RU2171373C1

RU2171373C1 - Method of determination of fluid flow in annular space of injection well

Info

Publication number: RU2171373C1
Application number: RU2000127994/03A
Authority: RU
Inventors: В.Ф. Назаров; Р.А. Валиуллин; Р.Р. Вильданов; Ф.З. Гареев; А.Ф. Закиров; Д.Б. Зайцев; Р.М. Минуллин; Р.С. Мухамадеев
Original assignee: Башкирский государственный университет; ООО Научно-производственная фирма "ГеоТЭК"
Priority date: 2000-11-09
Filing date: 2000-11-09
Publication date: 2001-07-27

Abstract

FIELD: oil production; applicable in determination of intervals of fluid flow in annular space of injection well. SUBSTANCE: method includes determination of fluid flow in annular space of injection well by registration of series of thermograms along its wellbore. Series of thermograms is registered in time interval of 4 < t < 40 min upon completion of injection with sealed wellhead. Interval of fluid flow is detected by slowed down rate of temperature recovery in well-formation system. EFFECT: higher accuracy of determination of interval of annular space overflow upward and/or downward from interval of flow string perforation. 1 dwg

Description

Изобретение относится к нефтедобыче и может быть использовано для определения интервалов заколонного движения жидкости в нагнетательной скважине. The invention relates to oil production and can be used to determine the intervals of annular movement of fluid in the injection well.

Известен способ определения интервалов заколонного движения жидкости в скважине (А. С. СССР N 1476119), заключающийся в регистрации распределения температуры вдоль ствола скважины в режиме закачки, а также при отборе жидкости в момент подхода температурного возмущения из зоны заколонного движения к датчику температуры и по наличию отрицательного градиента разности первой и второй термограмм в зумпфе скважины судят об интервале заколонного движения. There is a method of determining the intervals of annular movement of fluid in the well (A. S. USSR N 1476119), which consists in recording the temperature distribution along the wellbore in the injection mode, as well as during fluid withdrawal at the time of the temperature disturbance from the annular movement zone to the temperature sensor and the presence of a negative gradient of the difference between the first and second thermograms in the sump of the well is judged on the annular movement interval.

Недостатками способа является низкая точность определения заколонного перетока вверх от интервала перфорации из-за шунтирующего влияния потока жидкости внутри эксплуатационной колонны при закачке и отборе. The disadvantages of the method is the low accuracy of determining the annular flow up from the perforation interval due to the shunting effect of the fluid flow inside the production string during injection and selection.

Известен способ определения заколонного движения жидкости путем регистрации серии термограмм вдоль ствола непосредственно после пуска скважины в эксплуатацию, где о наличии заколонного движения жидкости судят по увеличенному темпу установления теплового поля (А.С. СССР N 665082). A known method for determining the annular movement of the fluid by recording a series of thermograms along the well immediately after putting the well into operation, where the presence of annular movement of the fluid is judged by the increased rate of establishment of the thermal field (AS USSR N 665082).

Недостатком способа является низкая точность определения интервала заколонного перетока жидкости вверх от перфорированных пластов вследствие экранирующего влияния потока жидкости в колонне. The disadvantage of this method is the low accuracy of determining the interval of annular flow of fluid up from the perforated layers due to the screening effect of the fluid flow in the column.

Техническим результатом заявляемого изобретения является повышение точности определения интервала заколонного перетока вверх и (или) вниз от интервала перфорации эксплуатационной колонны. The technical result of the claimed invention is to increase the accuracy of determining the interval of annular flow up and (or) down from the interval of perforation of the production string.

Технический результат достигается тем, что определяют заколонное движение жидкости в нагнетательной скважине путем регистрации серии термограмм вдоль ее ствола, причем регистрацию серии термограмм проводят в промежуток времени 4 < t < 40 минут после прекращения закачки при герметичном устье, а об интервале заколонного движения жидкости судят по замедленному темпу восстановления температуры в системе скважина - пласт. The technical result is achieved by determining the annular movement of the fluid in the injection well by registering a series of thermograms along its wellbore, and recording a series of thermograms is carried out in the period of 4 <t <40 minutes after the injection is stopped with a sealed mouth, and the interval of annular movement of the fluid is judged by the slowed down rate of temperature recovery in the well-formation system.

На фигуре приведен пример результатов исследования автономным комплексным прибором ГЕО-1 по предлагаемому способу, где Н - глубина скважины, ГК - кривая гамма каротажа, 1- термограмма при закачке, 2, 3, 4 - термограммы, зарегистрированные через 5, 30 и 90 минут после прекращения закачки,

интервал перфорации.The figure shows an example of the results of a study by a stand-alone integrated device GEO-1 according to the proposed method, where H is the depth of the well, GK is the gamma-ray log curve, 1 is a thermogram during injection, 2, 3, 4 are thermograms recorded after 5, 30 and 90 minutes after stopping the download,

perforation interval.

Возможность достижения технического результата обусловлена тем, что скорость распространения аномалии температуры имеет конечную величину. Температура в интервале негерметичного цемента, то есть в интервале заколонного перетока, формируется в основном вследствие конвективного теплопереноса закачиваемой жидкости, а в интервале герметичного цемента - путем кондуктивной теплопроводности. Следовательно, в интервале перетока внутри эксплуатационной колонны и в цементе градиент температуры вдоль радиуса значительно меньше, чем в интервале герметичного цемента. В последнем случае на границе: эксплуатационная колонна-цемент градиент температуры вдоль радиуса претерпевает скачок - с маленького внутри эксплуатационной колонны до очень большого в герметичном цементе. Далее, диаметр потока закачиваемой жидкости в интервале заколонного перетока больше, чем диаметр потока внутри эксплуатационной колонны вне этого интервала. В этом случае расстояние от датчика термометра до внешней поверхности (образующей) потока больше в интервале заколонного перетока, чем вне этого интервала. Поэтому темп восстановления температуры в интервале заколонного перетока меньше, чем темп восстановления температуры вне этого интервала. Максимальная разница в темпе восстановления будет отмечаться в течение интервала временит Δt = t₂-t₁, когда на регистрируемую температуру оказывает влияние вертикальный поток жидкости вдоль негерметичного цементного кольца за эксплуатационной колонной. Здесь t₁ - время начала влияния цементного кольца, t₂ - время начала влияния пород на регистрируемую в эксплуатационной колонне температуру. Экспериментальные измерения показывают, что для скважинных приборов с диаметром ⌀_пр= 28 мм время t₁ = 2,5 мин, а t₂ = 40-45 мин. /Патент на изобретение RU N 2121572 C1, кл. E 21 В 47/10, 47/06/. Для приборов с ⌀_пр= 36 мм (это наиболее распространенная аппаратура) соответствующие времена задержки увеличиваются на 1 - 1,5 мин. Объединяющими для этих приборов временами задержки будут t₁ = 4 мин; t₂ = 40 мин. Следует отметить, что на измерениях температуры отмечаются в этот промежуток времени аномалии на граничных участках интервала заколонного перетока, обусловленные различной величиной радиуса теплового возмущения среды за эксплуатационной колонной вне и в интервале заколонного движения жидкости.The possibility of achieving a technical result is due to the fact that the propagation velocity of the temperature anomaly has a finite value. The temperature in the interval of leaky cement, that is, in the interval of annular flow, is formed mainly due to convective heat transfer of the injected fluid, and in the interval of tight cement - by conductive heat conduction. Consequently, in the interval of overflow inside the production casing and in cement, the temperature gradient along the radius is much smaller than in the interval of tight cement. In the latter case, at the border: the production casing-cement, the temperature gradient along the radius undergoes a jump - from the small inside the production casing to the very large in sealed cement. Further, the diameter of the fluid flow in the annular overflow interval is larger than the diameter of the flow inside the production string outside this interval. In this case, the distance from the thermometer sensor to the external surface (generatrix) of the flow is greater in the annular flow interval than outside this interval. Therefore, the rate of temperature recovery in the annular overflow interval is less than the rate of temperature recovery outside this interval. The maximum difference in the recovery rate will be noted during the time interval Δt = t ₂ -t ₁ when the recorded temperature is influenced by the vertical fluid flow along the unpressurized cement ring behind the production casing. Here t ₁ is the time of the beginning of the influence of the cement ring, t ₂ is the time of the beginning of the influence of the rocks on the temperature recorded in the production casing. The experimental measurements show that for downhole tools with diameters ⌀ = 28 mm _pr time t ₁ = 2.5 min, and t ₂ = 40-45 min. / Patent for invention RU N 2121572 C1, cl. E 21 B 47/10, 47/06 /. For devices with ⌀ _pr = 36 mm (this is the most common equipment), the corresponding delay times increase by 1 - 1.5 minutes. The unifying times for these devices are t ₁ = 4 min; t ₂ = 40 min. It should be noted that temperature measurements show anomalies in the boundary sections of the annular flow interval during this time period, due to different values of the radius of the thermal disturbance of the medium behind the production casing outside and in the interval of annular fluid motion.

Из научно-технической литературы не известно проведение серии измерений температуры в течение времени t₁ < t < t₂ после прекращения закачки при герметичном устье с целью определения интервала заколонного перетока в нагнетательной скважине. Однако известно проведение измерения исходного распределения температуры, далее увеличивают отбор жидкости и производят повторную регистрацию температуры вдоль ствола скважины, причем по увеличенному темпу восстановления теплового поля судят о наличии заколонного движения жидкости /А.С. СССР N 933964, кл. E 21 B 47/00, 1982/.From the scientific and technical literature it is not known to conduct a series of temperature measurements during the time t ₁ <t <t ₂ after the injection was stopped at a sealed well in order to determine the annular flow interval in the injection well. However, it is known to measure the initial temperature distribution, then increase the fluid withdrawal and re-register the temperature along the wellbore, and the increased rate of restoration of the thermal field is used to judge the presence of annular fluid movement / A.C. USSR N 933964, class E 21 B 47/00, 1982 /.

Способ осуществляют следующим образом:
a. Проводят измерение температуры в интервале детальных исследований при квазистационарном режиме закачки.The method is as follows:
a. The temperature is measured in the interval of detailed studies with a quasi-stationary injection mode.

б. Останавливают закачку и герметизируют устье скважины. Затем проводят серию измерений температуры в интервале детальных исследований в течение времени t₁ < t < t₂.b. Stop the injection and seal the wellhead. Then carry out a series of temperature measurements in the interval of detailed studies during the time t ₁ <t <t ₂ .

На фигуре приведен пример практической реализации способа. Здесь приведены результаты измерений температуры автономным комплексным прибором ГЕО-1 (⌀_пр= 36 мм) вблизи интервала перфорации в нагнетательной скважине N 11434 Альметьевской площади. Конструкция скважины: искусственный забой - 1839 м, диаметр НКТ - 2,5 дюйма, башмак НКТ - 1708 м, интервал перфорации 1815,8-1817,2 м.The figure shows an example of a practical implementation of the method. Here are the results of temperature measurements by a stand-alone integrated device GEO-1 (⌀ _pr = 36 mm) near the perforation interval in injection well N 11434 of Almetyevskaya Square. Well construction: artificial slaughter - 1839 m, tubing diameter - 2.5 inches, tubing shoe - 1708 m, perforation interval 1815.8-1817.2 m.

Измерения температуры проведены при спуске прибора при квазистационарном режиме закачки (см. кр. 1) и через: 5 мин (см. кр. 2); 30 мин (см. кр. 3); 90 мин (см. кр. 4) после прекращения закачки при герметичном устье. Кроме того, проведено также измерение естественной гамма-активности пород (ГК). Temperature measurements were carried out during the descent of the device under a quasistationary injection mode (see cr. 1) and after: 5 min (see cr. 2); 30 min (see cr. 3); 90 min (see cr. 4) after termination of injection with a sealed mouth. In addition, the measurement of the natural gamma activity of rocks (HA) was also carried out.

Как видно из фигуры, на глубине 1819 м отмечается резкое изменение формы термограммы, зарегистрированной при закачке. Выше этой глубины градиент температуры практически равен нулю. Такое поведение термограммы указывает на то, что закачиваемая вода движется от интервала перфорации вниз до глубины 1819 м либо внутри, либо за эксплуатационной колонной по негерметичному цементному кольцу. As can be seen from the figure, at a depth of 1819 m, a sharp change in the shape of the thermogram recorded during the injection is noted. Above this depth, the temperature gradient is almost zero. This behavior of the thermogram indicates that the injected water moves from the perforation interval down to a depth of 1819 m, either inside or behind the production casing along an unpressurized cement ring.

Для однозначного ответа о характере движения закачиваемой воды в зумпфе скважины рассмотрим временные замеры термометром в остановленной скважине. Из сравнения этих термограмм видно, что темп восстановления температуры в скважине в интервале 1809 - 1819 м (в этот интервал входит перфорированный пласт) значительно меньше, чем в вышерасположенном участке скважины (1745 - 1809 м). Это указывает на то, что имеется заколонный переток от интервала перфорации как вверх до 1809 м, так и вниз до 1819 м. For an unambiguous answer about the nature of the movement of injected water in the sump of the well, we consider temporary measurements with a thermometer in a stopped well. A comparison of these thermograms shows that the rate of temperature recovery in the well in the range of 1809 - 1819 m (the perforated layer is in this interval) is much lower than in the upstream section of the well (1745 - 1809 m). This indicates that there is an annular overflow from the perforation interval both up to 1809 m and down to 1819 m.

Claims

A method for determining the annular movement of a fluid in an injection well by recording a series of thermograms along its bore, characterized in that the registration of a series of thermograms is carried out in a period of time 4 <t <40 min after the injection is stopped with a sealed wellhead, and the interval of annular movement of fluid is judged by a slowed-down rate temperature recovery in the well-reservoir system.