EA027083B1 - Method for determining near-wellbore reservoir pressure in multi-zone wells - Google Patents
Method for determining near-wellbore reservoir pressure in multi-zone wells Download PDFInfo
- Publication number
- EA027083B1 EA027083B1 EA201400080A EA201400080A EA027083B1 EA 027083 B1 EA027083 B1 EA 027083B1 EA 201400080 A EA201400080 A EA 201400080A EA 201400080 A EA201400080 A EA 201400080A EA 027083 B1 EA027083 B1 EA 027083B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- well
- mode
- pressure
- noise
- bottomhole
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 67
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims abstract description 40
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 50
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 claims description 50
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 18
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 5
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 claims description 4
- 230000005534 acoustic noise Effects 0.000 claims 5
- 230000003595 spectral effect Effects 0.000 abstract description 20
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 11
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 abstract description 7
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 abstract 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 9
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 9
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 7
- 238000011161 development Methods 0.000 description 5
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 5
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000009530 blood pressure measurement Methods 0.000 description 3
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 3
- 238000012935 Averaging Methods 0.000 description 2
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 238000001228 spectrum Methods 0.000 description 2
- 238000010183 spectrum analysis Methods 0.000 description 2
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 238000010606 normalization Methods 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 230000035945 sensitivity Effects 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 230000009897 systematic effect Effects 0.000 description 1
- 230000000007 visual effect Effects 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/06—Measuring temperature or pressure
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/10—Locating fluid leaks, intrusions or movements
- E21B47/107—Locating fluid leaks, intrusions or movements using acoustic means
Landscapes
- Physics & Mathematics (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Acoustics & Sound (AREA)
- Measuring Fluid Pressure (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при эксплуатации многопластовых скважин.The invention relates to the oil industry and may find application in the operation of multilayer wells.
Уровень техникиState of the art
Известны способы определения пластового давления и коэффициента продуктивности скважин, основанные на экспериментальных методах восстановления давления и установившихся отборов (Щелкачев В.В. Разработка нефтеводоносных пластов при упругом режиме, М.: Гостоптехиздат, 1959, Справочная книга по добыче нефти./Под ред. д.т.н. Ш.К. Гиматудинова, - М.: Недра, 1974).Known methods for determining reservoir pressure and productivity coefficient of wells, based on experimental methods of pressure recovery and steady-state production (Shchelkachev V.V. Development of oil-water bearing formations in elastic mode, M .: Gostoptekhizdat, 1959, Oil production reference book. / Ed. D Technical Science Sh.K. Gimatudinova, - M .: Nedra, 1974).
Известен способ определения пластового давления в добывающих и нагнетательных скважинах (А.С. СССР № 1265303 А1, МПК. Е21В 47/06, опубл. 23.10.1986), включающий закрытие скважины, регистрацию кривой восстановления давления, а также определение по формулам минимально необходимого времени закрытия скважины и пластового давления. Техническим результатом изобретения является уменьшение времени простоя скважины при исследовании. Недостатками этих методов является необходимость длительной остановки скважины и присутствия на ней обслуживающего персонала. Длительная остановка скважин ведет к изменению режима их работы и пласта в целом. Это сказывается на результатах измерения и не позволяет реализовать систематического контроля над процессом разработки пласта, что приводит к его быстрому обводнению.A known method for determining reservoir pressure in production and injection wells (AS USSR No. 1265303 A1, IPC. EV21/06, publ. 10/23/1986), including closing the well, recording the pressure recovery curve, and determining the minimum required by formulas well closure time and reservoir pressure. The technical result of the invention is to reduce the downtime of the well during the study. The disadvantages of these methods is the need for a long shutdown of the well and the presence of maintenance personnel on it. A long shutdown of wells leads to a change in the mode of their operation and the formation as a whole. This affects the measurement results and does not allow for systematic control over the formation development process, which leads to its rapid flooding.
Также известен способ определения пластового давления в нефтяной скважине (патент РФ № 2167289, МПК Е21В 47/06, опубл. БИ № 14, 2001). Способ включает остановку скважины, снятие при помощи глубинного манометра кривой восстановления давления, а также вычисление текущего приращения давления на начальном участке кривой для некоторой выбранной функции и последующей ее экстраполяции до момента времени, при котором разность давлений будет равна нулю. Достоинством способа является снижение потерь добычи нефти за счет уменьшения времени снятия кривой восстановления давления.Also known is a method of determining reservoir pressure in an oil well (RF patent No. 2167289, IPC ЕВВ 47/06, publ. BI No. 14, 2001). The method includes stopping the well, taking a pressure recovery curve using a deep gauge, and also calculating the current pressure increment in the initial section of the curve for some selected function and then extrapolating it to a point in time at which the pressure difference will be zero. The advantage of this method is to reduce losses in oil production by reducing the time taken to remove the pressure recovery curve.
К недостаткам относится погрешность, возникающая при экстраполяции функции за пределы интервала значений, внутри которого определялись коэффициенты функции. В связи с этим значения пластовых давлений, определенные данным способом, содержат ошибку, увеличивающуюся с уменьшением времени снятия кривой.The disadvantages include the error that occurs when extrapolating a function beyond the range of values within which the coefficients of the function were determined. In this regard, the values of reservoir pressures determined by this method contain an error that increases with decreasing time of taking the curve.
К недостаткам всех указанных выше способов можно отнести невозможность определения пластового давления отдельно в каждом из работающих пластов скважины, так как забойное давление измеряется внутри ствола скважины и является некоторым средним взвешенным давлением от каждого пласта.The disadvantages of all the above methods include the impossibility of determining the reservoir pressure separately in each of the working layers of the well, since the bottomhole pressure is measured inside the wellbore and is some average weighted pressure from each formation.
Таких недостатков лишен способ определения пластового давления использованием динамического испытателя пластов на кабеле в обсаженных скважинах СНЭТ от компании §сЬ1итЬег§ег Тесйио1о§у Согрогайои (ййр://№№№.81Ь.ги/раде.рйр?сойе=128). Прибор осуществляет многократные замеры давления и производит отбор проб флюида из заколонного пространства обсаженной скважины. Прибор СНЭТ обладает способностью за одну спускоподъемную операцию просверливать отверстия в обсадной колонне, проникать через них в пласт, осуществлять многократные замеры пластового давления, отбирать представительные пробы пластового флюида, а затем закупоривать просверленные в обсадной колонне отверстия для восстановления герметичности. К достоинствам указанного метода можно отнести возможность измерения пластового давления в призабойной зоне скважины в нескольких участках пласта по глубине и независимо для всех работающих пластов.Such drawbacks are deprived of the method for determining reservoir pressure using a dynamic tester of cable formations in cased-hole wells of SNET from the company §сс11итЬег Т Т Тесесйй С С С Согогогайогог ((((й й й й й й й й й й й й й й й й й й й й й й й й й й й й й й й // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // // й // // й // // // // // // // // // // // // // // // // = = = = = = = = = = = 128 128 128 128 128 128 128 128 128 128 = 128). The device performs multiple pressure measurements and takes fluid samples from the casing annulus. The SNET device has the ability to drill holes in the casing during one round-trip operation, penetrate them into the formation, perform multiple measurements of formation pressure, take representative samples of the formation fluid, and then plug the holes drilled in the casing to restore tightness. The advantages of this method include the ability to measure reservoir pressure in the well bottom zone in several sections of the formation in depth and independently for all working formations.
Существенным недостатком данного метода является необходимость нарушения герметичности обсадной колонны, что со временем может привести к развитию коррозии. Также метод весьма дорогостоящий вследствие своей технической сложности.A significant drawback of this method is the need to violate the tightness of the casing, which over time can lead to the development of corrosion. Also, the method is very expensive due to its technical complexity.
Наиболее близким к предлагаемому способу (прототипом) является способ оценки пластового давления на основе двух замеров расходомера на разных режимах работы скважины (заявка США № 2009037113, МПК С01У 9/02, опубл. 05.02.2009). Способ предназначен для определения характеристик пластов, пересекающих ствол скважины. Замеряют расход жидкости в стволе скважины. Каждый приток флюида соотносят с одним или несколькими пропластками коллектора. Замеры в стволе скважины производят с использованием датчика температуры и механических расходомеров. После обработки данных о расходе напротив каждого из пропластков делают оценку пластового давления.Closest to the proposed method (prototype) is a method for assessing reservoir pressure based on two measurements of a flow meter at different well operating modes (US application No. 2009037113, IPC S01U 9/02, published 05.02.2009). The method is intended to determine the characteristics of the layers crossing the wellbore. Measure the fluid flow in the wellbore. Each fluid inflow is associated with one or more reservoir layers. Measurements in the wellbore are performed using a temperature sensor and mechanical flow meters. After processing the flow data, formation pressure is assessed opposite each of the layers.
Недостатком способа является низкая чувствительность механических расходомеров, а также большая погрешность в измерении объемных притоков в пласт. Кроме того, известный способ предназначен только для добывающих скважин. Так как известный способ опирается на измерения и анализ температуры, то ограничение способа применительно к нагнетательным скважинам заключается в том, что температура закачиваемой жидкости не вносит существенных возмущений в температуру скважины, а если и вносит, то требуется учет всей предыдущей истории закачки (о чем совершенно не указывается в рассматриваемом способе), поэтому оценка параметров резервуара, а именно с использованием данного способа, становится невозможной.The disadvantage of this method is the low sensitivity of mechanical flow meters, as well as a large error in the measurement of volumetric inflows into the reservoir. In addition, the known method is intended only for production wells. Since the known method relies on measuring and analyzing the temperature, the limitation of the method as applied to injection wells is that the temperature of the injected fluid does not introduce significant disturbances to the temperature of the well, and if it does, it is necessary to take into account the entire previous history of injection (which is absolutely is not indicated in the method under consideration), therefore, the assessment of the parameters of the tank, namely using this method, becomes impossible.
В частности, к недостаткам указанного способа также относится тот факт, что механический расходомер регистрирует поток только напротив перфорированных участков колонны. В то время как пласт может работать и в других интервалах (выше и ниже зоны перфорации при наличии заколонных перето- 1 027083 ков). Таким образом, известный способ не осуществляет оценку давления в призайбойной зоне пласта в интервалах не вскрытых перфораций, но имеющих прямое сообщение с перфорирвоанными интервалами, что дополнительно уменьшает достоверность измерений.In particular, the fact that the mechanical flow meter only registers the flow opposite the perforated sections of the column is also a disadvantage of this method. While the formation can work in other intervals (above and below the perforation zone in the presence of annular crossflows - 1 027083). Thus, the known method does not evaluate the pressure in the near-bottom zone of the formation in the intervals of uncovered perforations, but having direct communication with perforated intervals, which further reduces the reliability of the measurements.
Указанных недостатков и ограничений, в том числе связанных с типом скважины, лишен предлагаемый способ оценки пластового давления с использованием данных шумометрии.The indicated drawbacks and limitations, including those related to the type of well, are deprived of the proposed method for estimating reservoir pressure using noise metering data.
Раскрытие изобретенияDisclosure of invention
Задачей изобретения и требуемым техническим результатом, достигаемым при использовании изобретения, является разработка нового способа определения пластового давления в призабойной зоне многопластовых скважин, повышение достоверности измерений при определении пластового давления в призабойной зоне многопластовых скважин предлагаемым способом при одновременном расширении области его применения.The objective of the invention and the required technical result achieved by using the invention is the development of a new method for determining reservoir pressure in the bottomhole zone of multilayer wells, increasing the reliability of measurements when determining reservoir pressure in the bottomhole zone of multilayer wells by the proposed method while expanding the scope of its application.
Поставленная задача и требуемый технический результат при использовании изобретения достигается тем, что способ определения пластового давления в призабойной зоне скважин отдельно для каждого из работающих пластов на основе анализа данных измерения по меньшей мере одного параметра, характеризующего состояние скважины на установленных, по меньшей мере, первом режиме работы скважины и втором режиме работы скважины, в котором согласно изобретению для анализа используют данные шумометрии, и тем, что измерения дополнительно производят в интервалах не вскрытых перфораций или открытых стволах, и в котором измеряют текущий пластовый шум и текущее давление внутри ствола скважины на первом режиме работы скважины, а затем устанавливают второй режим работы скважины, где для этого изменяют забойное давление на величину, достаточную для обеспечения установления указанного второго режима работы, предпочтительно не менее чем на 30% от текущего (первого) режима работы скважины или изменяют объемный расход на величину, достаточную для установления указанного второго режима работы, предпочтительно изменяют объемный расход не менее чем на 30% от текущего (первого) режима работы скважины, при этом устанавливают второй режим работы скважины после того, как скважина проработала на упомянутом режиме не менее 12 ч, предпочтительно не менее 24 ч, а затем измеряют текущий пластовый шум на втором режиме работы скважины, при этом измерения производят посредством устройства для объективного измерения уровня громкости звука либо во время спуска и/или подъема по скважине указанного устройства, либо на стоянках во время спуска и/или подъема по скважине упомянутого устройства, где его предпочтительно используют с центрирующими средствами, и в котором измеряют текущее давление внутри ствола скважины на втором режиме работы скважины посредством высокочувствительного датчика давления при постоянной скорости перемещения или на стоянках датчика внутри скважины, и в котором устанавливают первый режим работы скважины путем задания текущего расхода и/или забойного давления, после чего анализируют полученные на первом и втором режимах работы скважины данные по меньшей мере одного параметра для определения пластового давления в призабойной зоне, а затем находят профиль мощности шума на основе панели спектральной плотности шума первого режима и профиль мощности шума на основе панели спектральной плотности шума второго режима, при этом найденные профили усредняют в пределах активных интервалов пластов и на основе полученных путем усреднения профилей данных рассчитывают пластовое давление в призабойной зоне в каждом из работающих интервалов пластов.The task and the required technical result when using the invention is achieved by the fact that the method of determining reservoir pressure in the bottomhole zone of the wells separately for each of the working strata based on the analysis of measurement data of at least one parameter characterizing the state of the well in at least the first mode the operation of the well and the second mode of operation of the well, in which, according to the invention, noise analysis data is used for analysis, and the fact that measurements are additionally performed intervals of uncovered perforations or open bores, and in which the current formation noise and current pressure inside the borehole are measured in the first mode of operation of the well, and then the second mode of operation of the well is established, where the bottomhole pressure is changed by an amount sufficient to ensure the establishment of the specified second operating mode, preferably not less than 30% of the current (first) mode of operation of the well or change the volumetric flow rate by an amount sufficient to establish the specified second mode of operation, it is preferable to change the volumetric flow rate by at least 30% of the current (first) mode of operation of the well, while setting the second mode of operation of the well after the well has been operating in said mode for at least 12 hours, preferably at least 24 hours, and then measure the current formation noise in the second mode of operation of the well, while the measurements are made by means of an apparatus for objectively measuring the sound volume level either during the descent and / or ascent of the specified device, or in the parking lots during the descent and / or taking the said device through the well, where it is preferably used with centering means, and in which the current pressure inside the wellbore is measured in the second mode of operation of the well by means of a highly sensitive pressure sensor at a constant speed of movement or at the sensor’s parking inside the well, and in which the first mode of operation is set wells by setting the current flow rate and / or bottomhole pressure, after which the data obtained for the first and second modes of operation of the well at least m one parameter for determining the reservoir pressure in the bottomhole zone, and then find the noise power profile based on the noise spectral density panel of the first mode and the noise power profile based on the noise spectral density panel of the second mode, while the profiles found are averaged within the active intervals of the reservoirs and Based on the data profiles obtained by averaging, the reservoir pressure in the bottomhole zone in each of the working intervals of the formations is calculated.
Отличительной особенностью изобретения является использование данных шумометрии на двух режимах работы скважины, за счет чего предлагаемый способ при его осуществлении позволяет не вносить существенных изменений в режим работы скважины и пластов в целом, но одновременно при этом позволяет оценить и учесть давление в призабойной зоне пласта в интервалах не вскрытых перфорацией, имеющих прямое сообщение с перфорированными интервалами, или открытых стволах, тем самым повышая достоверность измерений пластового давления в призабойной зоне, причем как добывающей скважины, так и нагнетательной скважины, отдельно для каждого из работающих пластов, т.е. обеспечивая достижение поставленного технического результата, а именно повышение достоверности измерений при одновременном расширении области применения.A distinctive feature of the invention is the use of noise metering data in two modes of operation of the well, due to which the proposed method allows not to make significant changes to the mode of operation of the well and formations as a whole, but at the same time allows to evaluate and take into account the pressure in the bottom-hole formation zone in intervals not opened by perforation, having direct communication with perforated intervals, or open trunks, thereby increasing the reliability of reservoir pressure measurements in the bottom hole not both the producing well and the injection well, separately for each of the working formations, i.e. ensuring the achievement of the technical result, namely increasing the reliability of the measurements while expanding the scope.
Краткое описание чертежейBrief Description of the Drawings
На фиг. 1 изображены результаты измерения устройством для объективного измерения уровня громкости звука (спектральным скважинным шумомером) в нагнетательной скважине и результаты фильтрации этих данных (панели §N0);In FIG. 1 shows the measurement results of a device for objective measurement of sound volume level (spectral borehole sound level meter) in an injection well and the results of filtering these data (panels §N0);
на фиг. 2 - результаты измерения спектральным скважинным шумомером в нагнетательной скважине;in FIG. 2 - measurement results by a spectral borehole sound level meter in an injection well;
на фиг. 3 - результаты измерения спектральным скважинным шумомером в добывающей скважине. Осуществление изобретенияin FIG. 3 - measurement results by a spectral borehole sound level meter in a production well. The implementation of the invention
Способ определения пластового давления в призабойной зоне скважины включает измерение забойного давления в работающей скважине на двух различных режимах её работы (при двух различных объемных расходах и/или забойных давлениях), измерения мощности пластового шума на двух режимах и последующую обработку результатов. Особенностью предлагаемого способа является то, что работа пласта характеризуется данными по спектральной плотности мощности шума и давлением напротив активного интервала работы пласта.The method for determining reservoir pressure in the bottomhole zone of a well includes measuring bottomhole pressure in a working well at two different operating modes (at two different volumetric flows and / or bottomhole pressures), measuring formation noise power in two modes and subsequent processing of the results. A feature of the proposed method is that the work of the formation is characterized by data on the spectral density of the noise power and pressure opposite to the active interval of the work of the formation.
- 2 027083- 2 027083
Первый режим соответствует текущему режиму работы скважины (текущее забойное давление и расход). Если на скважине имеются замеры статического давления (это измерения по истечение 3-5 дней простоя скважины), то второй режим должен соответствовать забойным давлениям, например, в половину от текущего значения.The first mode corresponds to the current mode of operation of the well (current bottomhole pressure and flow rate). If the well has static pressure measurements (these are measurements after 3-5 days of well downtime), then the second mode should correspond to bottomhole pressures, for example, half of the current value.
При этом важную роль играет длительность работы скважины на втором режиме, так как требуется некоторое время прежде чем скважина выйдет на новый режим. Длительность этого периода определяется петрофизическими свойствами пласта. Чем больше проницаемость пласта, тем быстрее скважина выйдет на режим. Конкретные оценки длительности могут быть даны только по итогам Ргеккиге Тек1к на скважине.An important role is played by the duration of the well in the second mode, as it takes some time before the well enters a new mode. The duration of this period is determined by the petrophysical properties of the formation. The greater the permeability of the formation, the faster the well will enter the regime. Specific estimates of the duration can only be given based on the results of Rgekkige Tek1k in the well.
По результатам многочисленных опытных работ было выбрано характерное время работы скважины на режиме 2, которое составило 24 ч.Based on the results of numerous pilot works, the characteristic well operating time in mode 2 was selected, which amounted to 24 hours.
Измерения с помощью устройства для объективного измерения уровня громкости звука (скважинного шумомера) производятся во время спуска и/или подъема по скважине устройства. Измерения также могут производиться и на стоянках во время спуска либо подъема устройства. Более предпочтительным являются измерения, произведенные во время подъема устройства, так как в этом случае обеспечивается постоянное натяжение кабеля, на котором крепится связка, а также обеспечивается более равномерный подъем. Если шумомер производит регистрацию не непрерывно по времени, а небольшими временными интервалами каждую секунду то, чтобы обеспечить статистически значимый объем данных, требуется на одной глубине снять не менее 40 реализаций, т.е. длительность стоянки устройства должна составлять предпочтительно не менее 40 с. Расстояние между соседними стоянками должно составлять не менее 1 м. Расстояние между стоянками выбирается исходя из общей протяженности зоны интереса. Можно сделать и через 10 см, но тогда измерения будут длится 20-24 ч, проанализировав затухание акустического сигнала, было показано, что в пределах 1 м сигнал от источника слышен достаточно хорошо. Поэтому когда речь идет об измерении резервуарных шумов, наши рекомендации составляют 1 м.Measurements using a device for objectively measuring the volume level of sound (a borehole sound level meter) are made during the descent and / or ascent of the device through the borehole. Measurements can also be made in parking lots during the descent or ascent of the device. More preferred are the measurements taken during the lifting of the device, since in this case a constant tension of the cable on which the bundle is attached is ensured, and a more uniform rise is provided. If the sound level meter does not record continuously in time, but in short time intervals every second, in order to provide a statistically significant amount of data, it is necessary to record at least 40 realizations at the same depth, i.e. the duration of the parking of the device should preferably be at least 40 s. The distance between adjacent parking lots should be at least 1 m. The distance between parking lots is selected based on the total length of the zone of interest. It can be done after 10 cm, but then the measurements will last 20-24 hours, having analyzed the attenuation of the acoustic signal, it was shown that within 1 m the signal from the source is heard quite well. Therefore, when it comes to measuring reservoir noise, our recommendations are 1 m.
Следует отметить, что приведенный пример, а именно не менее 40 с, является частным вариантом осуществления изобретения, предназначенным исключительно для целей иллюстрации отдельных аспектов его осуществления и никоим образом не ограничивает объем предлагаемого изобретения, т.е. следует понимать, что указанное значение может быть выбрано и менее 40 с при условии, что выбранное время стоянки будет достаточным для обеспечения достоверности измерений.It should be noted that the above example, namely, at least 40 s, is a particular embodiment of the invention, intended solely for the purpose of illustrating certain aspects of its implementation, and in no way limits the scope of the invention, i.e. it should be understood that the specified value can be selected and less than 40 s, provided that the selected parking time is sufficient to ensure the reliability of the measurements.
Исходные данные, зарегистрированные скважинным шумомером анализируются с использованием одного из методов спектрального анализа, например Фурье-преобразования.The source data recorded by the borehole sound level meter is analyzed using one of the methods of spectral analysis, for example, Fourier transform.
Полученные спектры (либо спектральные плотности мощности шума) усредняются в пределах каждой стоянки прибора.The obtained spectra (or spectral densities of noise power) are averaged within each device stand.
Результаты спектрального анализа данных шумометрии после усреднения могут быть представлены в виде цветных спектральных панелей, где по вертикали отложена глубина, по горизонтали - частота, а цветом отображены амплитуды спектров.After averaging, the results of the spectral analysis of sounding data can be presented in the form of color spectral panels, where the depth is plotted vertically, the frequency is plotted horizontally, and the spectral amplitudes are displayed in color.
Зоны активной работы пласта определяются на основе, преимущественно, визуального анализа спектральных панелей. Амплитуда шума в области частот выше некоторого значения должна превышать уровень фонового шума. Уровень фонового шума определяется по амплитуде шума, равномерно распределенного на спектральных панелях, а также в областях напротив неперфорированных интервалов обсадной колонны, где отсутствуют высокочастотные шумы (выше, например, 5 кГц).The zones of active work of the formation are determined on the basis of mainly visual analysis of spectral panels. The noise amplitude in the frequency region above a certain value should exceed the background noise level. The background noise level is determined by the amplitude of the noise evenly distributed on the spectral panels, as well as in the areas opposite the non-perforated casing intervals, where there are no high-frequency noise (above, for example, 5 kHz).
Шум от работы пласта также необходимо выделить на фоне шумов от движения жидкости внутри обсадной колонны. Данный шум имеет большую протяжённость по глубине (больше 30 м, например), а также сосредоточен в области низких частот, например ниже 1-5 кГц.The noise from the work of the formation must also be distinguished against the background of noise from the movement of fluid inside the casing. This noise has a large length in depth (more than 30 m, for example), and is also concentrated in the low-frequency region, for example, below 1-5 kHz.
Для выделения шумов пласта может быть использован один из методов фильтрации, например, на основе пороговой вейвлет-фильтрации, либо с вычитанием медианного тренда (панели 8ΝΏ - 8рес1га1 Ио1ке Ипй). В этом случае на цветной спектральной панели исключаются фоновые шумы, а также шумы, связанные с движение жидкости внутри колонны.To isolate formation noise, one of the filtering methods can be used, for example, based on threshold wavelet filtering, or by subtracting the median trend (panels 8ΝΏ - 8res1ga1 Iojke Ipy). In this case, background noise, as well as noise associated with fluid movement inside the column, are eliminated on the color spectral panel.
Также может быть использован один из методов автоматического определения активной зоны пласта, основанный на выделении интервалов на основе критерия превышения амплитудой шума некоторого порога.One of the methods for automatically determining the active zone of a formation, based on the allocation of intervals based on the criterion for the noise amplitude exceeding a certain threshold, can also be used.
Для оценки мощности шума от пласта может использоваться один из следующих вариантов.One of the following options can be used to estimate the noise power from the formation.
Первый вариант, когда оценивается полная мощность шума (как сумма квадратов амплитуд спектров Фурье) в полном диапазоне частот (при использовании шумомера δΝΣ (8ресТга1 Шйе Ьоддшд) диапазон от 0,117 до 60 кГц (либо 30 кГц, в зависимости от версии прибора). Область 1 на фиг. 1 (на примере режима 1). Интервал по глубине выбирается на основе анализа области средних частот.The first option, when the total noise power is estimated (as the sum of the squares of the amplitudes of the Fourier spectra) in the full frequency range (when using a sound level meter δΝΣ (8resTga1 Shyododshd), the range is from 0.117 to 60 kHz (or 30 kHz, depending on the version of the device). in Fig. 1 (using the example of mode 1.) The depth interval is selected based on the analysis of the mid-frequency region.
Второй вариант, когда оценивается мощность шума в диапазоне частот, соответствующих работе пласта-коллектора (как правило, от 3-5 кГц и выше). Область 2 на фиг. 1 (на примере режима 2). Низкочастотный шум, протяженный по глубине, соответствует потоку жидкости внутри колонны. Сосредоточенный в некотором интервале глубин шум в области средних и высоких частот соответствует шуму от пласта коллектора.The second option, when the noise power is estimated in the frequency range corresponding to the work of the reservoir (usually from 3-5 kHz and above). Region 2 in FIG. 1 (for example, mode 2). Low-frequency noise, extended in depth, corresponds to the flow of liquid inside the column. Concentrated in a certain depth interval, the noise in the medium and high frequencies corresponds to the noise from the reservoir.
Еще одним вариантом может быть использование дополнительного метода фильтрации, напримерAnother option might be to use an additional filtering method, for example
- 3 027083 фильтра на основе пороговой вейвлет-фильтрации. Фильтр должен исключать крупномасштабные спектральные особенности по глубине, такие как шум от потока в колонне. Мы называем его 5ΝΏ - 8рес4га1 Ыо18е ΏτίΓί (вторая и четвертая панели на фиг. 1). Также в качестве такого фильтра может быть использована нормировка на медианный тренд по глубине. В любом из этих методов фильтрации мощность шума будет вычисляться в полном диапазоне частот по отфильтрованным данным.- 3 027083 filters based on threshold wavelet filtering. The filter should eliminate large-scale spectral features in depth, such as noise from the flow in the column. We call it 5ΝΏ - 8res4ga1 оо18е ΏτίΓί (second and fourth panels in Fig. 1). Also, normalization to the median trend in depth can be used as such a filter. In any of these filtering methods, the noise power will be calculated over the full frequency range from the filtered data.
В основе расчетов лежит предположение о том, что мощность шума N от работающего интервала пласта пропорциональна репрессии (депрессии) (Р-Рпл) давления в некоторой степени ηThe basis of the calculations is the assumption that the noise power N from the working interval of the reservoir is proportional to the repression (depression) (P-P PL ) of pressure to some extent η
Ν = Κ·(Ρ — ΡΤΜ) (Уравнение 1)Ν = Κ · (Ρ - Ρ ΤΜ ) (Equation 1)
Представленная зависимость является полуэмпирической. В одной из работ (МсКт1еу КМ. 1994. ТешрегаШге, КаФоасйуе Тгасег, апб Шье Ьоддшд Гог ^е11 1п4е§гйу: 112-156) встречается похожая зависимость, но выглядит она, какThe presented relationship is semi-empirical. In one of the works (MsKt1eu KM. 1994. TeshregaShge, KaFoasyue Tgaseg, apb Shye Loddshd Gog ^ e11 1n4eggyu: 112-156), a similar dependence is found, but it looks like
Ν = Κ·ΰ·(Ρ-ΡΑ где 9 - объемный расход.Ν = Κ · ΰ · (Ρ-ΡΑ where 9 is the volumetric flow rate.
Исходя из закона Дарси, существует связь в=к(р-р„)Based on Darcy’s law, there is a connection in = k (rn „)
Поэтому данное выражение было обобщено до общего степенного соотношения. Аналогичные зависимости были получены и в ходе проведенных экспериментов.Therefore, this expression was generalized to a general power relation. Similar dependences were obtained during the experiments.
Таким образом, отношение мощности шума от пласта на первом режиме работы скважины Ν1 к мощности шума от пласта на втором режиме Ν2 записывается в видеThus, the ratio of the noise power from the reservoir in the first mode of operation of the well Ν 1 to the noise power from the reservoir in the second mode of Ν 2 is written as
Приведенная зависимость представляет собой простое решение двух уравнений 1, когда получены измерения на двух режимах.The given dependence is a simple solution of two equations 1, when measurements were obtained in two modes.
Степень η зависит от типа скважинного флюида. Для воды и нефти эта степень принимается равной 2, так как изначально зависимость полуэмпирическая, то первое - это факт экспериментальный. Но мы знаем, что для жидких флюидов (таких, как нефть и вода) расход пропорционален первой степени репрессии (разности давлений), поэтому мощность шума будет пропорциональна квадрату. Для газового флюида закон Дарси не выполняется и расход зависит от давления уже в квадратичном виде, поэтому мы полагаем, что степень для газа будет другая (например, 3). Либо для него будет несколько другая функциональная зависимость.The degree of η depends on the type of well fluid. For water and oil, this degree is taken equal to 2, since the initial dependence is semi-empirical, then the first is an experimental fact. But we know that for liquid fluids (such as oil and water), the flow rate is proportional to the first degree of repression (pressure difference), so the noise power will be proportional to the square. For a gas fluid, Darcy’s law is not satisfied and the flow depends on pressure already in a quadratic form, so we assume that the degree for the gas will be different (for example, 3). Or for him there will be a slightly different functional dependence.
Для оценок мощности пластового шума производится предварительная обработка данных со спектрального шумомера. Для этого вычисляется спектральная мощность шума. На основе алгоритмов пороговой фильтрации выделяются спектральные составляющие, соответствующие резевуарному шуму, для которых вычисляется полная мощность шума. Далее мощность шума усредняется по глубине в пределах участка однородной работы пласта.For estimating the power of reservoir noise, preliminary processing of data from a spectral sound level meter is performed. For this, the spectral power of the noise is calculated. Based on the threshold filtering algorithms, the spectral components corresponding to the reservoir noise are selected, for which the total noise power is calculated. Further, the noise power is averaged over the depth within the area of uniform work of the formation.
Предлагаемый способ включает осуществление следующих этапов.The proposed method includes the implementation of the following steps.
Сначала производят измерение текущего пластового шума (режим 1), при этом режим 1 соответствует текущему режиму работы скважины (режим задается текущим расходом, забойным давлением и, например, диаметром входного штуцера).First, the current formation noise is measured (mode 1), while mode 1 corresponds to the current mode of operation of the well (the mode is set by the current flow rate, bottomhole pressure and, for example, the diameter of the inlet fitting).
Затем производят измерение текущего давления внутри ствола скважины (режим 1) с помощью высокочувствительного датчика давления, причем измерения производятся на постоянной скорости перемещения или на стоянках во время спуска прибора внутри ствола скважины (либо на непрерывном подъеме соответсвенно).Then, the current pressure is measured inside the wellbore (mode 1) using a highly sensitive pressure sensor, and the measurements are made at a constant speed of movement or at stops during the descent of the device inside the wellbore (or on a continuous rise, respectively).
После чего производят измерение текущего пластового шума (режим 2), где второй режим соответствует либо изменению забойного давления до двух раз (предпочтительно не менее чем на 30% от исходного), либо изменению объемного расхода предпочтительно не менее чем на 30%. Следует отметить, что приведенный пример, а именно изменение не менее чем на 30% от исходных (и в отношении забойного давления и в отношении объемного расхода), служит исключительно для целей иллюстрации отдельных аспектов осуществления изобретения и никоим образом не ограничивает объем предлагаемого изобретения, т.е. следует понимать, что указанная величина изменения может быть выбрана и менее 30% при условии, что она будет достаточной для установления второго режима работы скважины согласно изобретению, но при этом не будет приводить к снижению достоверности измерений. Для выхода скважины на второй режим требуется, чтобы скважина проработала не менее 12 ч на этом режиме (рекомендуемое время 24 ч). После этого производят измерение текущего давления внутри ствола скважины (режим 2).After that, the current formation noise is measured (mode 2), where the second mode corresponds either to a bottomhole pressure change of up to two times (preferably not less than 30% of the initial pressure), or to a change in volumetric flow rate of not less than 30%. It should be noted that the above example, namely, a change of at least 30% of the original (both in terms of bottomhole pressure and volumetric flow), serves solely for the purpose of illustrating certain aspects of the invention and in no way limits the scope of the invention, t .e. it should be understood that the indicated magnitude of the change can be selected and less than 30%, provided that it is sufficient to establish a second mode of operation of the well according to the invention, but will not lead to a decrease in the reliability of the measurements. For the well to enter the second mode, the well must have worked for at least 12 hours in this mode (recommended time is 24 hours). After that, measure the current pressure inside the wellbore (mode 2).
Затем находят профили мощности шума на основе панелей спектральной плотности шума (режим 1) и (режим 2), усредняют профили мощности шума (режим 1) и (режим 2) в пределах активных интервалов пластов и рассчитывают на основе полученных значений пластовое давление в призабойной зоне.Then, noise power profiles are found on the basis of noise spectral density panels (mode 1) and (mode 2), the noise power profiles (mode 1) and (mode 2) are averaged over the active intervals of the formations and the reservoir pressure in the bottomhole zone is calculated based on the obtained values .
- 4 027083- 4 027083
Ниже с целью иллюстрации отдельных аспектов осуществления изобретения приведены примеры осуществления предлагаемого способа, которые не предназначен для того, чтобы каким-либо образом ограничивать объем настоящего изобретения.Below, to illustrate certain aspects of the invention, examples of the proposed method are provided, which are not intended to limit the scope of the present invention in any way.
Пример 1. Определение пластового давления в нагнетательной скважине (фиг. 2).Example 1. The definition of reservoir pressure in the injection well (Fig. 2).
Для начала были произведены измерения пластового шума и давления внутри ствола скважины на 1 режиме работы скважины при объемном расходе 157 ΒΡΌ. Результаты показаны на фиг. 2: панель СНЛ (режим 1) и черная сплошная линия Ρ1 на панели Давление. Затем были произведены измерения пластового шума и давления внутри ствола скважины на 2 режиме работы скважины при объемном расходе 585 ΒΡΌ. Результаты показаны на фиг. 2: панель СНЛ (режим 2) и черная пунктирная линия Р2 на панели Давление.To begin with, measurements were made of formation noise and pressure inside the wellbore in 1 mode of operation of the well at a volumetric flow rate of 157 ΒΡΌ. The results are shown in FIG. 2: SNL panel (mode 1) and black solid line Ρ 1 on the Pressure panel. Then, measurements were made of formation noise and pressure inside the wellbore in 2 modes of operation of the well at a volumetric flow rate of 585 ΒΡΌ. The results are shown in FIG. 2: SNL panel (mode 2) and the black dotted line P 2 on the Pressure panel.
На основе панелей спектральной плотности шума (СНЛ (режим 1) и СНЛ (режим 2)) были найдены профили полной мощности шума в диапазоне частот от 117 Гц до 60 кГц, которые показаны на рисунке на двух крайних правых панелях (Мощность шума (1) и Мощность шума (2)). Затем профили мощности шума были усреднены в пределах активных интервалов пластов: для верхнего пласта 1 в интервале Х555-Х559, для нижнего пласта 2 в интервале Х562-Х563.Based on the noise spectral density panels (SNL (mode 1) and SNL (mode 2)), the total noise power profiles were found in the frequency range from 117 Hz to 60 kHz, which are shown in the figure on the two extreme right panels (Noise power (1) and noise power (2)). Then the noise power profiles were averaged within the active intervals of the layers: for the upper layer 1 in the interval X555-X559, for the lower layer 2 in the interval X562-X563.
Для расчета были взяты следующие значения.For the calculation, the following values were taken.
Для пласта 1For reservoir 1
Р!=4149 ρδΐ - забойное давление на режиме 1 (объемный расход φι=157 ΒΡΌ);P! = 4149 ρδΐ - bottomhole pressure in mode 1 (volumetric flow rate φι = 157 ΒΡΌ);
Р2=4986 ρδΐ - забойное давление на режиме 2 (объемный расход О2=585 ΒΡΌ);P 2 = 4986 ρδΐ - bottomhole pressure in mode 2 (volumetric flow rate O 2 = 585 ΒΡΌ);
Ν\=24 отн.ед. - средняя мощность пластового шума на режиме 1;Ν \ = 24 rel. - average power of reservoir noise in mode 1;
Ν2=96 отн.ед. - средняя мощность пластового шума на режиме 2.Ν 2 = 96 rel. - average power of reservoir noise in mode 2.
Рассчитанное пластовое давления в призабойной зоне Рпл1=3312 ρδΐ.The calculated reservoir pressure in the bottomhole zone P PL 1 = 3312 ρδΐ.
Для пласта 2For formation 2
Ρι=4160 ρδΐ - забойное давление на режиме 1 (объемный расход Οι=157 ΒΡΌ);Ρι = 4160 ρδΐ - bottomhole pressure in mode 1 (volumetric flow rate Οι = 157 ΒΡΌ);
Р2=4999 ρδΐ - забойное давление на режиме 2 (объемный расход О2=585 ΒΡΌ);P 2 = 4999 ρδΐ - bottomhole pressure in mode 2 (volumetric flow rate O 2 = 585 ΒΡΌ);
Ν1=12 отн.ед. - средняя мощность пластового шума на режиме 1;Ν 1 = 12 rel. - average power of reservoir noise in mode 1;
Ν2=32 отн.ед. - средняя мощность пластового шума на режиме 2.Ν 2 = 32 rel. - average power of reservoir noise in mode 2.
Рассчитанное пластовое давления в призабойной зоне Рпл2=2834 ρδΐ.The calculated reservoir pressure in the bottomhole zone P PL2 = 2834 ρδΐ.
Рассчитанные давления показаны пунктиром на панели Давление (фиг. 2), на основании которых можно сделать вывод о том, что давление в нижнем пласте больше, чем в верхнем. Получаемые сведения имеют важное значение при выборе оптимальных забойных давлений для разработки каждого из пластов с тем, чтобы процесс вытеснения нефти водой происходил наиболее эффективно.The calculated pressures are shown by a dashed line in the Pressure panel (Fig. 2), on the basis of which it can be concluded that the pressure in the lower layer is greater than in the upper one. The information obtained is important in choosing the optimal bottomhole pressure for the development of each of the layers so that the process of oil displacement by water occurs most efficiently.
Пример 2. Определение пластового давления в добывающей скважине (фиг. 3).Example 2. The definition of reservoir pressure in the producing well (Fig. 3).
Для начала были произведены измерения пластового шума и давления внутри ствола скважины на 1 режиме работы скважины при объемном расходе 2300 ΒΡΌ. Результаты показаны на фиг. 3: панель СНЛ (режим 1) и черная сплошная линия Ρ1 на панели Давление. Затем были произведены измерения пластового шума и давления внутри ствола скважины на 2 режиме работы скважины при объемном расходе 2260 ΒΡΌ. Результаты показаны на фиг. 3: панель СНЛ (режим 2) и черная пунктирная линия Ρ2 на панели Давление.To begin with, measurements were made of formation noise and pressure inside the wellbore in 1 mode of operation of the well at a volumetric flow rate of 2300 ΒΡΌ. The results are shown in FIG. 3: SNL panel (mode 1) and black solid line Ρ1 on the Pressure panel. Then, measurements were made of formation noise and pressure inside the wellbore in 2 modes of operation of the well at a volumetric flow rate of 2260 ΒΡΌ. The results are shown in FIG. 3: SNL panel (mode 2) and black dotted line Ρ2 on the Pressure panel.
На основе панелей спектральной плотности шума (СНЛ (режим 1) и СНЛ (режим 2)) были найдены профили полной мощности шума в диапазоне частот от 117 Гц до 30 кГц, которые показаны на рисунке на двух крайних правых панелях (Мощность шума (1) и Мощность шума (2)). Затем профили мощности шума были усреднены в пределах активных интервалов пластов: для верхнего пласта 1 в интервале Х545-Х570, для нижнего пласта 2 в интервале Х600-Х610.Based on the noise spectral density panels (SNL (mode 1) and SNL (mode 2)), the total noise power profiles were found in the frequency range from 117 Hz to 30 kHz, which are shown in the figure on the two extreme right panels (Noise power (1) and noise power (2)). Then the noise power profiles were averaged within the active intervals of the layers: for the upper layer 1 in the interval X545-X570, for the lower layer 2 in the interval X600-X610.
Для расчета были взяты следующие значения.For the calculation, the following values were taken.
Для пласта 1For reservoir 1
Ρι=1222 ρδΐ - забойное давление на режиме 1 (объемный расход Οι=2300 ΒΡΌ);Ρι = 1222 ρδΐ - bottomhole pressure in mode 1 (volumetric flow rate Οι = 2300 ΒΡΌ);
Р2=1244 ρδΐ - забойное давление на режиме 2 (объемный расход 0:=2260 ΒΡΌ);P 2 = 1244 ρδΐ - bottomhole pressure in mode 2 (volumetric flow 0: = 2260 ΒΡΌ);
Ν!=84 отн.ед. - средняя мощность пластового шума на режиме 1;Ν! = 84 rel. - average power of reservoir noise in mode 1;
Ν2=42 отн.ед. - средняя мощность пластового шума на режиме 2.Ν 2 = 42 rel. - average power of reservoir noise in mode 2.
Рассчитанное пластовое давления в призабойной зоне Рпл3=1270 ρδΐ.The calculated reservoir pressure in the bottomhole zone P PL3 = 1270 ρδΐ.
Для пласта 2For formation 2
Ρ, = 1250 ρδΐ - забойное давление на режиме 1 (объемный расход 0^2300 ΒΡΌ);Ρ, = 1250 ρδΐ - bottomhole pressure in mode 1 (volumetric flow rate 0 ^ 2300 ΒΡΌ);
Р2=1212 ρδΐ - забойное давление на режиме 2 (объемный расход 02=2260 ΒΡΌ);P 2 = 1212 ρδΐ - bottomhole pressure in mode 2 (volumetric flow rate 0 2 = 2260 ΒΡΌ);
Ν1=91 отн.ед. - средняя мощность пластового шума на режиме 1;Ν 1 = 91 rel. - average power of reservoir noise in mode 1;
Ν2=72 отн.ед. - средняя мощность пластового шума на режиме 2.Ν2 = 72 rel. - average power of reservoir noise in mode 2.
Рассчитанное пластовое давления в призабойной зоне Рпл2=1500 ρδΐ.The calculated reservoir pressure in the bottomhole zone P PL2 = 1500 ρδΐ.
Рассчитанные давления показаны точками на панели Давление (фиг. 3), на основании которых можно сделать вывод о том, что давление в нижнем пласте больше, чем в верхнем. Это в свою очередь свидетельствует о том, что имеется переток из нижнего пласта в верхний. Полученные сведения позволяют принять своевременные меры по поддержанию пластового давления в верхнем пласте. Получаемые сведения крайне важны для определения допустимых забойных давлений, объемов добычи жидкости иThe calculated pressures are shown by points on the Pressure panel (Fig. 3), based on which it can be concluded that the pressure in the lower layer is greater than in the upper one. This, in turn, indicates that there is a crossover from the lower layer to the upper one. The information obtained allows us to take timely measures to maintain reservoir pressure in the upper reservoir. The information obtained is extremely important for determining the permissible bottomhole pressures, volumes of fluid production and
- 5 027083 газа, расчета процесса обводнения скважин, необходимых для достижения максимально возможного конечного коэффициента нефтеотдачи.- 5,027,083 gas, calculating the watering process of the wells necessary to achieve the maximum possible final oil recovery coefficient.
Таким образом, из приведенных примеров 1 и 2 наглядно видно, что в использование данных шумометрии на двух режимах работы скважины не вносит существенных изменений в режим работы скважины и пластов в целом, но при этом позволяет оценить давление в призабойной зоне пласта в интервалах не вскрытых перфорацией, имеющих прямое сообщение с перфорированными интервалами, или открытых стволах, тем самым позволяет повысить достоверность измерений пластового давления в призабойной зоне в каждом из работающих интервалов пластов, причем как нагнетательной скважины (пример 1), так и добывающей скважины (пример 2), т.е. обеспечивая достижение поставленного технического результата, а именно повышение достоверности измерений при одновременном расширении области применения.Thus, it can be clearly seen from the examples 1 and 2 that the use of noise metering data in two well operation modes does not make significant changes in the well and reservoir operation modes in general, but it allows us to estimate the pressure in the bottom-hole formation zone in the intervals not opened by perforation having direct communication with perforated intervals, or open shafts, thereby improving the reliability of measurements of reservoir pressure in the bottomhole zone in each of the working intervals of the layers, and as a pressure well (example 1), and production wells (example 2), i.e. ensuring the achievement of the technical result, namely increasing the reliability of the measurements while expanding the scope.
Предлагаемое изобретение может быть использовано для определения пластового давления в призабойной зоне нагнетательных и добывающих скважин по результатам текущих замеров забойного давления и мощности резервуарного шума на двух различных режимах работы скважины. Более того, предлагаемое изобретение может быть использовано для определения давления в вертикальных нагнетательных и добывающих скважинах, слабонаклонных и горизонтальных скважинах, расширяя тем самым, область применения предлагаемого изобретения, в отличие от прототипа, где, например, использование расходомера в принципе не позволяет осуществлять работу в горизонтатльных скважинах в силу его конструктивных способностей (вертушка).The present invention can be used to determine reservoir pressure in the bottom-hole zone of injection and production wells according to the results of current measurements of bottom-hole pressure and reservoir noise power in two different well operation modes. Moreover, the present invention can be used to determine the pressure in vertical injection and production wells, slightly deviated and horizontal wells, thereby expanding the scope of the invention, in contrast to the prototype, where, for example, the use of a flow meter in principle does not allow work in horizontal wells due to its design capabilities (pinwheel).
Claims (24)
Priority Applications (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| EA201400080A EA027083B1 (en) | 2013-12-27 | 2013-12-27 | Method for determining near-wellbore reservoir pressure in multi-zone wells |
| PCT/RU2014/000993 WO2015099580A1 (en) | 2013-12-27 | 2014-12-26 | A method for determining near-wellbore reservoir pressure in multi-zone wells |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| EA201400080A EA027083B1 (en) | 2013-12-27 | 2013-12-27 | Method for determining near-wellbore reservoir pressure in multi-zone wells |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA201400080A1 EA201400080A1 (en) | 2015-06-30 |
| EA027083B1 true EA027083B1 (en) | 2017-06-30 |
Family
ID=53479301
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA201400080A EA027083B1 (en) | 2013-12-27 | 2013-12-27 | Method for determining near-wellbore reservoir pressure in multi-zone wells |
Country Status (2)
| Country | Link |
|---|---|
| EA (1) | EA027083B1 (en) |
| WO (1) | WO2015099580A1 (en) |
Families Citing this family (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EA034881B1 (en) * | 2017-01-11 | 2020-04-01 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Сонограм" | Method for the hydrodynamic characterisation of multi-reservoir wells |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4046220A (en) * | 1976-03-22 | 1977-09-06 | Mobil Oil Corporation | Method for distinguishing between single-phase gas and single-phase liquid leaks in well casings |
| US20060133203A1 (en) * | 2003-06-06 | 2006-06-22 | Simon James | Method and apparatus for acoustic detection of a fluid leak behind a casing of a borehole |
| US20090037113A1 (en) * | 2007-07-31 | 2009-02-05 | Schlumberger Technology Corporation | Subsurface layer and reservoir parameter measurements |
| RU2499283C1 (en) * | 2012-04-23 | 2013-11-20 | ТиДжиТи Ойл энд Гэс Сервисиз ФЗЕ | Method and device for borehole spectral noise logging |
-
2013
- 2013-12-27 EA EA201400080A patent/EA027083B1/en not_active IP Right Cessation
-
2014
- 2014-12-26 WO PCT/RU2014/000993 patent/WO2015099580A1/en active Application Filing
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4046220A (en) * | 1976-03-22 | 1977-09-06 | Mobil Oil Corporation | Method for distinguishing between single-phase gas and single-phase liquid leaks in well casings |
| US20060133203A1 (en) * | 2003-06-06 | 2006-06-22 | Simon James | Method and apparatus for acoustic detection of a fluid leak behind a casing of a borehole |
| US20090037113A1 (en) * | 2007-07-31 | 2009-02-05 | Schlumberger Technology Corporation | Subsurface layer and reservoir parameter measurements |
| RU2499283C1 (en) * | 2012-04-23 | 2013-11-20 | ТиДжиТи Ойл энд Гэс Сервисиз ФЗЕ | Method and device for borehole spectral noise logging |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| МАРФИН Е.А. Скважинная шумометрия и виброакустическое воздействие на флюидонасыщенные пласты. Казань, Издательство Казанский университет, 2012, с. 8-25 * |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| EA201400080A1 (en) | 2015-06-30 |
| WO2015099580A1 (en) | 2015-07-02 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Paleja et al. | Velocity tracking for flow monitoring and production profiling using distributed acoustic sensing | |
| RU2362875C2 (en) | Method of evaluating pressure in underground reservoirs | |
| US11608740B2 (en) | Determining fracture properties using injection and step-rate analysis, dynamic injection test analysis, extracting pulse-type source signals from noisy data, and measuring friction parameters in a well | |
| US8132453B2 (en) | Method for analysis of pressure response in underground formations | |
| US7849736B2 (en) | Method for calculating the ratio of relative permeabilities of formation fluids and wettability of a formation downhole, and a formation testing tool to implement the same | |
| MX2014006711A (en) | Method for interpretation of downhole flow measurement during wellbore treatments. | |
| RU2666842C1 (en) | Method for determining filtration parameters in a multi-well system by the method of pulse-code hydro-licensing (pch) | |
| US20230399940A1 (en) | Formation fracture characterization from post shut-in acoustics and pressure decay using a 3 segment model | |
| US20150112599A1 (en) | Determining the quality of data gathered in a wellbore in a subterranean formation | |
| US11021948B2 (en) | Method for the hydrodynamic characterization of multi-reservoir wells | |
| Castiblanco et al. | Evaluation of hydraulic fracturing effectiveness by combined analysis of spectral noise logging and high precision temperature logging data and subsequent numerical temperature modelling | |
| CA3117926C (en) | Wellbore tubular with local inner diameter variation | |
| RU2474687C1 (en) | Method for determining profile of fluid influx of multiformation deposits | |
| US12037883B2 (en) | Real-time fracture monitoring, evaluation and control | |
| EA027083B1 (en) | Method for determining near-wellbore reservoir pressure in multi-zone wells | |
| Sam et al. | Fully automated fluid level measurement tool | |
| Wijaya et al. | Success novel of integrating pulsed neutron and comprehensive production data analysis to optimize well production | |
| RU2531499C1 (en) | Method of determining fluid movement profile of stacked pools in well | |
| Weiland et al. | Case history review of the application of pressure transient testing and production logging in monitoring the performance of the mars deepwater Gulf of Mexico field | |
| Proett et al. | Objectively Quantifying Wireline and LWD Pressure Test Quality | |
| Deminova et al. | Production Characterization and Enhancement Screening in Biogenic Gas Tight Formations | |
| Alameedy et al. | Diagnosing complex flow characteristics of mishrif formation in stimulated well using production logging tool | |
| Tarq et al. | Identifying Average Reservoir Pressure in Multilayered Oil Wells Using Selective Inflow Performance (SIP) Method | |
| Rehman et al. | Deriving the Unknown Sublayer's Pressure in Producing Gas Wells Using the Selective Inflow Performance Workflow | |
| Alameedy et al. | Diagnosing Complex Flow Characteristics of Mishrif Formation in Stimulated Well Using Production Logging Tool |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM BY KG TJ TM |
|
| PC4A | Registration of transfer of a eurasian patent by assignment | ||
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AZ |