RU2485310C1 - Well surveying method - Google Patents
Well surveying method Download PDFInfo
- Publication number
- RU2485310C1 RU2485310C1 RU2012136233/03A RU2012136233A RU2485310C1 RU 2485310 C1 RU2485310 C1 RU 2485310C1 RU 2012136233/03 A RU2012136233/03 A RU 2012136233/03A RU 2012136233 A RU2012136233 A RU 2012136233A RU 2485310 C1 RU2485310 C1 RU 2485310C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- recording
- well
- flow meter
- temperature
- borehole
- Prior art date
Links
Landscapes
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации скважины.The invention relates to the oil industry and may find application in the operation of the well.
Известен способ исследования скважины, который включает спуск в скважину на каротажном кабеле термометра с закрепленным выше термометра на каротажном кабеле электронагревателем, равномерный прогрев по всей длине ствола скважины в процессе подъема и одновременную регистрацию термограммы по стволу скважины. При этом спуск термометра с нагревателем осуществляют внутрь насосно-компрессорных труб с герметичным башмаком, предварительно спущенным ниже интервала фильтра на 3-5 м, со струйным насосом, закрепленным на насосно-компрессорных трубах выше интервала перфорации на 5-10 м, закачивают в насосно-компрессорные трубы рабочую жидкость и откачивают из межтрубного пространства смесь рабочей и добываемой жидкости, регистрируют термограмму в интервале перфорации и по изменению температуры в интервале перфорации определяют профиль притока жидкости в ствол скважины (Патент РФ №2194855, опубл. 20.12.2002).A known method of researching a well, which includes a descent into the well on a logging cable of a thermometer with an electric heater fixed above the thermometer on a logging cable, uniform heating along the entire length of the wellbore during the ascent and simultaneous recording of the thermogram along the wellbore. At the same time, a thermometer with a heater is lowered inside the tubing with a sealed shoe preliminarily lowered 3-5 m below the filter interval, with a jet pump mounted on tubing 5-10 m higher than the perforation interval, pumped into the the compressor pipes the working fluid and pump out the mixture of working and produced fluid from the annulus, record the thermogram in the perforation interval and determine the profile of fluid inflow from the temperature change in the perforation interval ty in the wellbore (RF Patent No. 2194855, publ. 12/20/2002).
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ исследования скважины, согласно которому скважину оборудуют колонной насосно-компрессорных труб с воронкой на нижнем конце. Башмак колонны насосно-компрессорных труб размещают выше кровли интервала перфорации на 10-30 м. Перед проведением исследований проводят эксплуатацию скважины с закачкой рабочего агента, используемого при разработке нефтяной залежи, по колонне насосно-компрессорных труб в течение 3 и более суток. Останавливают скважину. Проводят технологическую выдержку в течение 1-2 суток. Проводят термометрию и гамма-каротаж скважины по колонне насосно-компрессорных труб с записью фонового значения естественной радиоактивности пород и фонового распределения температуры по стволу скважины. Закачивают первый возмущающий объем воды в пласт через колонну насосно-компрессорных труб или межтрубное пространство. При прокачке возмущающего объема воды неоднократно перемещают приборы от забоя скважины до интервала, расположенного на 40-60 м выше башмака колонны насосно-компрессорных труб, на разных скоростных режимах и фиксируют показания расходомера. Закачку останавливают и проводят повторную термометрию скважины от забоя до устья с записью текущего распределения температуры по стволу скважины. После повторной термометрии возобновляют закачку воды и в процессе закачки воды поднимают приборы до устья скважины с регистрацией показаний термометра и расходомера. Закачивают второй возмущающий объем и производят запись термограммы закачки по всему стволу скважины через 5-10 минут после остановки. После закачки второго возмущающего объема воды и термометрии спускают приборы в интервал продуктивного пласта, закачивают третий возмущающий объем воды с одновременным проведением как минимум одного замера термометрии в интервале продуктивного пласта и после остановки закачки третьего возмущающего объема проводят термометрию со снятием не менее двух термограмм в интервале продуктивного пласта от забоя и на 50 м выше продуктивного пласта для определения заколонной циркуляции. Анализируют полученные данные. После анализа полученной информации проводят детализацию температурных измерений на участке ствола скважины с выявленными температурными аномалиями. В выявленных интервалах проводят дополнительные исследования для подтверждения или опровержения наличия температурных аномалий, для уточнения интервалов температурных аномалий. Для определения интервалов ствола скважины, в которых имеет место горизонтальное движение подземных вод, дополнительно прокачивают возмущающий объем воды, прекращают закачку и производят термометрию в интервале от устья скважины до интервала, перекрывающего зону активного движения подземных вод, через 5-10 мин, через 30 мин, через 60 мин и через 3 часа после прекращения закачки. В случае наличия температурных аномалий исследования заканчивают. При отсутствии температурных аномалий продолжают проведение термометрии до достижения температуры воды в стволе скважины, равной температуре окружающих пород (Патент РФ №2384698, опубл. 20.03.2010 - прототип).Closest to the proposed invention in technical essence is a method for researching a well, according to which the well is equipped with a tubing string with a funnel at the lower end. The shoe of the tubing string is placed above the roof of the perforation interval by 10-30 m. Before conducting the research, the well is operated with the working agent injected used to develop the oil reservoir along the tubing string for 3 or more days. Stop the well. Spend technological exposure for 1-2 days. Thermometry and gamma-ray logging of the well are carried out along the tubing string with recording the background value of the natural radioactivity of the rocks and the background temperature distribution along the wellbore. The first disturbing volume of water is pumped into the formation through a tubing string or annulus. When pumping a disturbing volume of water, the devices are repeatedly moved from the bottom of the well to the interval located 40-60 m above the shoe of the tubing string at different speeds and record the flow meter readings. The injection is stopped and re-thermometry of the well is carried out from the bottom to the wellhead with recording of the current temperature distribution along the wellbore. After repeated thermometry, water injection is resumed and in the process of water injection, the devices are lifted to the wellhead with registration of the readings of the thermometer and flow meter. A second disturbing volume is pumped in and a thermogram of the injection is recorded throughout the wellbore 5-10 minutes after the shutdown. After injection of the second disturbing volume of water and thermometry, the devices are lowered into the interval of the reservoir, a third disturbing volume of water is pumped with at least one measurement of thermometry in the interval of the reservoir, and after stopping the injection of the third disturbing volume, thermometry is performed with the removal of at least two thermograms in the interval of the reservoir formation from the bottom and 50 m above the reservoir to determine annular circulation. Analyze the data. After analysis of the information received, temperature measurements are detailed on the wellbore section with detected temperature anomalies. In the identified intervals, additional studies are carried out to confirm or refute the presence of temperature anomalies, to clarify the intervals of temperature anomalies. To determine the intervals of the borehole, in which horizontal groundwater movement takes place, an additional disturbing volume of water is pumped, the injection is stopped and thermometry is performed in the interval from the wellhead to the interval that covers the zone of active groundwater movement, after 5-10 minutes, after 30 minutes , 60 minutes and 3 hours after the termination of the injection. In the presence of temperature anomalies, studies are completed. In the absence of temperature anomalies, thermometry is continued until the water temperature in the wellbore is reached equal to the temperature of the surrounding rocks (RF Patent No. 2384698, publ. March 20, 2010 - prototype).
Общими недостатками известных способов являются невозможность проведения геофизических исследований добывающих скважин по межтрубному пространству со спущенными неработоспособными штанговыми глубинными насосами.General disadvantages of the known methods are the inability to conduct geophysical studies of producing wells in the annulus with lowered inoperative sucker rod pumps.
В предложенном изобретении решается задача исследования добывающей скважины со спущенными неработоспособными штанговыми глубинными насосами.The proposed invention solves the problem of researching a producing well with lowered inoperative sucker rod pumps.
Задача решается тем, что в способе исследования скважины, включающем термометрию и гамма-каротаж скважины с записью фонового значения естественной радиоактивности пород и фонового распределения температуры по стволу скважины, возмущающее воздействие, повторную термометрию и гамма-каротаж с записью значений и данных расходомера, сравнение данных, согласно изобретению термометрию и гамма-каротаж проводят по межтрубному пространству скважины, возмущающее воздействие выполняют снижением уровня жидкости в скважине закачкой инертного газа в межтрубное пространство при давлении, не превышающем максимально-допустимое давление на эксплуатационную колонну, с вытеснением жидкости в колонну насосно-компрессорных труб через клапаны штангового насоса и далее в выкидную линию, стравливанием избыточного давления до атмосферного, при повторном проведении термометрии и гамма-каротаже производят подъем геофизического прибора на 50-100 м выше кровли верхнего интервала перфорации со скоростью 180-200 м/ч с одновременной записью расхода жидкости скважинным термокондуктивным дебитомером, интенсивности гамма-излучения пород и температуры, после прохождения прибором на 50-100 м выше кровли верхнего интервала перфорации ведут запись только термометром со скоростью 400-600 м/ч, при выявлении температурных аномалий, отличающихся от значений температур при контрольной записи по стволу скважины, производят уточнение и детализацию данных интервалов проведением комплексной записи скважинным термокондуктивным дебитомером и механическим дебитомером со скоростью 180-200 м/ч с замером 30-40 точек в исследуемом интервале, после проведения записи по всему стволу скважины проводят повторный спуск прибора, повторную запись температуры, производят комплексную запись скважинным термокондуктивным дебитомером и механическим дебитомером с замером 30-40 точек, после дохождения до забоя скважины геофизический прибор поднимают, в процессе чего проводят те же записи термометром, скважинным термокондуктивным дебитомером и механическим дебитомером, что при повторном спуске.The problem is solved in that in a method for investigating a well, including thermometry and gamma-ray logging of a well with recording the background value of the natural radioactivity of the rocks and the background temperature distribution over the wellbore, disturbing effects, repeated thermometry and gamma-ray logging with recording values and data of the flowmeter, data comparison , according to the invention, thermometry and gamma-ray logging are carried out along the annulus of the well, the disturbing effect is performed by reducing the liquid level in the well by pumping an inert g into the annular space at a pressure not exceeding the maximum allowable pressure on the production string, with fluid displacing into the tubing string through the rod pump valves and then into the flow line, bleeding the excess pressure to atmospheric pressure, when re-conducting thermometry and gamma-ray logging lift the geophysical instrument 50-100 m above the roof of the upper perforation interval at a speed of 180-200 m / h while recording liquid flow rate by a borehole thermoconductive flow rate ohms, rock gamma radiation intensities and temperatures, after the device passes 50-100 m above the top of the upper perforation interval, they record only with a thermometer at a speed of 400-600 m / h, when temperature anomalies are found that differ from the temperature values during control recording along the trunk wells, refine and detail these intervals by conducting a comprehensive recording of a downhole thermoconductive flow meter and a mechanical flow meter with a speed of 180-200 m / h with measurement of 30-40 points in the studied interval, after which I record along the entire borehole, re-run the device, re-record the temperature, perform a comprehensive recording of the borehole thermoconductive flow meter and a mechanical flow meter with 30-40 points measurement, after reaching the bottom of the well, the geophysical device is lifted, during which the same recordings are made with a thermometer, borehole thermoconductive flow meter and mechanical flow meter, which is repeated descent.
Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
Информация о техническом состоянии обсадных колонн и работе пластов является необходимой для контроля за разработкой месторождения. Однако проведение геофизических исследований добывающих скважин по межтрубному пространству со спущенными неработоспособными штанговыми глубинными насосами осложнено отсутствием возможности создания депрессии на пласт.Information on the technical condition of the casing strings and the operation of the strata is necessary for monitoring the development of the field. However, conducting geophysical studies of production wells along the annulus with lowered inoperative sucker rod pumps is complicated by the lack of the possibility of creating a depression on the formation.
Большое количество добывающих скважин с неработоспособными штанговыми глубинными насосами находятся в бездействующем фонде. Для перевода скважин данной категории в действующий фонд (при наличии невыработанных запасов нефти) требуется проведение подземного или капитального ремонта. Однако для принятия правильного решения о целесообразности проведения ремонта и составления эффективных геолого-технических мероприятий зачастую требуется проведение геофизических исследований скважин, дающих необходимую информацию о техническом состоянии эксплуатационных колонн и работе пластов. Как правило, для этого используются методы термометрии, механической дебитометрии и термокондуктивной дебитометрии.A large number of producing wells with inoperative sucker rod pumps are located in an inactive fund. To transfer wells of this category to the existing fund (in the presence of undeveloped oil reserves), underground or overhaul is required. However, to make the right decision on the feasibility of carrying out repairs and drawing up effective geological and technical measures, it is often necessary to conduct geophysical surveys of wells that provide the necessary information about the technical condition of production casing and the operation of the reservoirs. As a rule, for this, methods of thermometry, mechanical debitometry and thermoconductive debitometry are used.
Сложность проведения геофизических исследований скважин по межтрубному пространству и получения достоверных результатов заключается в создании депрессии на пласт (снижение уровня жидкости в затрубном пространстве), при наличии в скважине спущенного неработоспособного штангового глубинного насоса, В настоящее время для исследования данной категории скважин предусматривается проведение подземного или капитального ремонта. Для экономии материальных и трудовых ресурсов предлагается способ геофизических исследований добывающих скважин с неработоспособными штанговыми глубинными насосами без подхода бригады подземного или капитального ремонта скважин. Суть данного способа заключается в проведении геофизических исследований скважин по межтрубному пространству с использованием передвижной азотной компрессорной станции ТГА -10/251 или СДА10/251 для создания необходимой депрессии на пласт. Результатом использования данного метода геофизических исследований добывающих скважин с неработоспособными штанговыми глубинными насосами является получение необходимой информации о техническом состоянии эксплуатационных колонн и работе пластов, что позволит принять правильное решение о целесообразности проведения ремонта и составлении эффективных геолого-технических мероприятий.The difficulty of conducting geophysical studies of wells in the annulus and obtaining reliable results is to create a depression on the formation (lowering the level of fluid in the annulus) if there is a run-down inoperable sucker-rod pump in the well. Currently, underground or repair. To save material and labor resources, a method of geophysical research of producing wells with inoperative sucker rod pumps without the approach of an underground or overhaul crew is proposed. The essence of this method is to conduct geophysical studies of wells along the annulus using a TGA-10/251 or SDA10 / 251 mobile nitrogen compressor station to create the necessary depression on the formation. The result of using this method of geophysical research of producing wells with inoperative sucker rod pumps is to obtain the necessary information about the technical condition of production casing and the work of the strata, which will make it possible to make the right decision on the feasibility of carrying out repairs and drawing up effective geological and technical measures.
Способ выполняют следующим образом.The method is as follows.
1. Спускоподъемные операции проводят по межтрубному пространству (кольцевой зазор между внутренней стенкой эксплуатационной колонны диаметром 146 мм или 168 мм и колонной насосно-компрессорных труб диаметром 73 мм) через отверстие в эксцентричной планшайбе устьевой арматуры добывающей скважины.1. Hoisting operations are carried out along the annulus (annular gap between the inner wall of the production string with a diameter of 146 mm or 168 mm and the tubing string with a diameter of 73 mm) through an opening in the eccentric faceplate of the wellhead of the producing well.
2. Спуск геофизического многофункционального прибора СОВА-С3-28Т-60 в комплексе с цифровым расходомером турбинным СОВА-СЗРЦ-28 (диаметр 28 мм, общая длина 2070 мм) осуществляют на трехжильном геофизическом кабеле КГ3-3-60-200-МФ Е01 (диаметр 10,2 мм) до забоя скважины со скоростью 400-600 м/ч. Назначение меньшей скорости существенно затягивает процесс исследования скважины, назначение большей скорости приводит к потере точности определений.2. The descent of the SOVA-S3-28T-60 geophysical multifunctional device in combination with the SOVA-SZRTS-28 turbine digital flowmeter (diameter 28 mm, total length 2070 mm) is carried out on a three-core geophysical cable KG3-3-60-200-MF E01 ( diameter 10.2 mm) to the bottom of the well at a speed of 400-600 m / h. The appointment of a lower speed significantly delays the process of well exploration, the appointment of a higher speed leads to a loss of accuracy of the definitions.
При спуске геофизического прибора проводят контрольную (фоновую) запись температуры термометром сопротивления по стволу скважины для оценки технического состояния эксплуатационной колонны, а также запись естественного гамма-излучения горных пород (интегральный гамма-каротаж) для привязки полученных геофизических данных к глубине.When the geophysical instrument is launched, a control (background) recording of the temperature by a resistance thermometer along the wellbore is carried out to assess the technical condition of the production string, as well as recording the natural gamma radiation of rocks (integrated gamma-ray logging) to bind the obtained geophysical data to the depth.
3. После контрольной записи температуры проводят снижение уровня жидкости в скважине (создание депрессии на пласт) путем закачки инертного газа (азота) в межтрубное пространство передвижной азотной компрессорной станции ТГА-10/251 или СДА-10/251 при давлении, не превышающем максимально допустимое давление на эксплуатационную колонну.3. After the temperature control record, the liquid level in the well is reduced (creating depression on the formation) by pumping inert gas (nitrogen) into the annulus of the mobile nitrogen compressor station TGA-10/251 or SDA-10/251 at a pressure not exceeding the maximum allowable pressure on the production casing.
4. Жидкость, находящаяся в стволе скважины, вытесняется инертным газом (азотом) в колонну насосно-компрессорных труб через клапаны штангового насоса и далее в выкидную линию и нефтепровод (желобную емкость, цистерну).4. The fluid in the wellbore is displaced by inert gas (nitrogen) into the tubing string through the valves of the sucker rod pump and then into the flow line and oil pipeline (gutter tank, tank).
5. После снижения уровня жидкости в межтрубном пространстве скважины (создания депрессии на пласт) проводят стравливание избыточного давления до атмосферного.5. After lowering the liquid level in the annulus of the well (creating depression on the formation), the overpressure is vented to atmospheric pressure.
6. Производят подъем геофизического прибора на 50-100 м выше кровли верхнего интервала перфорации со скоростью 180-200 м/ч с одновременной записью расхода жидкости (дебита) скважинным термокондуктивным дебитомером, интенсивности гамма-излучения пород и температуры термометром сопротивления для выявления интервалов притоков из пластов и/или нарушений эксплуатационной колонны, а также для выделения интервалов заколонных перетоков, т.е. источников обводнения. Интервал скоростей определен исходя из получения необходимой точности определений. Интервал подъема геофизического прибора на 50-100 м обусловлен тем, что при подъеме менее 50 м выявление нарушений становится проблематичным, а более 100 м - нерациональным.6. The geophysical instrument is lifted 50-100 m above the roof of the upper perforation interval at a speed of 180-200 m / h while recording the liquid flow rate (flow rate) by the downhole thermoconductive flow meter, rock gamma radiation intensity and temperature with a resistance thermometer to identify inflow intervals from layers and / or violations of the production string, as well as to highlight the intervals of annular flows, i.e. watering sources. The speed range is determined on the basis of obtaining the necessary accuracy of the definitions. The interval of lifting a geophysical instrument by 50-100 m is due to the fact that when climbing less than 50 m, the identification of violations becomes problematic, and more than 100 m becomes irrational.
После прохождения прибором на 50-100 м выше кровли верхнего интервала перфорации проводят запись только термометром сопротивления со скоростью 400-600 м/ч. Назначение меньшей скорости существенно затягивает процесс исследования скважины, назначение большей скорости приводит к потере точности определений. При выявлении температурных аномалий, отличающихся от значений температур при контрольной записи по стволу скважины, производят уточнение и детализацию данных интервалов притока (источников обводнения) путем проведения комплексной записи скважинным термокондуктивным дебитомером и механическим дебитомером со скоростью 180-200 м/ч. Для детализации выявленного интервала замеры механическим дебитомером составляют 30-40 точек в исследуемом интервале. Выбор количества точек определен необходимым и достаточным для детализации интервала. После проведения записи по всему стволу скважины проводят повторный спуск геофизического прибора.After the device passes 50-100 m above the roof of the upper perforation interval, only a resistance thermometer is recorded at a speed of 400-600 m / h. The appointment of a lower speed significantly delays the process of well exploration, the appointment of a higher speed leads to a loss of accuracy of the definitions. When detecting temperature anomalies that differ from the temperature values during the control recording along the wellbore, the inflow intervals (watering sources) are refined and detailed by means of a complex recording of the downhole thermoconductive conductive flowmeter and mechanical flowmeter at a speed of 180-200 m / h. To detail the identified interval, measurements with a mechanical debitometer are 30–40 points in the studied interval. The choice of the number of points is determined necessary and sufficient for detailing the interval. After recording along the entire wellbore, re-run the geophysical instrument.
7. При спуске проводят повторную запись температуры термометром сопротивления для выявления и уточнения интервалов притоков из нарушений эксплуатационной колонны и/или из пластов, а также для выделения интервалов заколонных перетоков. При наличии притоков и/или перетоков термометр фиксирует изменения значений температуры по сравнению с контрольной (фоновой) записью, т.е. температурные аномалии, возникающие в процессе дроссельного эффекта. Разность температур повторных записей относительно контрольной записи свидетельствует о наличии притоков, перетоков из данного интервала пласта и/или места нарушения эксплуатационной колонны. Для подтверждения и уточнения интервалов притока производят комплексную запись скважинным термокондуктивным дебитомером и механическим дебитомером. Замер механическим дебитомером составляет не менее 30 точек.7. During descent, re-record the temperature with a resistance thermometer to identify and clarify the intervals of inflows from violations of the production string and / or from the reservoirs, as well as to highlight the intervals of annular flows. In the presence of inflows and / or overflows, the thermometer records changes in temperature values in comparison with the control (background) record, i.e. temperature anomalies arising during the throttle effect. The temperature difference of the repeated entries relative to the control record indicates the presence of inflows, overflows from a given interval of the reservoir and / or the place of violation of the production string. To confirm and clarify the intervals of the inflow, a complex recording is performed by a downhole thermoconductive flow meter and a mechanical flow meter. Measurement with a mechanical flow meter is at least 30 points.
8. После дохождения до забоя скважины геофизический прибор поднимают, в процессе чего проводят те же записи термометром, скважинным термокондуктивным дебитомером и механическим дебитомером, что и при повторном спуске, т.е. выделяют и уточняют интервалы притоков и перетоков. Сравнивают полученные кривые и выявляют отклонения в температуре и наличие расхода жидкости. На основании полученных результатов исследований о техническом состоянии эксплуатационной колонны и работе пластов принимают решение о целесообразности проведения подземного или капитального ремонта, а также планируют эффективные геолого-технические мероприятия по проведению водоизоляционных работ и ремонтно-изоляционных работ для ввода скважины из бездействия и получения дополнительной добычи нефти.8. After reaching the bottom of the well, the geophysical instrument is lifted, during which the same recordings are made with a thermometer, a downhole thermo-conductive flowmeter and a mechanical flowmeter, as with a second run, i.e. distinguish and refine the intervals of inflows and flows. Compare the obtained curves and identify deviations in temperature and the presence of fluid flow. Based on the results of studies on the technical condition of the production casing and the work of the strata, they decide on the feasibility of underground or overhaul, and plan effective geological and technical measures for conducting water insulation works and repair and insulation works for putting a well out of inactivity and obtaining additional oil production .
Пример конкретного выполненияConcrete example
Выполняют исследования нефтедобывающей скважины, вскрывшей продуктивный пласт на глубине 1747-1759 м. Скважина обсажена эксплуатационной колонной диаметром 168 мм, в скважине на колонне насосно-компрессоных труб диаметром 73 мм подвешен глубинный штанговый насос, вышедший из строя. Скважина была в эксплуатации 52 года. В скважине вероятны нарушения эксплуатационной колонны, возможны заколонные перетоки. Для выяснения целесообразности проведения ремонтных работ предполагается оценить наличие нарушений эксплуатационной колонны и наличие заколонных перетоков. Для этого проводят спускоподъемные операции глубинных приборов по межтрубному пространству скважины. Используют геофизический многофункциональный прибор СОВА-С3-28Т-60 в комплексе с цифровым расходомером турбинным СОВА-СЗРЦ-28. Приборы спускают на трехжильном геофизическом кабеле КГ3-3-60-200-МФ Е01 до забоя скважины. При спуске поддерживают скорость спуска в пределах 400-600 м/ч. При спуске геофизического прибора проводят контрольную (фоновую) запись температуры термометром сопротивления по стволу скважины для оценки технического состояния эксплуатационной колонны, а также запись естественного гамма-излучения горных пород (интегральный гамма-каротаж) для привязки полученных геофизических данных к глубине. После контрольной записи температуры проводят снижение уровня жидкости в скважине путем закачки азота в межтрубное пространство передвижной азотной компрессорной станции ТГА-10/251 при давлении, равном 9 МПа. Жидкость, находящаяся в стволе скважины, вытесняется азотом в колонну насосно-компрессорных труб через клапаны штангового насоса и далее в выкидную линию и желобную емкость. После снижения уровня жидкости в межтрубном пространстве скважины до 710 м от устья проводят стравливание избыточного давления до атмосферного. Производят подъем геофизического прибора на 75 м выше кровли верхнего интервала перфорации (исследования показали, что результат не меняется в пределах от 50 до 100 м) со скоростью, поддерживаемой в пределах 180-200 м/ч, с одновременной записью расхода жидкости (дебита) скважинным термокондуктивным дебитомером, интенсивности гамма-излучения пород и температуры термометром сопротивления для выявления интервалов притоков из пластов и/или нарушений эксплуатационной колонны, а также для выделения интервалов заколонных перетоков, т.е. источников обводнения. После прохождения прибором на 75 м выше кровли верхнего интервала перфорации проводят запись только термометром сопротивления со скоростью, поддерживаемой в пределах 400-600 м/ч.Investigations are carried out of an oil producing well that uncovered a productive formation at a depth of 1747-1759 m. The well is cased with a production string of 168 mm in diameter, and a failed sucker-rod pump is suspended in a well on a tubing string of 73 mm in diameter. The well was in operation for 52 years. In the well, production string disturbances are probable; annular overflows are possible. To determine the feasibility of carrying out repair work, it is supposed to assess the presence of violations of the production casing and the presence of behind-the-casing flows. To do this, carry out tripping operations of deep instruments along the annulus of the well. Use the SOVA-S3-28T-60 geophysical multifunctional device in combination with the SOVA-SZRTS-28 turbine digital flowmeter. Devices are lowered on a three-core geophysical cable KG3-3-60-200-MF E01 to the bottom of the well. During the descent, the descent speed is maintained within 400-600 m / h. When the geophysical instrument is launched, a control (background) recording of the temperature by a resistance thermometer along the wellbore is carried out to assess the technical condition of the production string, as well as recording the natural gamma radiation of rocks (integrated gamma-ray logging) to bind the obtained geophysical data to the depth. After the temperature control record, the liquid level in the well is reduced by nitrogen injection into the annular space of the TGA-10/251 mobile nitrogen compressor station at a pressure of 9 MPa. The fluid located in the wellbore is displaced by nitrogen into the tubing string through the valves of the sucker rod pump and then into the flow line and the gutter tank. After lowering the liquid level in the annulus of the well to 710 m from the wellhead, overpressure is vented to atmospheric pressure. The geophysical instrument is lifted 75 m above the roof of the upper perforation interval (studies have shown that the result does not vary from 50 to 100 m) with a speed maintained within 180-200 m / h, while recording the fluid flow rate (flow rate) downhole thermoconductive flow meter, gamma radiation intensity of rocks and temperature with a resistance thermometer to detect intervals of inflows from formations and / or disturbances in the production string, as well as to identify intervals of annular flows, i.e. watering sources. After the device passes 75 m above the roof of the upper perforation interval, only a resistance thermometer is recorded at a speed maintained within 400-600 m / h.
Выявляют температурные аномалии в интервалах глубин 1747-1750 м. Производят уточнение и детализацию данных интервалов притока путем проведения комплексной записи скважинным термокондуктивным дебитомером и механическим дебитомером со скоростью, поддерживаемой в пределах 180-200 м/ч. Для детализации выявленного интервала замеры механическим дебитомером составляют не менее 30 точек в исследуемых интервалах. После проведения записи по всему стволу скважины проводят повторный спуск геофизического прибора. При спуске проводят повторную запись температуры термометром сопротивления для выявления и уточнения интервалов притоков из нарушений эксплуатационной колонны и/или из пластов, а также для выделения интервалов заколонных перетоков. Термометр фиксирует изменения значений температуры по сравнению с контрольной (фоновой) записью, т.е. температурные аномалии, возникающие в процессе дроссельного эффекта. Разность температур повторных записей относительно контрольной записи свидетельствует о наличии притоков, перетоков из данного интервала пласта и/или места нарушения эксплуатационной колонны. Для подтверждения и уточнения интервалов притока производят комплексную запись скважинным термокондуктивным дебитомером и механическим дебитомером. Замер механическим дебитомером составляет не менее 30 точек. После дохождения до забоя скважины геофизический прибор поднимают, в процессе чего проводят те же записи термометром, скважинным термокондуктивным дебитомером и механическим дебитомером, что и при повторном спуске, т.е. выделяют и уточняют интервалы притоков и перетоков.The temperature anomalies are detected in the depth intervals of 1747-1750 m. The inflow intervals are refined and detailed by means of a comprehensive recording of the downhole thermoconductive flow meter and mechanical flow meter with a speed maintained within 180-200 m / h. To detail the identified interval, measurements with a mechanical debitometer are at least 30 points in the studied intervals. After recording along the entire wellbore, re-run the geophysical instrument. During the descent, a temperature is repeatedly recorded by a resistance thermometer to identify and clarify the intervals of the inflows from the disturbances in the production string and / or from the reservoirs, as well as to highlight the intervals of annular flows. The thermometer records changes in temperature values compared to the control (background) record, i.e. temperature anomalies arising during the throttle effect. The temperature difference of the repeated entries relative to the control record indicates the presence of inflows, overflows from a given interval of the reservoir and / or the place of violation of the production string. To confirm and clarify the intervals of the inflow, a complex recording is performed by a downhole thermoconductive debit meter and a mechanical debit meter. Measurement with a mechanical flow meter is at least 30 points. After reaching the bottom of the well, the geophysical instrument is lifted, during which the same recordings are made with a thermometer, a downhole thermo-conductive flowmeter and a mechanical flowmeter, as with a second run, i.e. distinguish and refine the intervals of inflows and flows.
Полученные результаты исследований о техническом состоянии эксплуатационной колонны и работе пластов свидетельствуют о множественных нарушениях и множественных заколонных перетоках. Исходя из того, что дебит скважины низкий, а запасы нефти в околоскважинной зоне незначительны, принимают решение о нецелесообразности проведения подземного или капитального ремонта и ликвидации скважины.The results of studies on the technical condition of the production casing and the operation of the reservoirs indicate multiple violations and multiple behind-the-casing flows. Based on the fact that the well’s production rate is low, and the oil reserves in the near-wellbore zone are insignificant, they decide on the inadvisability of underground or major repairs and liquidation of the well.
Применение предложенного способа позволит проводить исследования добывающей скважины со спущенными неработоспособными штанговыми глубинными насосами.The application of the proposed method will allow to study the production well with lowered inoperative sucker rod pumps.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2012136233/03A RU2485310C1 (en) | 2012-08-24 | 2012-08-24 | Well surveying method |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2012136233/03A RU2485310C1 (en) | 2012-08-24 | 2012-08-24 | Well surveying method |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2485310C1 true RU2485310C1 (en) | 2013-06-20 |
Family
ID=48786364
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2012136233/03A RU2485310C1 (en) | 2012-08-24 | 2012-08-24 | Well surveying method |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2485310C1 (en) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2528307C1 (en) * | 2013-10-17 | 2014-09-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Well surveying method |
| RU2703055C1 (en) * | 2019-06-27 | 2019-10-15 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпромнефть Научно-Технический Центр" (ООО "Газпромнефть НТЦ") | System for long-term distributed monitoring of the inflow profile in a horizontal well equipped with an ecp |
| RU2727966C1 (en) * | 2020-01-09 | 2020-07-28 | Общество с ограниченной ответственностью "Айсико" | Method for determination of liquid level in well |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3981187A (en) * | 1974-03-25 | 1976-09-21 | Atlantic Richfield Company | Method for measuring the thermal conductivity of well casing and the like |
| RU2384698C1 (en) * | 2009-04-20 | 2010-03-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of well investigation |
| RU2397321C1 (en) * | 2009-10-20 | 2010-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Procedure for evaluation of yields of jointly operated wells |
| RU2428564C2 (en) * | 2009-07-08 | 2011-09-10 | Открытое акционерное общество НПФ "Геофизика" | Scanning device for survey of operating wells (versions) |
-
2012
- 2012-08-24 RU RU2012136233/03A patent/RU2485310C1/en active
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3981187A (en) * | 1974-03-25 | 1976-09-21 | Atlantic Richfield Company | Method for measuring the thermal conductivity of well casing and the like |
| RU2384698C1 (en) * | 2009-04-20 | 2010-03-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of well investigation |
| RU2428564C2 (en) * | 2009-07-08 | 2011-09-10 | Открытое акционерное общество НПФ "Геофизика" | Scanning device for survey of operating wells (versions) |
| RU2397321C1 (en) * | 2009-10-20 | 2010-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Procedure for evaluation of yields of jointly operated wells |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2528307C1 (en) * | 2013-10-17 | 2014-09-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Well surveying method |
| RU2703055C1 (en) * | 2019-06-27 | 2019-10-15 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпромнефть Научно-Технический Центр" (ООО "Газпромнефть НТЦ") | System for long-term distributed monitoring of the inflow profile in a horizontal well equipped with an ecp |
| RU2727966C1 (en) * | 2020-01-09 | 2020-07-28 | Общество с ограниченной ответственностью "Айсико" | Method for determination of liquid level in well |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN1239809C (en) | Method for predetermining subfloor temp | |
| US7580797B2 (en) | Subsurface layer and reservoir parameter measurements | |
| RU2577568C1 (en) | Method for interpreting well yield measurements during well treatment | |
| US9995130B2 (en) | Completion system and method for completing a wellbore | |
| CA3100391C (en) | Well operations involving synthetic fracture injection test | |
| CN103649463A (en) | System and method for performing wellbore stimulation operations | |
| AU2013397497B2 (en) | Static earth model calibration methods and systems using permeability testing | |
| EP3114318A1 (en) | Formation skin evaluation | |
| Loughry* et al. | Using pad ISIP, DFIT, and ESP data to generate a pore pressure model for the Midland Basin | |
| RU2485310C1 (en) | Well surveying method | |
| WO2018215763A1 (en) | Improvements in or relating to injection wells | |
| US20240011394A1 (en) | Single side determination of a first formation fluid-second formation fluid boundary | |
| US20230287785A1 (en) | Bore plug analysis system | |
| RU2752802C1 (en) | Method for determining porosity and permeability characteristics of reservoir and method for increasing petroleum recovery thereby | |
| RU2528307C1 (en) | Well surveying method | |
| US20210381363A1 (en) | Relative permeability estimation methods and systems employing downhole pressure transient analysis, saturation analysis, and porosity analysis | |
| RU2527960C1 (en) | Well surveying method | |
| RU2366813C1 (en) | Method of testing wells and reservoir survey in process of boring and facility for implementation of this method | |
| CA2957931A1 (en) | Method of treating an underground formation featuring single-point stimulation | |
| RU2571790C1 (en) | Secondary bed drilling-in at depression with lowering of perforator for subsurface pump and device to this end (versions) | |
| RU2510457C1 (en) | Method for determining behind-casing flows | |
| RU2778633C1 (en) | Method for conducting induction gamma-neutron logging in a well with high fluid loss and restrictions on the operation of a small diameter string | |
| US20230349286A1 (en) | Geologic formation characterization | |
| CN116066083A (en) | Aquifer fracture seepage channel identification method and system | |
| WO2015163781A1 (en) | Method for monitoring the parameters of an active oil and gas well |