Что такое зкц в скважине

Обновлено: 18.05.2024

Определение заколонных перетоков жидкости в скважинах при освоении

Заколонная или затрубная циркуляция, то есть движение флюида по стволу скважины за обсадной колонной или как еще говорят заколонный переток пластовых флюидов, возможен по причине некачественной цементации. Нарушение целостности цемента может быть связанно с некачественной или с неудачной первоначальной заливкой, или с изменениями цементного камня под воздействием механических ( физических) или физико-химических процессах, протекающих в прискважинной зоне в процессе испытания скважин и разработки месторождения.

Заколонные перетоки в скважине могут наблюдаться из одного пласта в другой пласт без выхода в скважину; так же они могут наблюдаться в скважину из пласта, залегающего выше или ниже интервала перфорации; а еще перетока могут наблюдаться из скважины в пласт не вскрытые перфорацией.

При выделении интервалов перетока обязательны проведения исследований по контролю качества цементирования скважины.

Выделение заколонных перетоков в скважинах по методам ГИС.

1.1 Признаки выделения заколонных перетоков в добывающих скважинах :

Метод термометрии заключается в регистрации распределения температуры по глубине и измерение температуры во времени. Температурное поле в скважине определяется баротермическим эффектом, эффектом Джоуля-Томсопа, адиабатическим и калориметрическим эффектами, конвективным переносом тепла, явлением разгазирования (фазовыми переходами) и теплопроводностью. Термометрия - основной метод выделения ЗКЦ.

Определение заколонного перетока жидкости снизу:

Признаками перетока жидкости за колонной снизу являются: нарушение геотермического распределения температуры в зумпфе скважины, которое не согласуется с теоретическими представлениями; немонотонное распределение температуры в зумпфе скважины; аномалия калориметрического смешивания в подошвенной части нижнего перфорированного пласта.

Рис.1. Возможные распределения температуры в зумпфе

В зависимости от преобладающих процессов в интервале перетока и против перфорированного пласта в случае заколонного перетока жидкости возможны ситуации, указанные на рис.1:

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 подошвеной части перфорированного пласта при перетоке в зависимости от соотношения температур перетекающей и поступающей из пласта жидкости.

Метод расходометрии основан на регистрации скорости и расхода жидкости или газа за некоторый период времени. Расходомеры подразделяются на гидродинамические и термокондуктивные.

Показания расходометрии могут быть использованы для повышения достоверности определения заколонного движения жидкости. При решении этой задачи расходомер является косвенным методом. Признаками наличия заколонного перетока является интенсивная работа подошвенной части нижнего перфорированного пласта при ЗКЦ снизу и интенсивная работа кровельной части верхнего перфорированного пласта при ЗКЦ сверху.

Метод основан на использовании радиогеохимического эффекта (РГЭ). Этот эффект заключается в том, что в процессе вытеснения нефти водой в передней части фронта вытеснения повышается концентрация и изменяется изотопный состав естественный радиоактивных элементов (от изотопов радия до стабильных изотопов свинца). Исследованиями установлено, что концентрация изотопов радия в радиоактивной оторочке пластовых вод повышается до 1,81*10 5 Бк/мЗ, что приблизительно в 100 раз превышает концентрацию изотопов радия в пластовых водах за контуром нефтеносности. Этот процесс обусловливается перераспределением изотопов радия между фазами пласта: изотопы радия из нефти, связанной воды и с поверхности минерального скелета переносятся в поток вытесняемой воды. Подход радиоактивной оторочки пластовых вод к забоям нефтяных скважин и необратимая адсорбция радиевых солей на цементном кольце скважин сопровождается повышением естествгнной радиоактивности заводненных пластов.

Технология выявления РГЭ заключается в измерении естественной радиоактивности сразу после начала эксплуатации - фоновый замер ГК, и в процессе длительной эксплуатации измерение повторного замера ГК. Признаками наличия заколонного перетока выше интервала перфорации и в зумпфе является увеличение естественной радиоактивности в процессе эксплуатации. РГЭ в интервале перфорации может свидетельствовать об обводнении скважины. При решении задачи выявления ЗКЦ радиогеохимический эффект является косвенным методом.

1.2 Признаки выделения заколонных перетоков в нагнетательных скважинах по методам ГИС:

Исследования нагнетательных скважин геофизическими методами проводятся при различных режимах работы: при закачке в скважину воды, при изливе, в режиме остановленной скважины, при переходных режимах.

Определение заколонного перетока вниз от нтервала перфорации.

На переток вниз указывает увеличенный профиль приемистости в подошве нижнего принимающего пласта. На переток вверх указывает увеличенный профиль приемистости в кровле верхнего принимающего пласта.

1.3 Признаки выделения заколонных перетоков в осваиваемых скважинах по методам ГИС:

Освоение и опробование скважин — это комплекс работ, связанный с кратковременным вызовом притока жидкости из пласта для оценки ее состава, выполняемых в разведочных и эксплуатационных обсаженных скважинах после бурения и в капитальном ремонте.

В настоящее время на геофизических производственных предприятиях исследования нефтегазовых скважин в процессе освоения и опробования ведутся с применением компрессоров и свабов. Важным здесь является то, что особенности формирования температурного поля после пуска скважины не зависят от способа вызова притока жидкости из пласта, т.е. проявляются как при компрессировании, так и при свабировании.

При компрессорном освоении в скважине наблюдаются переходные процессы в результате сочетания различных режимов работы компрессора и скважины: до включения компрессора - квазиустановившийся режим, после включения компрессора - режим нагнетания; после прорыва воздуха при работе компрессора - режим отбора жидкости; после выключения компрессора - режим восстановления забойного давления. В таких условиях изменяется скорость и направление потоков жидкости, в связи с чем происходит постоянное изменение забойного давления.

Свабирование эффективно при освоении малодебитных скважин. Основной результат свабирования при геофизических и гидродинамических исследованиях - снижение уровня жидкости в стволе скважины и создание депрессии на пласт.

При свабировании по мере снижения забойного давления начинается приток пластового флюида в ствол скважины. После прекращения свабирования приток из пластов продолжается. Притекающий из пластов флюид скапливается в стволе скважины, уровень жидкости поднимается, растет забойное давление. Интенсивность роста забойного давления зависит от пластового давления, продуктивности пластов, от площади сечения потока жидкости в стволе скважины (диаметра НКТ) и от плотности жидкости в скважине.

Определение закаленного перетока жидкости снизу.

Применение термометрии для выявления заколонных перетоков жидкости основано на анализе температурных аномалий, возникающих в интервале перетока и в подошвенной части интервала перфорации. Характер нарушения геотермического (первоначального) распределения в зумпфе определяется конвективным переносом тепла и дроссельным эффектом, проявляющимся по пути движения жидкости.

Величина и форма температурных аномалий при перетоке определяются распределением давления по пути движения жидкости, коллекторскими

свойствами пласта-источника обводнения и, соответственно, могут сильно различаться. Объяснение особенностям распределения температуры в интервалах перетоков можно получить на основе главных факторов, участвующих в формировании теплового поля. К таким факторам относятся разогрев движущейся жидкости вследствие эффекта дросселирования, конвективный перенос тепла по пути движения и теплообмен с окружающими породами и скважиной. Обычно указанные факторы участвуют в формировании температурной аномалии одновременно, но на том или ином участке проявление одного фактора может преобладать над другим.

Помимо нарушения первоначального распределения температуры в зумпфе признаком заколонного перетока снизу является калориметрический эффект в подошвенной части перфорированного пласта, возникающий в результате смешивания потоков жидкостей, поступающих из перфорированного пласта и по заколонному пространству снизу.

Рис.4. Возможные распределения температуры при заколонном перетоке снизу для различных режимов работы скважины.

Из рисунка видно, что при наличии перетока ждкости в зумпфе нарушается геотермическое распределение температуры, при этом точка выхода на геотерму локализована по глубине.

Косвенным признаком перетока жидкости снизу может служить интенсивная работа перфорированного паста по данным расходометрии и наличие радиогеохимического эффекта в подошвенной части пласта.

Задача:Определение профиля приемистости,наличие ЗКЦ.

Тип скважины эксплуатационная .

Исследования проведены с целью определения интервалов отдачи.

Иск. забой отбит на глубине 1230,2м.

Заколонный переток не обнаружен.

Задача:Определение профиля приемистости,наличие ЗКЦ.

Тип скважины эксплуатационная .

Дата исследования: 23.10.1998.

По данным проведенных исследований отмечается поступление жидкости из верхнего интервала перфорации 1200-1208м.

Работа интервала перфорации 1222-1224м не отмечается.

Заколонные перетоки сверху и снизу в интервал перфорации не отмечаются.

Задача:Определение профиля приемистости,наличие ЗКЦ.

Тип скважины эксплуатационная,нагнетательная.Д скв = 216.

Дата исследования: 07.08.1989

Негерметичность колонны и заколонного пространства в интервале исследования не отмечается.

Задача:Определение профиля приемистости,наличие ЗКЦ.

Тип скважины эксплуатационная,нагнетательная.

Дата исследования 12.02.89.

Искомый забой 1240м

По проведенным исследованиям до и после возбуждения скважины компрессором:

Отмечается работа интервала перфорации 1221.4-1229.4м.

Отмечается негерметичность заколонного пространства в интервале 1229.7-1237.2м.

Забой отбит на гл. 1240.8м.

Задача:Определение профиля приемистости,наличие ЗКЦ.

Тип скважины эксплуатационная .

Д скв = 216.Дата исследования 19.10.81.

Интервалы перфорации:1220-1222,0м,1226-1228 м,1231-1232 м,1234.6-1240.6 м.

Искомый забой - 1233 м.

Исследования проведены с целью определения отдающих интервалов.

Как отдающий отмечается интервал 1220 - 1222,0 м.

С незначительной отдачей работает интервал 1226 - 1228 м.

Искомый забой - 1233 м.

ЗКЦ не обнаружена.

Исследования нагнетательных скважин геофизическими методами проводятся в различных режимах: при закачке, при изливе, в режиме остановленной скважины. Определение заколонных перетоков в нагнетательных скважинах (и не только в нагнетательных) один из самых важных процессов интерпретации данных.

В результате выполнения курсовой работы: были подробно рассмотрены и изучены методы определения заколонного перетока в скважине; освоена методика и технология интерпретации материалов и данных ГИС в определении затрубной циркуляции жидкости; была выполнена практическая часть - интерпретация нескольких скважин Юсуповского месторождения, целью которой являлась определение заколонных перетоков.

1. И. Г. Сковородников «Геофизические исследования скважин» г. Екатеринбург. 1997г.

2. В. М. Добрынин «Промысловая геофизика» г. Москва «Недра» 1989г.

3. Д. И. Дьяконов «Общий курс геофизических исследований скважин» г. Москва «Недра» 1984г.

4. Б. А. Головин, А. А. Муха «Контроль за разработкой нефтяных и газовых месторождений геофизическими методами» г. Саратов 2005г.

5. «Методические указания по контролю тех. состояния скважин» г. Москва 2002г.

6. Р. А. Валиуллин, В. Ф. Назаров, А. Ш. Рамазанов «Методические рекомендации по термическим исследованиям скважин» г. Уфа 1989г.

7. «Интерпритация результатов геофизических исследований нефтяных и газовых скважин» Справочник, г. Москва «Недра» 1988г.

8. Дьяконов Д.И., Леонтьев Б.И., Кузнецов Г.С. Общий курс геофизических исследований скважин. М.. Недра, 1984

9. Интерпретация результатов геофизических исследований нефтяных и газовых скважин.//Справочник. Москва: Недра, 1988.

10. Кнеллер Л.Е.. Салимов В.Г. Промысловая геофизика. Геофизические исследования скважин. // Уфа - Башкирский университет. - 1997.

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.

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»

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЗАКОЛОННЫХ ПЕРЕТОКОВ ИЗ ВЫШЕЛЕЖАЩИХ ПЛАСТОВ

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

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

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:

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:

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 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

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. 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.

РИР после обнаружения ЗКЦ

Подскажите. Условие: Одной скважиной эксплуатируется один пласт под репрессией. ЗКЦ обнаружено в интервале нефтенасыщенного коллектора (по пороговым значениям петрофизических параметров), но так как профиль ЗКЦ распространен только в интервале литологических границ, то руководство отменило проведение РИР. Вопрос: для принятия решения по проведению РИР все-таки мы должны опираться на литологические границы или границы, которые определены по пороговым значения как коллектор.
Как правило вне нефтенасыщенного коллектора присутствуют глины, которые не являются проницаемыми породами для рентабельной разработки. То есть я хочу сказать, что мое мнение все-таки необходимо для принятия решения о проведении РИР опираться на границы нефтенасыщенного коллектора – это и будет правильный учёт закачки полезной воды, а все что уходит вне границ нефтенасыщенного коллектора является бесполезной закачкой соответственно является стимулом для рассмотрения под РИР. Жду ответа.

28 Окт 2008 Активность участников

под репрессией? нагнеталка что ли?
или же все таки под депрессией?

Unknown пишет:

под репрессией? нагнеталка что ли?
или же все таки под депрессией?

нагнетательная.

Эксплуатация скважин с ЗКЦ вообще-то запрещена. С технадзором еще не возникало траблов?
Так что какая разница - лечить все равно надо там, где утекает.

А определение полезной/бесполезной закачки штука непростая. Для начала, считать воду,
поступившую в целевой пласт, полезной закачкой вполне подходит.

Гоша пишет:

Не возникало или до меня эти проблемы не доходили. Целевой пласт - это что такое? abet пишет:

Целевой пласт - это что такое?

Тот пласт, в который хотим закачать. Гоша пишет:

Тот пласт, в который хотим закачать.

abet пишет:

У вас грамотное руководство. Конечно, надо бы увидеть каротажку, но думаю, что не ошибусь, если посоветую не тратить деньги на РИР и запустить скважину в работу. Ведь заколонная циркуляция (ЗКЦ) обнаружена в интервале нефтенасыщенного коллектора. В любом случае нагнетаемая вода будет повышать коэффициент охвата и поддерживать пластовое давление.

Ежели за счет заколонки нет сообщаемости разных объектов эксплуатации, то и черт с ней.

Да, целевой - именно нефтенасыщенный,

а если он водонасыщенный с пониженным Рпл - то это просто утилизация воды, а не ППД

Савельев пишет:

Ежели за счет заколонки нет сообщаемости разных объектов эксплуатации, то и черт с ней.

Ага, если зная, что рядом действительно нет других песчаников (плюс-минус X м по глубине)

Что то не совсем понял я вопрос уважаемого топикстартера. Надо ли делать РИР? Думаю что да, посколько даже несущественная ЗКЦ после запуска скважины под закачку приведет к наращиванию объемов ухода нагнетаемой воды не по назначению в геометрической прогрессии.

Как с работающим ЗКЦ вы планируете учитывать объем эффективной закачки по данной скважине? Каким образом будет рассчитываться компенсация и все оттуда вытекающее?

Plenoff пишет:

Хотелось бы спросить у Plenoff: уход нагнетательной воды не по назначению – это куда? В условии дано, что заколонная циркуляции наблюдается в интервале нефтенасыщенного пласта, а это значит, что уход воды будет идти в нефтенасыщенный пласт и вода пойдет туда, где будет её недостаток, компенсируя отборы. Поэтому с компенсацией здесь будет все нормально. Это, во-первых. Во-вторых, проведение РИР в интервале коллектора – пустая трата денег. Если вы (не персонально) так делаете в своей компании, то акционеры компании должны гнать подальше таких специалистов. Мамонт пишет:

Не по назначению - это, к примеру, в АС12 вместо АС11 (в условиях Приобки, где, как мне кажется и находится скважина, про которую идет речь). Или еще веселее- в вышележащий сеноман.

Заколонная циркуляция отмечена только (если это так!) в интервале продуктивного пласта. Велика вероятность того, что по геофизике просто не смогли проследить циркуляцию за колонной ниже продуктивного интервала тупо из-за фона самого пласта.

Уход воды будет идти туда, куда ему проще. То есть за колонну. А не туда где есть отборы. Поэтому с компенсацией не будет все нормально. Это во-первых.

Во-вторых, проведение РИР в интервале коллектора – НЕ пустая трата денег. Мы (не персонально) так в своей компании делаем и получаем приросты с добывающих скважин. Поэтому акционеры компании (эта фраза, кстати, улыбнула отчаянно. ) должны прибавить зарплату таким специалистам.

Если не сложно - можешь сказать почему Мамонт? Не связано это с небезызвестным месторождением?

Если т.н. ЗКЦ отмечается в интервале одного пласта, ограниченного литологически, то с помощью изоляционных работ избавиться от ЗКЦ не получится. Такого рода ЗКЦ обычно возникают, когда пласт с подошвенной водой был изначально перфорирован в верхней части (скважина запускалась в отработку на нефть). После перевода под нагнетание работает весь пласт - РИР бесполезен.
Если же идет переток в отделенный глинистой перемычкой пласт, то РИР тут нужен.
Это, конечно, общие рассуждения, без каротажки определенно сказать не могу.

По поводу определения перетоков (ЗКЦ): как раз переток в нижележащий пласт четко определяется по ПГИ, а вот вверх - уже сложно из-за влияния закачиваемой воды в стволе скважины.

Plenoff пишет:

Если не сложно - можешь сказать почему Мамонт? Не связано это с небезызвестным месторождением?

Если это, к примеру, в АС12 вместо АС11, или еще веселее – в вышележащий сеноман, то это не соответствует условию задачи.

Что касается вероятности того, что по геофизике просто не смогли проследить циркуляцию за колонной ниже продуктивного пласта, то только слепой не увидит частые, частые линия термометра в конце интервала приемистости.

Уход воды. Возвращаемся к заданным условиям. Мы говорим о одном нефтенасыщенном пласте, и в этом пласте вода пойдет в зоны разгрузки.

Если вы делаете РИР в интервале коллектора, и вам удается в неком интервале этого интервала установить цементное кольцо, то вам не только должны прибавить зарплату, но и выдать государственную премию. Делая РИР в интервале пласта, вы загоняете цемент (или еще что-то) в наиболее приемистые, как правило, водонасыщеные пропластки, тем самым снижаете их приемистость, и нагнетаемая вода в какой-то промежуток времени активнее работает в нефтенасыщенной части, в результате чего повышается коэффициент охвата. Таким образом, вы можете сбить обводненность продукции в добывающих скважинах. Отсюда и приросты. Эти работы нельзя назвать РИР, так как после ОЗЦ и перфорации нефтенасыщенного интервала, ГИС вновь покажут заколонную циркуляции.

А почему Мамонт не может быть просто как сокращение от фамилии, или что-то крупное и вымирающее?

Опыт работ по ликвидации заколонных перетоков на нагнетательных скважинах ПАО «Газпром нефть»

Современное состояние большинства нефтяных месторождений на территории Российской Федерации характеризуется высокой обводненностью добываемой продукции и снижением добычи нефти на поздней стадии разработки месторождений. Одной из причин обводнения скважин является появление заколонных перетоков за эксплуатационной колонной. Кроме того, заколонные перетоки зачастую выявляются на нагнетательных скважинах. Для качественного планирования и выбора технологии ремонтно-изоляционных работ необходимо понимание интервала и характера заколонного перетока. В процессе работ по ликвидации заколонных перетоков на нагнетательной скважине были проведены исследования с применением метода ИННК. Данные исследования позволили выявить интервалы ухода жидкости по межпластовому перетоку и оценить качество выполненных ремонтно-изоляционных работ.

Ключевые слова: ремонтно-изоляционные работы, ликвидация заколонных перетоков, промыслово-геофизические исследования

На успешность ремонтно-изоляционных работ по ликвидации заколонных перетоков во многом влияют результаты промыслово-геофизических исследований (ПГИ), на основании которых происходит выбор технологии ремонтно-изоляционных работ. Появление заколонных перетоков в скважинах происходит по различным причинам:

- проведение различных геолого-технических мероприятий – кислотные обработки, перфорационные работы;

- нагнетание жидкостей при гидроразрыве пласта;

- низкое качество первичного цементирования эксплуатационной колонны;

- высокое забойное давление закачки в нагнетательных скважинах.

ПГИ качественно могут определить интервалы поступления водопритока в добывающих скважинах или ухода жидкости в нагнетательных скважинах, однако не могут выявить характер перетока - по заколонному пространству из-за трещин в цементном камне за эксплуатационной колонной (рисунок 1), внутрипластовый переток (рисунок 2), по трещине гидроразрыва пласта (рисунок 3), а также детализирующих интервал перетока.

С высокой успешностью выполняются работы по ликвидации заколонных перетоков по негерметичному цементному кольцу (рисунок 1), с низкой успешностью работы по ликвидации перетоков по трещинам ГРП (рисунок 3). Чем больше толщина глинистой перемычки между продуктивным и соседними непроектными интервалами, тем обычно выше успешность работ по ликвидации ЗКЦ. Поэтому для принятия решения с целью выбора технологии проведения работ необходимы качественно выполненные геофизические исследования, обеспечивающие однозначность заключения о выявленной проблеме. Особенно это актуально при проведении ремонтно-изоляционных работ на нагнетательных скважинах, характеризующихся высокими рабочими забойными давлениями при эксплуатации.

Кроме того, при длительной работе скважины с заколонным перетоком трудно качественно оценить эффект проведения РИР. Но как объективно убедиться в эффективности выполненных ремонтов?

Зачастую процесс охлаждения интервалов перетока и поглощения воды вследствие его масштабности при ЗКЦ может приводить после прекращения непроизводительного ухода холодной воды к длительному сохранению на термограммах характерных «переточных» аномалий. Опыт проведения повторных ПГИ в компании «Газпром нефть» (после проведения РИР по изоляции ЗКЦ) показывает, что стандартный комплекс ПГИ, основанный на термозамерах - с этой задачей не справляется и даже опытные интерпретаторы могут продолжать «фиксировать» эффекты последствий от ЗКЦ.

В этой связи на стадии оценки эффективности РИР встает вопрос об использовании более надежного метода определения ЗКЦ.

Рисунок 1 – Заколонный переток по негерметичному цементному камню

Рисунок 2 – Внутрипластовый заколонный переток

Рисунок 3 – Поступление воды по трещине ГРП

На рисунке 4 приведены результаты промыслово-геофизических исследований, проведенные с помощью метода термометрии на нагнетательной скважине до и после ремонтно-изоляционных работ. Результаты исследований при этом не дали однозначного результата о прекращении заколонной циркуляции. Причина – видимая в статике на планшетах в течение длительного времени после прекращения ЗКЦ отрицательная термоаномалия (рисунок 4), возникшая в зоне межпластового перетока за длительный период действия закачки холодной воды (на рисунке интервал записей термометрии правда не охватывает весь интервал ЗКЦ). Данная термоаномалия достаточно инерционна и нужен продолжительный срок после прекращения ЗКЦ, чтобы она полностью расформировалась.

Рисунок 4 - Замеры термометрии (статика и фоновая статика – правая панель), выполненные в интервале продуктивных толщин за разные даты: 22.03.2018 (фон до закачки МВ - закачка МВ выполнена 24.03.2018) и последующие: 08.04.2018 (сразу после РИР), 04.05.2018г. Другие панели планшета (слева направо): глубина (м), конструкция ствола, записи ГИС-открытый ствол (ПС и ИК), ГК и локатора муфт (в условных единицах).

На основании результатов исследований экспертами Научно-Технического Центра ПАО «Газпром нефть» был разработан алгоритм проведения ремонтно-изоляционных работ:

1) Отсыпка существующего интервала перфорации;

2) Спуск и посадка пакерного оборудования на глубине 2740 метров;

3) Закачка состава расширяющегося тампонажного материала (РТМ) – 1 этап (объем состава уточнялся по результатам приемистости перед проведением РИР);

4) Ожидание затвердевания цементного раствора (ОЗЦ);

5) Разбуривание цементного стакана;

6) Перфорация спец. отверстий в интервале 2880-2881 м;

7) Определение приемистости при давлении 10.0 МПа;

8) Спуск и посадка пакерного оборудования на глубине 2720 м.

9) Опрессовка эксплуатационной колонны по затрубному простраству;

10) Закачка состава расширяющегося тампонажного материала (РТМ) – 2 этап (объем состава уточнялся по результатам приемистости перед проведением РИР);

11) Ожидание затвердевания цементного раствора (ОЗЦ);

12) Разбуривание цементного стакана.

С целью ликвидации заколонных перетоков работы проводились в два этапа. На первом этапе работы проводились с применением расширяющегося тампонажного материала (РТМ-75 ПВ) плотностью 1.91 г/см3 через специальные отверстия в колонне. Перед закачкой тампонажного материала была определена приемистость интервала изоляции, которая составила 385 м3/сут при давлении 10.0 МПа. В интервал изоляции было закачано 4.0 м3 состава РТМ. Конечное давление продавки составило 14.0 МПа.

На втором этапе работы проводились с применением утяжеленного тампонажного материала (РТМ-75 ПВ) плотностью 2.0 г/см3. Перед закачкой тампонажного материала была определена приемистость интервала изоляции, которая составила 442 м3/сут при давлении 10.0 МПа. В интервал изоляции было закачано 2.0 м3 состава РТМ. Конечное давление продавки составило 16.0 МПа.

На этой нагнетательной скважине с целью повышения информативности на данной скважине проведены геофизические исследования с замером ИННК как до мероприятия РИР, так и после РИР. На рисунке 5 приведены результаты исследований. В процессе проводилась закачка меченого вещества в виде пачек жидкости на основе растворов NaCl с последующим контролем эффекта от закачки стационарным или импульсным нейтрон нейтронным методом каротажа (ННК или ИННК). На верхней панели при нормировке кривых (фоновой ИННК и после закачки МВ от 24.03.2018) хорошо прослеживается весь интервал заколонной циркуляции выше интервала перфорации, на нижней панели нормировка записей ИННК показала расхождение записи (10.04.2018), выполненной после РИР, с фоном только в районе перфорационных отверстий. Следовательно, пространство ЗКЦ после РИР полностью изолировано и рассматриваемая нагнетательная скважина может быть переведена в эксплуатацию.

Рисунок 5 - Пример с сопоставлением записей ИННК (условные единицы) в выявленном интервале ЗКЦ: верхняя панель – до проведения РИР, нижняя панель – после выполнения РИР; расхождения между фоном и повторным ИННК оттенены (прочие пояснения в тексте).

По результатам второго РИР заколонный переток был ликвидирован, что подтверждается результатами исследований ИННК от 10.04.2018г.

Выводы

Таким образом, временные исследования с применением метода ИННК с использованием технологии закачки меченого вещества на основе раствора с аномально поглощающими тепловые нейтроны химическими элементами (в данном случае - хлор) позволили:

а) оценить характер и интервал заколонного перетока,

б) принять правильное решение о выборе технологии проведения ремонтно-изоляционных работ,

в) однозначно убедиться в успешности проведенного в скважине РИР (в отличие от традиционно используемых замеров термометрии, которые сразу не дали однозначного ответа об эффективности выполненного РИР).

Список литературы:

1) Ипатов А.И., Кременецкий М.И., Каешков И.С., Колесников М.В., Михайлов С.А., Хасаншин Р.Н. - Решение проблем оценки непроизводительной закачки воды в нагнетательных скважинах и эффективности ремонтно-изоляционных работ на основе гидродинамико-геофизических исследований, // Журнал «Геофизика» - 2019 - №1- стр 41-48

Степень сложности

Освоением технологий строительства многоствольных скважин специалисты «Газпром нефти» занимаются уже более пяти лет. Их строительство связано с дополнительными финансовыми затратами и повышенным риском, но количество таких скважин в компании год от года растет. Причина проста: зачастую многостволки оказываются чуть ли не единственным эффективным способом добычи трудноизвлекаемой нефти

Первые многоствольные скважины были пробурены еще в годах прошлого века (см. врез). Однако в то время технологии были недостаточно развиты, чтобы делать это эффективно. Был ограничен и спрос: большинство месторождений успешно разрабатывались традиционными вертикальными или наклонно направленными скважинами.

Ситуация изменилась в Тогда стимулом для развития этого направления в мировой нефтедобыче стали потребности шельфовых проектов. Стоимость бурения на шельфе очень высока, поэтому строительство одной скважины с несколькими стволами-ответвлениями оказалось логичным решением, позволявшим экономить. Многоствольных скважин строилось все больше, сервисные компании совершенствовали свои умения и разрабатывали новые решения, повышая надежность результатов. С усложнением горно-геологических условий потребность в таких технологиях стала расти и на суше. А сегодня для некоторых проектов многоствольные скважины стали уже единственно возможным вариантом для их успешной реализации.

Тем не менее строительство многоствольных скважин и сейчас остается более рискованным и затратным делом, чем традиционное бурение. Конечно, никто не станет строить сложные и дорогие скважины без достаточных на то причин. Для «Газпром нефти» такие причины появились при реализации крупнейших арктических проектов «Новый порт» и «Мессояха». «Некоторый опыт был и раньше. В годах на активах „Газпромнефть-Муравленко“ и „Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз“ уже строились самые простые двуствольные скважины, — рассказывает начальник отдела по заканчиванию скважин Научно-технического центра „Газпром нефти“ Филипп Бреднев. — Однако по-настоящему сложные технологические решения для строительства многоствольных скважин начали испытывать лишь три года назад».

Деликатная технология

Сложные скважины позволяют добиваться лучших результатов в залежах с трудной геологией — на таких видах ресурсов, как ачимовские отложения, нефтяные оторочки, шельфовые проекты, баженовская свита. Они особенно актуальны там, где нельзя провести гидроразрыв пласта (ГРП) из-за высоких рисков прорыва в скважину газа или воды, соседствующих с нефтью. Если трещина ГРП оказывается слишком большой и проникает в газовую шапку или нижележащий водоносный слой, дальнейшая добыча нефти из этой скважины часто становится невозможной.

Там, где над нефтью есть мощные газовые шапки (как, например, на Новопортовском месторождении), прорывы газа возможны и без ГРП. Чтобы этого не происходило, приходится ограничивать добычу, снижая депрессию Депрессия на пласт — разность между пластовым и забойным давлением в работающей скважине. Чем выше депрессия, тем интенсивнее приток жидкости в скважину. , а это негативно сказывается на экономике проекта. Многоствольные скважины, которые за счет большей протяженности стволов увеличивают коэффициент охвата продуктивного пласта, позволяют решить эту проблему. При одинаковой депрессии они дают более высокие стартовые дебиты, чем одностволки. А чем больше дебит, тем быстрее окупается скважина и проект в целом. Строительство таких скважин на месторождениях в Заполярье позволяет более эффективно использовать пятилетние налоговые каникулы, действующие там, чтобы окупить дорогостоящую инфраструктуру.

В других случаях, например на Восточно-Мессояхском месторождении, многоствольные скважины позволяют более эффективно охватить сложные, расчлененные залежи, состоящие из многочисленных, не связанных друг с другом объектов — ловушек с нефтью. Бурить отдельную скважину к каждой такой ловушке было бы слишком дорого, а зачастую это и технически невозможно, так как их точное расположение не установить.

Читайте также: