период отбора газа

Замеры проводились при разных дебитах. На всех диаграммах отмечаются отрицательные аномалии, которые можно объяснить зако- лонным перетоком в интервале 450-550 м.

Термометрия позволяет определять также зоны нарушения герметичности колонн скважины. Таким примером может служить замер термометром, представленный на рисунке. По термограмме отмечается отрицательная аномалия в интервале 739-741 м, обусловленная негерметичностью пакера и затворного соединения.

Еще один пример негерметичности подземного оборудования скважины представлен на рис. 2.44.

Выявление мест негерметичности колонны, обусловленные негерметичностъю пакера и затворного соединения

Рис. 2.44. Выявление мест негерметичности колонны, обусловленные негерметичностъю пакера и затворного соединения

В этой скважине в период отбора газа проведена серия замеров термометром на разных режимах работы скважины. На зарегистрированных диаграммах видна отрицательная аномалия, которая связана с негерметичностъю муфты насосно-компрессорных труб на глубине 270 м.

Приведённые примеры показывают, что термометрия позволяет во многих случаях контролировать заколонные перетоки в скважинах и места нарушения герметичности подземного оборудования скважины. Особенно эти процессы ярко проявляются в газовых скважинах за счет сильных термодинамических эффектов (дросселирование, конвективный теплоперенос) газа. Но не во всех случаях данные получаемые термометрией достоверны, что обусловлено сложностью формирования теплового поля в интервалах заколонного движения и большим количеством факторов, влияющих на форму термограммы.

Поэтому для достоверной интерпретации и повышения эффективности геофизических исследований методом термометрии необходимо проведение нескольких временных замеров в скважине и проведение интерпретации с привлечением всех имеющихся данных полученных другими геофизическими методами и информации о конструкции скважины и особенностях ее эксплуатации. Особое внимание при этом необходимо обращать на методы контроля технического состояния скважины (рис. 2.45).

Пример негерметичности подземного оборудования

Рис. 2.45. Пример негерметичности подземного оборудования

Обработка и интерпретация термограмм для выявления перетоков флюида между неперфорированными пластами-коллекторами производится в следующей последовательности. Устанавливаются границы интервалов расхождения термограммы с геотермой по минимально допустимому отклонению между ними. Признаком затруб- ной циркуляции является резко пониженный (вплоть до нулевого), в отличие от геотермического, градиент температур в перемычке между пластами. Источник перетока и тип циркулирующего флюида устанавливают по виду и расположению термограммы относительно геотермы (рис. 2.46). Термограмма может быть расположена выше или ниже геотермы, и пересекать ее.

Выделение интервалов и источников затрубной циркуляции

Рис. 2.46. Выделение интервалов и источников затрубной циркуляции

В первом случае источник поступления флюида определяют по точке максимальной температуры А (а, б). Если максимум температуры находится внизу, то переток происходит из нижнего пласта в верхний, если вверху, то из верхнего пласта в нижний. Источником перетока является пласт с большим давлением. При небольших перепадах давления между пластами дроссельный эффект в пласте-источнике перетока может и не фиксироваться на термограмме. В этом случае судить по виду термограммы о типе флюида, участвующего в перетоке (жидкость или газ), невозможно.

Если термограммы лежат ниже геотермы, источник определяют по точке минимальной температуры В. Если минимум температуры находится внизу, то переток происходит из нижнего пласта в верхний, а нижний пласт либо газоносен, либо обводнен нагнетаемыми водами с температурой ниже пластовой. Если минимум температуры находится вверху, флюид перетекает из верхнего пласта в нижний. Если положение минимума неопределенно, то источником является либо газоносный, либо обводненный закачиваемыми водами пласт.

Когда термограмма пересекает геотерму, источник определяют по расположению термограммы относительно линии, параллельной оси глубин. Если термограмма расположена преимущественно правее этой линии, то переток флюида происходит из верхнего пласта в нижний, если левее, то из нижнего в верхний. В случае когда в перемычке между пластами градиент температур равен нулю, источник выделяют на основе анализа характера насыщения пластов. При этом учитывают, что вверх перемещаются газ и нагнетаемые воды с температурой ниже пластовой.

Определение затрубной циркуляции с помощью метода термометрии основано на изучении теплообмена между скважинной жидкостью и флюидами, циркулирующими в затрубном пространстве. На участке затрубной циркуляции вод устанавливается сравнительно постоянная температура.

Признак затрубной циркуляции флюидов между пластами — резкое снижение градиента температур на термограммах против вмещающих пород между соседними пластами. За верхнюю границу зоны затрубной циркуляции принимают подошву верхнего пласта, залегающего в интервале аномального поведения термограммы по отношению к геотерме, за нижнюю - кровлю нижнего пласта.

Если установить пласт-источник перетока по анализу насыщения пластов и виду термограммы невозможно (изменение температуры в перемычке между пластами не превышает погрешности измерений), оценивается вероятная депрессия на пласты

где АТ - максимальное приращение температуры в пределах пласта, s - коэффициент Джоуля-Томпсона для флюида, насыщающего пласт.

Пласт, в котором величина Ар, оценённая по этой формуле, превышает реальные различия в давлениях между пластами, не может быть источником перетока.

Для однозначного выявления затрубной циркуляции между неперфорированными пластами и установления пласта-источника перетока необходимо привлечение данных о пластовых давлениях и результатов измерений методами, предназначенными для исследования текущего насыщения пластов (например, ИНК), а также кислородного каротажа при выявлении затрубной циркуляции воды и нейтронного каротажа для выявления перетоков газа.

Решаемые задачи:

  • • выявление интервала заколонного перетока;
  • • пласта источника перетока.

Недостатки:

  • • не во всех случаях данные получаемые термометрией достоверны, что обусловлено сложностью формирования теплового поля в интервалах заколонного движения и большим количеством факторов, влияющих на форму термограммы;
  • • основным фактором, затрудняющим выделение заколонных перетоков и искажающим тепловое поле скважины, является движение газа вверх по стволу в момент измерений вследствие негерметичности сальникового устройства лубрикатора.
 
Посмотреть оригинал
< Пред   СОДЕРЖАНИЕ   ОРИГИНАЛ   След >