Федеральное агентство по образованию

Государственное образовательное  учреждение высшего 

профессионального образования

Башкирский  государственный  университет

Физический  факультет 

Кафедра геофизики

Курсовая  работа

     «Определение заколонных перетоков жидкости в скважинах при освоении»

 
 
 
 

                                                                           Выполнил: студент

                                                                           группы 4-ФЗП-1 Мифтахов И.И.

                                                                           Науч. руков.: Вахи това Г.Р.

Уфа – 2010

 
 

Содержание

      Введение.................................................................................................3

1.   Особенности компрессорного освоения скважин………………………4

2.   Методы определения ЗКЦ.....................................................................12

3.   Выделение интервалов ЗКЦ по материалам физических исследований скважин...............................................................................................................17

4. Заключение…………………………………………………………………… 

5.Список литературы.................................................................................18 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

   Введение

   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 :

   а) Термометрия.

   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.

   b) Расходометрия.

   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.

   с)Радиогеохимический эффект.

   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*10⁵ 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.

   а) Термометрия.

   Определение заколонного перетока вниз от нтервала перфорации.

   Признаки  перетока ниже интервалов перфорации: немонотонность и расхождение термограмм, зарегистрированных при закачке и изливе в зумпфе.

   b). Расходометрия

   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. 
 
 
 
 
 
 
 

   Скважина 17.

   Задача:Определение  профиля приемистости,наличие ЗКЦ.

   Тип скважины эксплуатационная .

   Д скв = 216.

   Интервалы перфорации :