Исследования скважин делятся на геофизические и гидродинамические.
Геофизические методы исследования скважин.
К геофизическим методам исследования скважин относят:
1. Различные методы каротажа, проводимые для исследования с целью определения характера пройденных скважиной пластов.
2. Методы контроля технического состояния скважины.
К наиболее распространённым методам относятся: электрический каротаж, гамма-каротаж (ГК), нейтронный гамма каротаж (НГК), гамма-гамма каротаж.
Электрический каротаж – способ измерения кажущегося удельного сопротивления (КС) пород и потенциала самопроизвольно возникающего электрического поля (ПС) вдоль ствола скважины и получения кривых, показывающих изменение этих двух величин.
Электрический каротаж применяют в необсаженных участках скважины. В процессе капитального ремонта проводят большой объём геофизических исследований с помощью методов радиоактивного каротажа, основанные на том, что все горные породы содержат радиоактивные вещества в тех или иных количествах.
Исследование характера насыщённости и выработки продуктивных пластов, уточнение геологического разреза скважин (КР8-1).
Для корреляции разрезов и изучения литологического состава пород по разрезу применяют гамма-каротаж, основанный на различной степени естественной радиоактивности горных пород, которые содержат небольшое количество радиоактивных элементов в рассеянном состоянии.
Нейтронный гамма-каротаж применяют для уточнения характера породы (пористости и литологии), выделения и оценки коллекторов нефти и газа, отбивки водонефтяного контакта. С помощью НГК определяют также границу газо-нефтяного или газо-водяного раздела.
Для оценки насыщённости пласта нефтью, либо водой применяют гамма-гамма каротаж.
Кроме геофизических методов применяют и гидродинамические. Сущность гидродинамических методов исследования скважин заключается в определении характеристик пластов и скважин по данным измерения дебитов скважин и забойных давлений при установившихся и неустановившихся процессах фильтрации жидкостей и газов в пласте.
Метод установившихся отборов (его часто называют методои пробных откачек) применяют при исследовании всех видов добывающих скважин (нефтяных, газовых, нефтегазовых и т.д.). сущность его заключается в том, что на основе промысловых измерений устанавливают зависмость между дебитом скважины и забойным давлением.
Пластовое давление замеряют заранее, учитывается, что оно длительное время практически остаётся постоянным. Исследавания проводят 3-4 раза.
По данным исследований строят графики зависимости дебита скважины от величины депрессии ΔР, то есть перепады между пластовым и забойным давлениями. Такие графики называют индикаторными диаграммами.
Q
1
2
3
4
ΔР
По форме линии индикаторных диаграмм могут быть прямыми (линия 1), выпуклыми (2) и вогнутыми (3) относительно оси дебитов.
Если индикаторная диаграмма вогнута относительно оси дебитов, то исследование на приток считают неудовлетворительным и его необходимо повторить.
Коэффициентом продуктивности добывающей скважины называется отношение его дебита к депрессии, соответствующей этому дебиту:
.
Потенциальным дебитом скважины называют максимальную производительность скважины при забойном давлении равном нулю.
По полученному в результате исследования скважины коэффициенту продуктивности устанавливают режим её работы, подбирают необходимое оборудование. По изменениям этого коэффициента судят об эффективности обработок призабойной зоны скважин, а также о качестве ремонтов.
Оценка технического состояния
скважин (КР8-2).
Для оценки технического состояния также применяют геофизические и гидродинамические исследования.
Контроль цементирования ОК.
Качество цементирования определяют цементомером, принцип действия которого основан на гамма-гамма каротаже.
Для отбивки верхнего уровня цементного кольца, т.е. для определения высоты подъёма цементного раствора используют термометр.
Акустическая цементометрия (АКЦ) – надёжный способ определения качества цементирования. Акустические цементомеры позволяют судить о характере сцепления цементного камня с обсадными трубами и стенками скважины, а следовательно, и о надёжности разобщения пластов от водоносных.
Определение места притока воды в скважину.
Место притока посторонней воды в скважину через дефекты эксплуатационной колонны определяют с помощью резистивиметра, электротермометра, дебитомера (расходомера) – путём снижения уровня жидкости в скважине, фильтр которой перекрыт.
Место притока (дефекта в колонне) с помощью дебитомера определяют следующим образом. После изоляции фильтра скважины снижают уровень жидкости в колонне до тех пор, пока скорость притока жидкости через дефект в колонне не превысит порога чувствительности дебитомера. После вызова притока прибор медленно опускают в ствол. При этом, если он находится выше дефекта в колонне, то регистрируется приток жидкости, направленный вверх. Если же прибор расположен ниже дефекта в колонне, то движение жидкости не регистрируется. Место дефекта в колонне соответствует глубине, где дебитомер регистрирует прекращение притока жидкости.
Место дефекта в эксплуатационной колоне определяют с помощью резистивиметра следующим образом. После изоляции фильтра снижают уровень жидкости в скважине до тех пор, пока не появится приток посторонней воды через дефект. В результате исследования получают кривую зависимости дебита посторонней воды от величины динамического уровня в скважине. Отбирая пробу воды, устанавливают её солёность, выраженную в градусах Боме.
После исследования ствол скважины промывают до тех пор, пока из него не будет удалена посторонняя вода, затем ствол заполняют водой, солёность которой должна отличаться от солёности посторонней воды на 2-5°. Если солёность посторонней воды равна 4-5° и более, то скважину можно заполнить пресной или морской водой, имеющей солёность 1,4-2°. Если же солёность посторонней воды 1,5-3°, то скважину следует заполнить водой с солёностью 5-7°.
Воду требуемой солёности закачивают через промывочные трубы до тех пор, пока вся находящаяся в ней вода не будет заменена. Затем в скважину спускают резистивиметр, при помощи которого замеряют удельное сопротивление воды, зависящее от её солёности. Первый (контрольный) замер должен показать, что скважина заполнена водой одинаковой солёности. После контрольного замера снижают уровень в скважине, чтобы вызвать приток посторонней воды через нарушение в эксплуатационной колонне. Снижение уровня определяют по данным исследования с таким расчётом, чтобы после установления статического уровня посторонняя вода в эксплуатационной колонне поднялась на высоту 50-100 м. снизив уровень, снова проводят замер резистивиметром. При этом устанавливают наличие посторонней воды в определённом интервале с солёностью, отличающейся от солёности воды, заполнившей скважину до снижения уровня. Если показания по резистивиметру окажутся неясными, снижение уровня и замер повторяют несколько раз.
Сравнивая полученные диаграммы замеров, определяют глубину местонахождения дефекта в эксплуатационной колонне.
Место притока посторонней воды с помощью электротермометра определяют в тех случаях, когда для использования резистивиметра требуется длительная подготовка скважины.
Работы выполняют в следующей последовательности. После изоляции фильтра скважины снижают уровень жидкости для вызова притока посторонней воды, скважину исследуют на приток и заполняют водой до устья, оставляя в таком состоянии на 24-48 ч для установления определённой температуры жидкости по всему стволу. Затем спускают электротермометр для контрольного замера температуры.
При контрольном замере наблюдается равномерное повышение температуры по мере увеличения глубины замера. Выполнив контрольный замер, снижают уровень жидкости в скважине (тартанием) для вызова притока посторонней воды через дефект в эксплуатационной колонне. После снижения уровня на 20-50 м ниже статического замеряют температуру жидкости по стволу скважины. Место притока устанавливают по резкому изменению температурных кривых на диаграмме электротермометра.
При капитальном ремонте иногда применяют ускоренный метод определения места притока воды, сущность которого заключается в том, что после заполнения скважины водой до устья сразу же проводят контрольный замер. Если имеется приток посторонней воды, то температурная аномалия будет отмечена в месте притока. Однако ускоренный метод не всегда обеспечивает получение чётких диаграмм.
Испытание колонны на герметичность.
Испытание проводят одним из двух способов – опрессовкой или снижением уровня.
Способ опрессовки. Устье скважины оборудуют опрессовочной головкой с манометром. Жидкость в колонну нагнетают с объёмной скоростью, при которой обеспечивается плавное увеличение давления. Давление во время опрессовки зависит от ожидаемого максимального давления после освоения, но и не должно быть ниже следующих.
| Диаметр колонны, мм | 114-127 | 140-146 | 178-194 | 219-245 | |
| Минимальное давление, МПа | 12,0 | 10,0 | 8,0 | 7,5 | 7,0 |
Указанные нормы в зависимости от степени изношенности колонны и характера ремонтируемой скважины могут быть изменены по усмотрению геологической службы.
Если в процессе опрессовки, в каком либо сечении колонны возможно возникновение напряжений, превышающих допустимые для обсадных труб, опрессовку следует проводить секционно с помощью пакера.
Результаты считаются положительными, а колонна герметичной, если отсутствует перелив жидкости и выделение газа из колонны, а также если давление в течение 30 минут не снижается или снижается не более, чем на 0,5 МПа при давлении выше 7 МПа и не более чем на 0,3 МПа при давлении ниже 7 МПа. Наблюдения за изменением давления рекомендуется начинать через 5 минут после достижения давления опрессовки.
В случае повышения этой нормы необходимо принять меры по обеспечению герметичности колонны, после чего испытание следует повторить.
Если нагнетанием жидкости давление на устье скважины повысить до контрольного значения не удаётся, то колонна считается негерметичной.
Способ снижения уровня. В этом случае уровень жидкости в обсадной колонне снижают с помощью компрессора (т.е. нагнетанием через НКТ или бурильные трубы сжатого газа или воздуха), либо с помощью штанговых или безштанговых насосов, а также оттартыванием жидкости желонками, вытеснением из скважины трубами (в пределах 800-1000 м) и с вибрированием.
Процесс снижения уровня газом (сжатым воздухом) состоит в том, что в скважину спускают НКТ или бурильные трубы и газом (сжатым воздухом) выдавливают жидкость. Глубина первоначального спуска труб зависит от давления, развиваемого компрессором. Затем уровень снижают путём постепенного допуска труб до заданной глубины отдельными секциями.
При испытании эксплуатационных колонн на герметичность описанными способами необходимо снизить уровень жидкости в скважине до следующих значений:
| Глубина скважины, м | До 500 | 500-1000 | 1000-1500 | 1500-2000 | Более 2000 |
| Снижение уровня (не менее), м |
Колонна считается герметичной, если в течение 1 ч перелива жидкости или выделения газа не наблюдается или если уровень жидкости, сниженный до требуемого за 8 ч наблюдения, не будет более данных, приведённых ниже в таблице (уровень следует замерять через каждые 2 часа).
Таблица. Допустимые изменения уровня.
| Диаметр колонны, мм | Глубина снижения уровня, м | ||||
| До 400 | 400-600 | 600-800 | 800-1000 | Более 1000 | |
| 114-219 | 0,8 | 1,1 | 1,4 | 1,7 | 2,0 |
| Более 219 | 0,5 | 0,8 | 1,1 | 1,3 | 1,5 |
Если в течение 8 ч уровень будет больше нормы, то производят повторный замер в течение 8 ч. Если и в этом случае высота подъёма жидкости окажется выше нормы, то колонна считается негерметичной.
Иногда уровень жидкости не удаётся снизить. Это указывает на проникновение в скважину жидкости через нарушения в колонне.
Глушение скважины
Глушение скважин.
Цель глушения скважин – создание безопасных условий ведения работ в скважинах на всех этапах исключающих её проявление.
Согласно правил ведения ремонтных работ в скважинах подлежат глушению:
а) скважины с пластовым давлением выше гидростатического;
б) скважины с пластовым давлением ниже гидростатического, но в которых согласно расчётам сохраняются условия фонтанирования или нефтегазопроявления.
Требования, предъявляемые к жидкостям глушения скважин:
1. Плотность жидкости для глушения определяют из расчёта создания столбом жидкости давления, превышающего пластовое в соответствии с необходимыми требованиями.
2. Допускаемые отклонения плотности жидкости глушения от проектных величин должны находиться в пределах определяемых РД-153-39.023-97.(Таблица 2)
Таблица 2.Допускаемые отклонения плотности жидкости глушения.
| Глубина скважины м | Допускаемые отклонения при плотности жидкости глушения, кг/м3 | ||
| до 1300 | 1300-1800 | более 1800 | |
| до 1200 | |||
| до 2600 | |||
| до 4000 |
3. Жидкость глушения должна быть химически инертна к горным породам, составляющим коллектор, совместима с пластовыми флюидами и должна исключать необратимую кольматацию пор пласта твёрдыми частицами.
4. Фильтрат жидкости глушения должен обладать ингибирующим действием на глинистые частицы, предотвращая их набухание при любом значении рН пластовой воды.
5. Жидкость глушения не должна образовывать водных барьеров и должна способствовать гидрофобизации поверхности коллектора и снижению капиллярных давлений в порах пласта за счёт уменьшения межфазного натяжения на границе раздела фаз «жидкость глушения – пластовый флюид».
6. Жидкость глушения не должна образовывать стойких водонефтяных эмульсий первого и второго рода.
7. Вязкостные структурно-механические свойства жидкости глушения должны регулироваться с целью предотвращения поглощения её продуктивным пластом.
8. Жидкость глушения должна обладать низким коррозионным воздействием на скважинное оборудование. Скорость коррозии стали не должна превышать 0,10-0,12 мм/год.
9. Жидкость глушения должна быть не горючей, взрывопожаробезопасной, нетоксичной.
10. Жидкость глушения должна быть термостабильной при высоких температурах и быть морозоустойчивой в зимних условиях.
11. Жидкость глушения должна быть технологична в приготовлении и использовании.
12. Технологические свойства жидкости глушения должны регулироваться.
13. На месторождениях с наличием сероводорода жидкости глушения должны содержать нейтрализатор сероводорода.
Подготовительные работы перед глушением скважины:
1. Проверяют наличие циркуляции в скважине.
2. Определяют величину текучего пластового давления.
3. Рассчитывают требуемую плотность жидкости глушения и определяют необходимое её количество.
4. Готовят требуемый объём жидкости глушения с учётом аварийного запаса, объём которого определяют исходя из геолого-технических условий (но не менее одного объёма скважины).
5. Останавливают скважину, т.е. перекрывают задвижки, выключают электроэнергию, подведённую к ЭЦН, ШГН, производят её разрядку, проверяют исправность запорной арматуры на устьевом оборудовании.
6. Расставляют агрегаты и автоцистерны, производят обвязку оборудования и гидроиспытание нагнетательной линии на давление, превышающее ожидаемое в 1,5 раза. Нагнетательную линию оборудуют обратным клапаном.
Проведение процесса глушения:
1. Заменяют скважинную жидкость на жидкость глушения. Глушение скважины допускается при полной или частичной замене скважинной жидкости с восстановлением или без восстановления циркуляции. Если частичная замена скважинной жидкости недопустима, заполнение колонны жидкостью глушения осуществляют при её прокачивании на поглощение.
2. Глушение фонтанных, газлифтных и нагнетательных скважин производят закачиванием жидкости глушения методом прямой или обратной промывки эксплуатационной колонны до выхода жидкости на поверхность и выравнивания плотностей входящего и выходящего потоков для обеспечения необходимого противодавления на пласт. По истечении 1-2 часов при отсутствии переливов и выхода газа скважина считается заглушенной.
3. Глушение скважин, оборудованных ЭЦН и ШГН, при необходимости производят в два и более приёмов после остановки скважинного насоса и сбивания циркуляционного клапана (в случае ЭЦН).
4. В скважинах с низкой приёмистостью пластов глушение производят в два этапа. Сначала жидкость глушения замещают до глубины установки насоса, а затем через расчётное время повторяют глушение. Расчётное время Т определяют по формуле:
где Н – расстояние от приёма насоса до забоя скважины, м;
V – скорость замещения жидкостей, м/с (ориентировочно можно принять 0,04 м/с).