RU2121571C1 - Method of investigating injection wells (versions) - Google Patents
Method of investigating injection wells (versions) Download PDFInfo
- Publication number
- RU2121571C1 RU2121571C1 RU97106571/03A RU97106571A RU2121571C1 RU 2121571 C1 RU2121571 C1 RU 2121571C1 RU 97106571/03 A RU97106571/03 A RU 97106571/03A RU 97106571 A RU97106571 A RU 97106571A RU 2121571 C1 RU2121571 C1 RU 2121571C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- tubing
- temperature
- anomaly
- measurement
- injection
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Examining Or Testing Airtightness (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к термическим методам исследования нагнетательных скважин и может быть использовано при определении места нарушения герметичности насосно-компрессорных труб (НКТ), эксплуатационной колонны в интервалах, перекрытых НКТ, и при выявлении движения жидкости за обсадной колонной. The invention relates to thermal methods for researching injection wells and can be used to determine the location of the leak in the tubing, tubing in intervals overlapped by the tubing, and when detecting fluid movement behind the casing.
Известен способ определения места негерметичности эксплуатационной колонны в нагнетательной скважине в интервалах, перекрытых НКТ, по измерениям термометром вдоль ее ствола через 20-30 мин после смены режима закачки на отбор жидкости через НКТ /Назаров В.Ф. и др. Термометрия для контроля технического состояния нагнетательных скважин и температуры водоносных пластов. //Нефт.х-во, - 1987, - N 11. - с. 55-58/. A known method for determining the location of leakage of the production string in the injection well at intervals overlapped by the tubing, by measuring with a thermometer along its trunk 20-30 minutes after changing the injection mode to the selection of fluid through the tubing / Nazarov V.F. and others. Thermometry for monitoring the technical condition of injection wells and the temperature of aquifers. // Neft.kh-vo, - 1987, - N 11. - p. 55-58 /.
Недостатком способа является то, что по одному измерению термометром невозможно однозначно определить причину возникновения аномалии температуры - связана ли она с нарушением герметичности НКТ или эксплуатационной колонны или обусловлена нарушением температуры пласта вследствие закачки в него воды через нарушение герметичности обсадной колонны в соседней нагнетательной скважине. The disadvantage of this method is that it is impossible to unambiguously determine the cause of the temperature anomaly by a thermometer alone - is it associated with a violation of the tightness of the tubing or production string or is caused by a violation of the temperature of the formation due to water being pumped into it through a violation of the tightness of the casing in an adjacent injection well.
Наиболее близким к предлагаемому является способ термических исследований нагнетательных скважин, заключающийся в следующем: проводят измерение температуры вдоль ствола через 0,5-5,0 ч после смены режима закачки на отбор; выделяют аномалии температуры; в каждом выявленном интервале температурных аномалий проводят регистрацию изменения температуры в течение времени, не превышающем t= 0,2R2/a после смены режима закачки на отбор, а продолжительность закачки жидкости определяют по формуле t=V/Q, где V - внутренний объем НКТ от устья до аномалии температуры; м3; Q - приемистость скважины, м3/сут; R - расстояние от НКТ до обсадной колонны; м; a - коэффициент температуропроводности среды, заполняющей межтрубное пространство, м/ч2 /А.С. N 1359435, кл. E 21 B 47/00, 1985/.Closest to the proposed is a method of thermal research of injection wells, which consists in the following: conduct temperature measurement along the wellbore in 0.5-5.0 hours after changing the injection mode to selection; temperature anomalies are distinguished; in each identified temperature anomaly interval, a temperature change is recorded over a period of time not exceeding t = 0.2R 2 / a after changing the injection mode to selection, and the duration of fluid injection is determined by the formula t = V / Q, where V is the internal volume of the tubing from the mouth to temperature anomalies; m 3 ; Q - injectivity of the well, m 3 / day; R is the distance from the tubing to the casing; m; a is the coefficient of thermal diffusivity of the medium filling the annulus, m / h 2 / A.C. N 1359435, CL E 21 B 47/00, 1985 /.
Недостатком способа является следующее:
- невозможно отличить нарушение герметичности НКТ от нарушения герметичности эксплуатационной колонны по одному измерению термометром, проведенному в течение времени, не превышающего t=0,2R2/a после смены режима закачки на отбор;
- при больших дебитах отбора жидкости через НКТ невозможно определить место нарушения герметичности эксплуатационной колонны вследствие того, что вклад радиальной составляющей коэффициента теплопроводности (полезной составляющей, несущей информацию об изменении температуры в межтрубье и породе) пренебрежимо мал в сравнении с конвективной (осевой) составляющей коэффициента теплопроводности потока жидкости в НКТ.The disadvantage of this method is as follows:
- it is impossible to distinguish the leakage of the tubing from the leakage of the production casing according to one measurement with a thermometer, carried out for a time not exceeding t = 0.2R 2 / a after changing the injection mode to selection;
- at large flow rates of fluid withdrawal through the tubing, it is impossible to determine the location of the leak in the production string due to the fact that the contribution of the radial component of the thermal conductivity coefficient (useful component that carries information about the temperature change in the annulus and rock) is negligible in comparison with the convective (axial) component of the thermal conductivity fluid flow in tubing.
Техническим результатом заявляемого изобретения является повышение точности и однозначности определения мест нарушения герметичности НКТ и эксплуатационной колонны за счет использования методики временной фильтрации температурных аномалий, сформировавшихся в НКТ и в межтрубном пространстве после перевода скважины с режима квазистационарного распределения температуры в НКТ в процессе закачки на отбор жидкости через НКТ. The technical result of the claimed invention is to increase the accuracy and unambiguity of determining the places of tightness of the tubing and production casing due to the use of the method of temporary filtering of temperature anomalies formed in the tubing and in the annulus after transferring the well from the quasi-stationary temperature distribution in the tubing during injection to the fluid through Tubing.
Технический результат достигается тем, что в известном способе исследования нагнетательных скважин, оборудованных НКТ, включающем регистрацию изменения температуры вдоль ствола скважины через 0,5-5,0 ч после перевода ее с режима квазистационарного распределения температуры в НКТ в процессе закачки на отбор жидкости через НКТ, проведение в каждом выявленном интервале температурных аномалий регистрации изменения температуры при отборе пробы и сопоставление полученных термограмм, в каждом выявленном интервале аномалии температуры проводят два измерения температуры, причем первое - в течение времени, не превышающего 2 мин, а второе - в интервале 5-12 мин после перевода скважины с режима закачки на отбор жидкости через НКТ с дебитом, при котором регистрируют в НКТ 0,1 Δ T0, где Δ T0=Tм-TНКТ, Tм и TНКТ - температура в межтрубье и в НКТ перед началом отбора жидкости из скважины соответственно, при этом о нарушении герметичности НКТ судят по форме аномалии температуры при первом измерении, а о нарушении герметичности эксплуатационной колонны судят по отсутствию аномалии при первом и по наличию аномалии температуры при втором измерениях.The technical result is achieved by the fact that in the known method for studying injection wells equipped with tubing, including recording temperature changes along the wellbore after 0.5-5.0 hours after transferring it from the regime of quasi-stationary temperature distribution in the tubing during pumping to fluid selection via tubing conducting, in each identified interval of temperature anomalies, registration of temperature changes during sampling and comparing the obtained thermograms, in each detected interval of anomalies in the temperature of two temperature measurements are taken, the first over a period of not more than 2 minutes, and the second in the interval 5-12 minutes after the well has been switched from the injection mode to the selection of fluid through the tubing with a flow rate at which 0.1 Δ T is recorded in the tubing 0 , where Δ T 0 = T m -T tubing , T m and T tubing are the temperature in the annulus and in the tubing before the fluid is taken from the well, respectively, while the tightness of the tubing is judged by the shape of the temperature anomaly during the first measurement, and violation of the tightness of the production string is judged by the absence of anomalies in the first and by the presence of temperature anomalies in the second measurement.
Технический результат достигается также тем, что в способе по п. 1 в случае наличия при первом измерении аномалии, не связанной с нарушением герметичности НКТ, проводят третье измерение температуры после установления в НКТ выше аномалии квазистационарного распределения температуры в процессе закачки, при этом о нарушении герметичности НКТ судят по отсутствию аномалии при третьем измерении. The technical result is also achieved by the fact that in the method according to
Технический результат также достигается тем, что в известном способе исследования нагнетательных скважин, оборудованных НКТ, включающем регистрацию изменения температуры вдоль ствола скважины через 0,5-5,0 ч после перевода ее с режима квазистационарного распределения температуры в НКТ в процессе закачки на отбор жидкости через НКТ, проведение в каждом выявленном интервале температурных аномалий регистрации изменения температуры при отборе пробы и сопоставление полученных термограмм, в каждом выявленном интервале аномалии температуры проводят три измерения температуры, причем первое - после установления в НКТ выше аномалии квазистационарного распределения температуры в процессе закачки, а второе и третье - в течение времени, не превышающего 2 мин, и в интервале 5-12 мин соответственно после перевода скважины с режима закачки на отбор жидкости через НКТ с дебитом, при котором регистрируют в НКТ 0,1 Δ T0, где Δ T0=Tм-TНКТ, Tм и TНКТ - температура в межтрубье и в НКТ перед началом отбора жидкости из скважины соответственно, при этом о нарушении герметичности НКТ судят по отсутствию аномалии при первом измерении и по наличию аномалии температуры при втором измерении, а о нарушении герметичности эксплуатационной колонны судят по отсутствию аномалии при первом и втором и по наличию аномалии температуры при третьем измерениях.The technical result is also achieved by the fact that in the known method for studying injection wells equipped with tubing, including recording temperature changes along the wellbore after 0.5-5.0 hours after transferring it from the regime of quasistationary temperature distribution in the tubing during injection to the fluid through Tubing, carrying out in each identified interval of temperature anomalies the registration of temperature changes during sampling and comparing the obtained thermograms, in each detected interval of temperature anomalies three temperature measurements are carried out, the first - after establishing in the tubing above the anomaly of the quasi-stationary temperature distribution during the injection process, and the second and third - for a time not exceeding 2 minutes, and in the interval 5-12 minutes, respectively, after the well is switched from the injection mode to fluid sampling through the tubing with a flow rate at which 0.1 Δ T 0 is recorded in the tubing, where Δ T 0 = T m -T tubing , T m and T tubing are the temperature in the annulus and tubing before the fluid is taken from the well, respectively however, violation of tightness of tubing is judged by the lack of the anomalies in the first measurement and the presence of temperature anomalies in the second measurement, and the violation of the tightness of the production string is judged by the absence of anomalies in the first and second and by the presence of temperature anomalies in the third measurement.
Возможность достижения технического результата обусловлена тем, что скорость распространения аномалии температуры имеет конечную величину, поэтому при соответствующей технологии проведения исследований в НКТ можно раздельно регистрировать на термограммах влияние НКТ, НКТ и межтрубья или НКТ, межтрубья и породы одновременно. По результатам этих временных измерений термометром определяем нарушена или не нарушена герметичность НКТ или эксплуатационной колонны, отсутствует или есть движение жидкости за эксплуатационной колонной. The possibility of achieving a technical result is due to the fact that the rate of propagation of the temperature anomaly has a finite value, therefore, with the appropriate technology for conducting research in tubing, it is possible to separately record on the thermograms the effects of tubing, tubing and annulus or tubing, annulus and rock at the same time. According to the results of these temporary measurements, we determine if the tightness of the tubing or production string is broken or not broken, there is no or there is fluid movement behind the production string.
Из научно-технической литературы и патентной документации не известно проведение трех измерений при отборе жидкости через НКТ из нагнетательной скважины, а также одного измерения термометром при закачке с целью определения места нарушения герметичности НКТ или эксплуатационной колонны в нагнетательной скважине. Однако, известно проведение регистрации серии термограмм ниже НКТ во времени в режиме закачки и отбора жидкости из скважины в процессе ее освоения (А.С. СССР N 987082, кл. E 21 B 47/00, 1980), где технический результат - повышение точности выявления работающих интервалов - достигается за счет увеличения полезной температурной аномалии. From the scientific and technical literature and patent documentation it is not known to carry out three measurements when taking fluid through the tubing from the injection well, as well as one measurement with a thermometer during injection to determine the place of violation of the tightness of the tubing or production string in the injection well. However, it is known to record a series of thermograms below the tubing in time in the mode of pumping and taking fluid from the well during its development (AS USSR N 987082, class E 21 B 47/00, 1980), where the technical result is an increase in accuracy identifying working intervals - achieved by increasing the useful temperature anomaly.
Таким образом, заявляемое техническое решение соответствует критерию "изобретательский уровень" как новая совокупность существенных признаков, проявляющая новое техническое свойство. Thus, the claimed technical solution meets the criterion of "inventive step" as a new set of essential features exhibiting a new technical property.
На предлагаемых графических материалах представлены:
фиг. 1 - определение глубины (H, м) нарушения герметичности эксплуатационной колонны и НКТ по измерениям термометром, проведенным через различное время после перевода нагнетательной скважины с режима закачки на отбор воды через НКТ с дебитом Q = 10 м3/сут (пример практической реализации способа по варианту 1);
фиг. 2 - определение технического состояния нагнетательной скважины по измерениям термометром в процессе квазистационарного распределения температуры при закачке и по серии временных измерений термометром, проведенных после перевода скважины с режима закачки на отбор воды через НКТ к дебитом Q ≈ 10 м3/сут (пример практической реализации способа по варианту 3);
фиг. 3 - определение момента начала влияния межтрубья на температуру потока воды в НКТ с дебитом Q<12 м3/сут;
фиг. 4 - влияние дебита отбора воды из нагнетательной скважины на температуру потока в НКТ.The proposed graphic materials presented:
FIG. 1 - determination of the depth (H, m) of leakage in the production string and tubing according to measurements by a thermometer carried out at different times after the transfer of the injection well from injection to water through tubing with a flow rate of Q = 10 m 3 / day (an example of the practical implementation of the method according to option 1);
FIG. 2 - determination of the technical condition of the injection well by measuring with a thermometer during the quasistationary temperature distribution during injection and by a series of temporary measurements with a thermometer after switching the well from injection to water through tubing to a flow rate of Q ≈ 10 m 3 / day (an example of the practical implementation of the method according to option 3);
FIG. 3 - determination of the moment of the beginning of the influence of the annulus on the temperature of the water flow in the tubing with a flow rate of Q <12 m 3 / day;
FIG. 4 - the effect of the flow rate of water withdrawal from the injection well on the temperature of the flow in the tubing.
Способ осуществляют следующим образом:
а. Проводят основной замер термометром при подъеме от верхнего интервала перфорации до устья через t≥0,5 ч после перевода скважины с режима квазистационарного распределения температуры в НКТ в процессе закачки на отбор жидкости через НКТ с дебитом Q≤10-12 м3/сут. Если на этом замере нет аномалий температуры, то исследование термометром выше перфорированных пластов закончено. В этом случае заключение следующее: колонна и НКТ герметичны, движение жидкости за эксплуатационной колонной отсутствует.The method is as follows:
a. The main measurement is carried out with a thermometer when rising from the upper perforation interval to the wellhead after t≥0.5 hours after switching the well from the regime of quasi-stationary temperature distribution in the tubing during injection to the selection of fluid through the tubing with a flow rate of Q≤10-12 m 3 / day. If there are no temperature anomalies in this measurement, then the study with a thermometer above the perforated layers is completed. In this case, the conclusion is as follows: the string and tubing are tight, there is no fluid movement behind the production string.
б. Если на основном замере термометром имеются аномалии, то для выяснения причины их возникновения продолжают исследования. С этой целью нужно опустить термометр на глубину H1, которая находится на 50-70 м ниже аномалии температуры, отмеченной на основном замере, перевести скважину под закачку через НКТ. Через время t≥V/Q (здесь V, м3 - внутренний объем НКТ в интервале H1-устье; Q, м3/сут - величина приемистости скважины) в интервале H1-устье устанавливается квазистационарное распределение температуры в процессе закачки. Далее последовательность операций распадается либо на варианты 1, 2, либо на вариант 3 (см. ниже п.п. в1, в2, в3 соответственно).b. If there are anomalies in the main measurement with a thermometer, then research is continuing to determine the cause of their occurrence. For this purpose, it is necessary to lower the thermometer to a depth of H 1 , which is 50-70 m below the temperature anomaly noted in the main measurement, to transfer the well for injection through the tubing. Through time t≥V / Q (here V, m 3 - the internal volume of tubing in the range of 1 Ust H; Q, m 3 / day - injectivity value) in the range of 1 H Ust quasistationary established temperature distribution during injection. Further, the sequence of operations breaks up either into
в.1. Перевести скважину с режима закачки на отбор воды через НКТ с дебитом Q≤10-12 м3/сут. Провести два измерения (временные) термометром при подъеме через время: первое - сразу, второе - 7-8 мин после начала отбора воды. Продолжительность каждого временного замера составляет 5-6 мин.in 1. Transfer the well from injection mode to water withdrawal through tubing with a flow rate of Q≤10-12 m 3 / day. Carry out two measurements (temporary) with a thermometer when rising through time: the first - immediately, the second - 7-8 minutes after the start of water withdrawal. The duration of each temporary measurement is 5-6 minutes.
в. 2. Если на первом (а возможно и на втором) временном измерении, выполненном в пункте в.2, имеется аномалия температуры, отличающаяся по форме от нарушения герметичности НКТ, то в том же интервале глубин, в котором были зарегистрированы временные измерения, провести измерение термометром при подъеме прибора после установления в НКТ квазистационарного распределения температуры в процессе закачки. in. 2. If there is a temperature anomaly in the first (and possibly in the second) temporary measurement made in paragraph c.2, which differs in shape from a violation of the tightness of the tubing, then in the same depth interval in which the temporary measurements were recorded, take a measurement with a thermometer when lifting the device after establishing in the tubing a quasistationary temperature distribution during the injection process.
в.3. Провести измерение термометром в процессе закачки при подъеме в течение 5-6 мин. Перевести скважину с режима закачки на отбор воды через НКТ с дебитом Q≤10-12 м3/сут. Начиная с глубины 50-70 м ниже аномалии температуры на основном измерении, провести два измерения (временные) термометром при подъеме через время: первое - сразу, второе - 7-8 мин после начала отбора воды. Продолжительность каждого временного измерения составляет 5-6 мин.in 3. Carry out a measurement with a thermometer during the injection process during ascent for 5-6 minutes. Transfer the well from injection mode to water withdrawal through tubing with a flow rate of Q≤10-12 m 3 / day. Starting from a depth of 50-70 m below the temperature anomaly in the main measurement, take two measurements (temporary) with a thermometer when rising through time: the first - immediately, the second - 7-8 minutes after the start of water withdrawal. The duration of each temporary measurement is 5-6 minutes.
Скорость регистрации термограмм во всех этих способах определяется зависимостью: V[м/ч] = 3600/ τ, но не менее 2100 м/ч. Здесь τ[c] - постоянная времени термометра. The speed of recording thermograms in all these methods is determined by the dependence: V [m / h] = 3600 / τ, but not less than 2100 m / h. Here τ [c] is the time constant of the thermometer.
Если на основном измерении термометром, проведенном вдоль всего ствола выше воронки НКТ имеются несколько аномалий температуры, то для выяснения причины формирования аномалии необходимо провести измерения термометром на режимах скважины, указанных в п.п. б, в1 (вариант 1) или п.п. б, в2 (вариант 2), или п.п. в, в3 (вариант 3). If there are several temperature anomalies in the main measurement by a thermometer along the entire trunk above the tubing funnel, then to find out the cause of the anomaly, it is necessary to measure with a thermometer at the well conditions specified in paragraphs. b, c1 (option 1) or p.p. b, c2 (option 2), or p.p. c, b3 (option 3).
Эта методика - "методика временной фильтрации температурных аномалий" основана на конечной величине скорости распространения температурных сигналов. После прохождения фронта закачиваемой воды в скважине устанавливается квазистационарное распределение температуры. При отсутствии нарушения герметичности колонны распределение температуры как в межтрубье, так и в НКТ - монотонное и характеризует в основном скорость потока воды в НКТ. При нарушении герметичности колонны выше воронки НКТ распределение температуры в НКТ практически монотонное, а в межтрубье вблизи нарушения герметичности колонны нарушена монотонность. This technique - the “technique of temporal filtering of temperature anomalies” is based on the final velocity of propagation of temperature signals. After passing the front of the injected water in the well, a quasi-stationary temperature distribution is established. If there is no violation of the tightness of the column, the temperature distribution in the annulus and in the tubing is monotonous and characterizes mainly the flow rate of water in the tubing. If the tightness of the column above the funnel of the tubing is violated, the temperature distribution in the tubing is almost monotonous, and the monotonicity is broken in the annulus near the leak of the string.
После перевода скважины с режима закачки на отбор жидкости с дебитом Q≤10-12 м3/сут начинается процесс восстановления температуры в системе скважина-пласт. (При больших дебитах излива (Q>30 м3/сут) на распределение температуры в НКТ практически не сказывается влияние ни межтрубья, ни пород). В этот период распределение температуры вдоль радиуса в НКТ зависит от времени простоя скважины. Для определения времени простоя скважины используют формулу t=k•R2/a, где R - радиус НКТ, a - коэффициент температуропроводности жидкости в НКТ, k = δT/ΔT0 - относительная погрешность определения температуры в межтрубье, δT = T(r,t)-Tм, Δ T0=T0-Tм, T0 - начальная температура в НКТ, Tм - начальная температура в межтрубье, T(r,t) - температура в НКТ. Время регистрации минимальной относительной амплитуды температуры в межтрубье определяется величиной чувствительности термометра и разностью Δ T0. Величина Δ T0 зависит от многих факторов, в том числе и от степени загрязнения стенок НКТ, которую практически невозможно определить. Поэтому время t определили экспериментально на основании многочисленных исследований в скважинах термометрами СТЛ-28 (диаметр прибора ⌀пр= 28 мм, диаметр трубки датчика ⌀д= 4 мм) и К-2-321М (⌀пр= 36 мм, ⌀д= 4 мм). Эти исследования показали, что на регистрируемую прибором СТЛ-28 температуру в НКТ оказывают влияние: межтрубье через 2,5-3,5 мин; породы через 12-15 мин. При регистрации прибором К-2-321М на температуру в НКТ оказывают влияние межтрубье - через 3,5-4,5 мин, породы - через 15-18 мин.After transferring the well from the injection mode to the selection of fluid with a flow rate of Q≤10-12 m 3 / day, the process of temperature recovery in the well-formation system begins. (With large flow rates of the spout (Q> 30 m 3 / day), neither the annulus nor the rocks practically affects the temperature distribution in the tubing. During this period, the temperature distribution along the radius in the tubing depends on the downtime of the well. To determine the well downtime, use the formula t = k • R 2 / a, where R is the tubing radius, a is the thermal diffusivity of the fluid in the tubing, k = δT / ΔT 0 is the relative error in determining the temperature in the annulus, δT = T (r, t) -T m , Δ T 0 = T 0 -T m , T 0 is the initial temperature in the tubing, T m is the initial temperature in the annulus, T (r, t) is the temperature in the tubing. The registration time of the minimum relative amplitude of the temperature in the annulus is determined by the sensitivity of the thermometer and the difference Δ T 0 . The value of Δ T 0 depends on many factors, including the degree of contamination of the tubing walls, which is almost impossible to determine. Therefore, time t was determined experimentally on the basis of numerous studies in wells with STL-28 thermometers (instrument diameter ⌀ pr = 28 mm, sensor tube diameter ⌀ d = 4 mm) and K-2-321M (⌀ pr = 36 mm, ⌀ d = 4 mm). These studies showed that the temperature recorded in the tubing by the STL-28 device is influenced by: the annulus after 2.5-3.5 minutes; rocks in 12-15 minutes When registering with the K-2-321M instrument, the temperature in the tubing is affected by the annulus - after 3.5-4.5 minutes, rocks - after 15-18 minutes.
На фиг. 1 приведен практический пример определения глубины нарушения герметичности колонны и НКТ в нагнетательной скважине в интервале, перекрытом НКТ. Здесь представлены термограммы, зарегистрированные прибором СТЛ-28: кр1 - основной замер; кр2-5 - временные замеры. В скважину спущены насосно-компрессорные трубы до глубины 1188 м. Через 86 мин после перевода скважины с режима закачки на отбор воды через НКТ с дебитом Q = 10-12 м3/сут проведен основной замер при подъеме прибора вдоль всей длины НКТ. На этом замере отмечаются аномалии температуры на глубинах: 494 и 1005 м. Для выяснения причины возникновения аномалий температуры проведены временные измерения. На временных измерениях после смены режима закачки на отбор воды через НКТ с дебитом Q ≈ 10-12 м3/сут зарегистрированы аномалии температуры на глубине 494 м через время: 0,5 мин - кр. 2; 6 мин - кр. 3, а на глубине 1003 м через время: 3 мин - кр. 4, 1 мин - кр. 5. Как видно из фиг. 1 на кр. 5 нет аномального изменения температуры. Это указывает на то, что НКТ в интервале исследования герметичны. На кр. 4 отмечается аномалия температуры на глубине 1003 м через 3 мин после перевода скважины с режима закачки на отбор. Через это время уже начинается влияние межтрубья на температуру в НКТ на расстоянии 12-13 мм по радиусу от его внутренней стенки (на этом расстоянии от стенки НКТ находится датчик термометра СТЛ-28). Таким образом, аномалия температуры на кр. 1 на глубине 1003 м обусловлена нарушением герметичности колонны. На временных измерениях на глубине 494 м отмечается аномалия температуры уже через 0,5 мин после перевода скважины с режима закачки на отбор воды через НКТ с дебитом Q ≈ 10-12 м3/сут. Это указывает на то, что аномалия температуры на основном измерении на глубине 494 м связана с нарушением герметичности НКТ.In FIG. 1 shows a practical example of determining the depth of leakage of the string and tubing in the injection well in the interval covered by the tubing. Here are the thermograms recorded by the STL-28 device: kr1 - main measurement; kr2-5 - temporary measurements. Tubing was lowered into the well to a depth of 1188 m. 86 minutes after the well was switched from injection to water through a tubing with a flow rate of Q = 10-12 m 3 / day, the main measurement was taken while lifting the device along the entire length of the tubing. This measurement shows temperature anomalies at depths of 494 and 1005 m. To determine the cause of the temperature anomalies, temporary measurements were performed. On temporary measurements, after changing the injection mode for water withdrawal through tubing with a flow rate of Q ≈ 10-12 m 3 / day, temperature anomalies were recorded at a depth of 494 m after a time: 0.5 min - cr. 2; 6 minutes - kr. 3, and at a depth of 1003 m through time: 3 minutes - kr. 4, 1 min - kr. 5. As can be seen from FIG. 1 on cr. 5 there is no abnormal change in temperature. This indicates that the tubing in the study interval is tight. On cr. 4, a temperature anomaly is noted at a depth of 1003
Описанный здесь способ предполагает, что в процессе установившегося режима закачки на распределение температуры вдоль ствола скважины практически не оказывают влияния ни межтрубье, ни горные породы. Это условие наблюдается при относительно большой величине скорости потока воды. Как показывают эксперименты, эта скорость потока в НКТ диаметром ⌀ = 2,5" должна быть больше 400 м/ч (Q > 30 м3/сут). Если величина приемистости скважины Q < 10-12 м3/сут, то на распределение температуры в НКТ ( ⌀ ≥ 2,5") существенное влияние оказывает радиальная составляющая коэффициента теплопроводности, то есть на измерении термометром в НКТ в процессе закачки отмечается аномальное изменение температуры в межтрубье и породах. Так как аномалия температуры в НКТ имеется уже в процессе закачки, то она будет отмечаться на всех временных измерениях термометром, проведенных после перевода скважины с режима закачки на отбор воды через НКТ с дебитом Q < 10-12 м3/сут. Если аномалия температуры (на временном измерении) зарегистрирована через время t<2 мин после перевода скважины с режима закачки на отбор воды, то согласно вышеприведенной "методике временной фильтрации температурных аномалий" это указывает на нарушение герметичности НКТ, а в действительности НКТ могут быть герметичны. Для однозначного определения технического состояния скважины вне зависимости от величины приемистости скважины необходимо провести исследования термометром по технологии, которая описана в третьем варианте.The method described here assumes that during the steady-state injection mode, neither the annulus nor the rocks have practically any effect on the temperature distribution along the wellbore. This condition is observed at a relatively high water flow rate. As experiments show, this flow rate in the tubing with a diameter of ⌀ = 2.5 "should be more than 400 m / h (Q> 30 m 3 / day). If the well injectivity Q <10-12 m 3 / day, then the distribution temperature in the tubing (⌀ ≥ 2.5 ") is significantly affected by the radial component of the thermal conductivity coefficient, that is, an anomalous temperature change in the annulus and rocks is observed during the measurement with a thermometer in the tubing during injection. Since the temperature anomaly in the tubing is already in the process of injection, it will be noted on all temporary measurements with a thermometer carried out after switching the well from the injection mode to water extraction through the tubing with a flow rate of Q <10-12 m 3 / day. If the temperature anomaly (on a temporary measurement) is detected after a time t <2 min after the well is switched from the injection mode to the water withdrawal, then according to the above “method of temporary filtering of temperature anomalies” this indicates a violation of the tightness of the tubing, but in reality the tubing can be tight. To unambiguously determine the technical condition of the well, regardless of the magnitude of the injectivity of the well, it is necessary to conduct research with a thermometer according to the technology described in the third embodiment.
На фиг. 2 приведен пример практической реализации способа в нагнетательной скважине. Обсадная колонна перфорирована в интервале глубин: 2622.4-2631.4 м. Закачка и отбор воды из скважины проводятся через НКТ. Воронка НКТ находится на глубине 2595 м. In FIG. 2 shows an example of the practical implementation of the method in an injection well. The casing is perforated in the depth range: 2622.4-2631.4 m. Injection and withdrawal of water from the well are carried out through tubing. The tubing funnel is at a depth of 2595 m.
Выполнен следующий комплекс работ. Проведено измерение термометром в простаивающей одни сутки скважине (см. кр. 1, рис. 2). Затем перевели скважину с режима покоя под закачку. После наступления квазистационарного распределения температуры вдоль всего ствола перевели скважину на отбор воды с дебитом Q ≈ 10 м3/сут. Через 30 мин после начала отбора воды начали регистрацию термгограммы (кр. 2) при подъеме со скоростью V = 3600/ τ м/ч. в интервале глубин: 2625-0 м. Для выяснения причины возникновения аномалии на термограмме (см. кр. 2, фиг. 2) в интервале глубин: 650-860 м провели следующие операции: опустили термометр на глубину 850 м и пустили скважину под закачку; после наступления квазистационарного распределения температуры в скважине при закачке выше 850 м зарегистрировали термограмму (кр. 3) в интервале: 850-650 м; опустили термометр до глубины 850 м, перевели скважину с режима закачки на отбор воды из скважины через НКТ с дебитом Q ≈ 10 м3/сут; зарегистрировали две термограммы при подъеме в интервале 860-660 м: первую - сразу (кр. 4), вторую - через 5 мин (кр. 5) после начала отбора воды.The following set of works has been completed. A thermometer was measured in a well idle for one day (see cr. 1, Fig. 2). Then the well was transferred from standstill to injection. After the onset of quasi-stationary temperature distribution along the entire wellbore, the well was transferred to water withdrawal with a flow rate of Q ≈ 10 m 3 / day. 30 minutes after the start of water withdrawal, the registration of the thermogram (curve 2) began when ascending at a speed of V = 3600 / τ m / h. in the depth range: 2625-0 m. To find out the cause of the anomaly on the thermogram (see cr. 2, Fig. 2) in the depth range: 650-860 m, the following operations were performed: the thermometer was lowered to a depth of 850 m and the well was injected ; after the onset of quasi-stationary temperature distribution in the well during injection above 850 m, a thermogram was recorded (curve 3) in the interval: 850-650 m; lowered the thermometer to a depth of 850 m, transferred the well from the injection mode to take water from the well through the tubing with a flow rate of Q ≈ 10 m 3 / day; two thermograms were recorded when climbing in the range of 860-660 m: the first - immediately (cr. 4), the second - 5 minutes (cr. 5) after the start of water withdrawal.
На всех термограммах, зарегистрированных как в остановленной скважине, так при отборе и закачке, отмечается аномальное изменение температуры в интервале глубин: 835-760 м. Так как аномальное изменение температуры на глубине 835 м отмечается уже через 0,5 мин после смены режима закачки на отбор воды (см. кр. 4, фиг. 2), то это указывает либо на нарушение герметичности НКТ (при регистрации прибором с диаметром 36 мм влияние межтрубного пространства на распределение температуры в НКТ начинает сказываться через 3,5-4,5 мин после смены режима закачки на отбор воды через НКТ), либо на то, что межтрубье и порода оказывают влияние на температуру в НКТ как при отборе, так и при закачке (см. кр. 3, фиг. 2) вследствие малой величины приемистости скважины. В данном случае справедливо последнее утверждение, так как в противном случае градиент температуры по абсолютной величине в процессе закачки ниже глубины 835 м должен быть больше, чем в вышерасположенной части скважины, а этого в действительности нет. Следовательно, аномалия температуры в интервале глубин 860-660 м не обусловлена нарушением герметичности НКТ или колонны в исследуемой скважине, а связана с нарушением технического состояния в соседней нагнетательной скважине. Это же заключение следует из результатов измерения температуры в длительное время (приблизительно одни сутки) простаивающей скважине, так как кривую распределения температуры выше и ниже аномалии охлаждения можно аппроксимировать одной и той же функцией (см. фиг. 2, кр. 3). On all thermograms recorded both in a stopped well and during selection and injection, an abnormal temperature change is noted in the depth interval: 835-760 m. Since an abnormal temperature change at a depth of 835 m is observed already 0.5 minutes after changing the injection mode to water withdrawal (see kr. 4, Fig. 2), this either indicates a violation of the tightness of the tubing (when registering with a 36 mm diameter instrument, the influence of the annular space on the temperature distribution in the tubing begins to affect 3.5-4.5 minutes after change the download mode to hang up p of water through the tubing), or that the annulus and rock affect the temperature in the tubing during both sampling and injection (see kr. 3, Fig. 2) due to the low injectivity of the well. In this case, the last statement is true, because otherwise the temperature gradient in absolute value during the injection process below a depth of 835 m should be greater than in the upstream part of the well, but this actually is not. Therefore, the temperature anomaly in the depth range of 860-660 m is not caused by a violation of the tightness of the tubing or string in the studied well, but is associated with a violation of the technical condition in the neighboring injection well. The same conclusion follows from the results of temperature measurement for a long time (approximately one day) of an idle well, since the temperature distribution curve above and below the cooling anomaly can be approximated by the same function (see Fig. 2, cr. 3).
На фиг. 3 приведен пример определения времени начала влияния межтрубья на температуру в НКТ, регистрируемую прибором СТЛ-28 (⌀пр= 28 мм). Все три измерения проведены при подъеме прибора вдоль ствола нагнетательной скважины со скоростью V = 3600-4500 м/ч. Кривые 1 и 2 (см. фиг. 3, а) зарегистрированы в НКТ после перевода скважины с режима закачки на отбор воды через НКТ с дебитом Q ≈ 10 м3/сут. Первая из этих кривых зарегистрирована в интервале 1280-0 м через 25 мин после начала отбора, вторая - в интервале 358-0 м сразу после начала отбора. Кривая 3 (см. фиг. 3, б) зарегистрирована после извлечения из скважины НКТ. Этот замер проведен в интервале 1300-0 м через 20 мин после начала отбора. Слева от кривых приведена геометрия потока воды в скважине во время измерения температуры вдоль ствола.In FIG. Figure 3 shows an example of determining the time of the beginning of the influence of the annulus on the temperature in the tubing recorded by the STL-28 device (⌀ pr = 28 mm). All three measurements were carried out while lifting the device along the injection well bore with a speed of V = 3600-4500 m / h.
Из результатов исследований (см. фиг. 3, а), следует, что влияние межтрубья на температуру в НКТ на расстоянии 12-13 мм от ее стенки отмечается через время 2,3 < t < 4 мин. Таким образом, межтрубье не оказывает влияния на температуру в НКТ через время t < 2 мин после смены режима закачки на отбор воды через НКТ в нагнетательной скважине при регистрации прибором СТЛ-28. Кроме того, заметим, что по этим двум замерам (см. кривые 1 и 2) невозможно дать однозначное заключение о причине формирования аномалии температуры на глубине 220 м: то ли она связана с нарушением герметичности колонны, то ли с движением жидкости за обсадной колонной. Также невозможно дать однозначное заключение о причине формирования аномалий температуры на глубинах 95 и 80 м: то ли одна из них или обе вместе связаны с нарушением герметичности НКТ, то ли с нарушением герметичности эксплуатационной колонны. Для выяснения причины формирования этих аномалий надо было: 1) измерение температуры вблизи глубины 220 м провести (согласно предлагаемому способу) через 5-12 мин после перевода скважины с режима закачки на отбор жидкости через НКТ с дебитом Q < 10-12 м3/сут (практически технология проведения этого измерения была бы такой: сразу после окончания регистрации кривой 2 опустить прибор в течение 2-2,5 мин с глубины 50 м до глубины ~300 м и одновременно с этим начать регистрацию термограммы при подъеме прибора со скоростью 3600-4500 м/ч в процессе отбора жидкости); 2) измерение температуры вблизи глубин 80 и 95 м провести через время t < 2 мин после перевода скважины с режима закачки на отбор жидкости через НКТ с дебитом Q < 10-12 м3/сут.From the research results (see Fig. 3, a), it follows that the influence of the annulus on the temperature in the tubing at a distance of 12-13 mm from its wall is noted after a time of 2.3 <t <4 min. Thus, the annulus does not affect the temperature in the tubing after a time t <2 min after changing the injection mode to take water through the tubing in the injection well when recorded with the STL-28 device. In addition, we note that with these two measurements (see
На фиг. 4 приведен пример влияния дебита отбора воды из скважины на температуру потока жидкости в НКТ. Здесь представлены термограммы, зарегистрированные в НКТ через 20 (кривая 1) и 25 мин (кривая 2) после перевода нагнетательной скважины с режима закачки на отбор воды через НКТ с дебитом 70 м3/сут (кривая 1) и 3 м3/сут (кривая 2)). Из фиг. 4 видно, что на кривой 2 отмечается в интервале глубин 1705-1748 аномалия охлаждения, амплитуда которой составляет более 1oC. В то же время на кр. 1 аномалия температуры в этом интервале отсутствует. Это указывает на то, что при большом дебите отбора (70 м3/сут) породы в интервале 1705-1748 м не оказывают влияния на температуру потока воды в НКТ. Как впоследствии выяснилось, источником аномалии температуры в породе в этом интервале была закачка воды через нарушение герметичности колонны в соседней нагнетательной скважине.In FIG. Figure 4 shows an example of the effect of the flow rate of water withdrawal from a well on the temperature of a fluid flow in a tubing. Here are the thermograms recorded in the tubing after 20 (curve 1) and 25 min (curve 2) after the transfer of the injection well from the injection mode to the extraction of water through the tubing with a flow rate of 70 m 3 / day (curve 1) and 3 m 3 / day ( curve 2)). From FIG. 4 it is seen that in
Claims (3)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU97106571/03A RU2121571C1 (en) | 1997-04-21 | 1997-04-21 | Method of investigating injection wells (versions) |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU97106571/03A RU2121571C1 (en) | 1997-04-21 | 1997-04-21 | Method of investigating injection wells (versions) |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2121571C1 true RU2121571C1 (en) | 1998-11-10 |
| RU97106571A RU97106571A (en) | 1999-04-20 |
Family
ID=20192291
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU97106571/03A RU2121571C1 (en) | 1997-04-21 | 1997-04-21 | Method of investigating injection wells (versions) |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2121571C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2535539C2 (en) * | 2013-02-25 | 2014-12-20 | Василий Федорович Назаров | Determination of casing pipe tightness above funnel of tubing from thermometer measurements in injection well |
Families Citing this family (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2541671C1 (en) * | 2013-12-16 | 2015-02-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпромнефть Научно-Технический Центр" (ООО "Газпромнефть НТЦ") | Method for determination of flowing intervals in horizontal wells |
| RU2560003C1 (en) * | 2014-07-09 | 2015-08-20 | Общество с Ограниченной Ответственностью "ТНГ-Групп" | Method for determining interval of free gas flow from reservoir in operating horizontal well |
-
1997
- 1997-04-21 RU RU97106571/03A patent/RU2121571C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2535539C2 (en) * | 2013-02-25 | 2014-12-20 | Василий Федорович Назаров | Determination of casing pipe tightness above funnel of tubing from thermometer measurements in injection well |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US20150083405A1 (en) | Method of conducting diagnostics on a subterranean formation | |
| AU2010279465B2 (en) | Systems and methods for monitoring a well | |
| AU2010279466B2 (en) | Systems and methods for monitoring a well | |
| CA2501480A1 (en) | System and method for installation and use of devices in microboreholes | |
| Keys et al. | The use of temperature logs to trace the movement of injected water | |
| AU2010279468B2 (en) | Systems and methods for monitoring corrosion in a well | |
| RU2121571C1 (en) | Method of investigating injection wells (versions) | |
| US20140157882A1 (en) | Distributed temperature sensing with background filtering | |
| US8661888B2 (en) | Method of studying rock mass properties and apparatus for the implementation thereof | |
| GB2472391A (en) | Method and apparatus for determining the location of an interface region | |
| Brown et al. | Slickline with fiber-optic distributed temperature monitoring for water-injection and gas lift systems optimization in Mexico | |
| RU2154161C1 (en) | Method of injection wells research (versions) | |
| RU2151866C1 (en) | Process of examination of injection holes ( versions ) | |
| Grosswig et al. | Distributed fibre-optic temperature sensing technique (DTS) for surveying underground gas storage facilities | |
| SU1359435A1 (en) | Method of investigating injection wells | |
| RU2171373C1 (en) | Method of determination of fluid flow in annular space of injection well | |
| RU2527960C1 (en) | Well surveying method | |
| RU2194160C2 (en) | Method of active temperature logging of operating wells (versions) | |
| RU2121572C1 (en) | Method for investigation of injection wells | |
| SU672333A1 (en) | Method of temperature investigation of producing oil wells | |
| RU2303130C2 (en) | Downhole temperature probe assembly (variants) | |
| SU1737108A1 (en) | Method for determination of fluid passage in annulus | |
| RU2808650C1 (en) | Method for determining operating intervals by active thermometry method | |
| RU2013533C1 (en) | Method for detection of technogenic fluids accumulation in geological objects uncovered by wells | |
| RU2705683C2 (en) | Method for monitoring tightness of injection well (embodiments) |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| NF4A | Reinstatement of patent | ||
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20060422 |