RU2194855C1 - Способ исследования скважин - Google Patents
Способ исследования скважин Download PDFInfo
- Publication number
- RU2194855C1 RU2194855C1 RU2001121041/03A RU2001121041A RU2194855C1 RU 2194855 C1 RU2194855 C1 RU 2194855C1 RU 2001121041/03 A RU2001121041/03 A RU 2001121041/03A RU 2001121041 A RU2001121041 A RU 2001121041A RU 2194855 C1 RU2194855 C1 RU 2194855C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- tubing
- thermometer
- well
- wellbore
- interval
- Prior art date
Links
Landscapes
- Investigating Or Analyzing Materials Using Thermal Means (AREA)
Abstract
Изобретение относится к эксплуатации нефтяных скважин, а именно к исследованиям эксплуатирующихся скважин. Техническим результатом является повышение эффективности способа исследований скважин за счет определения профиля притока скважин методом искусственного теплового поля. Для этого способ включает спуск в скважину на каротажном кабеле термометра с закрепленным выше термометра на каротажном кабеле электронагревателем, равномерный прогрев по всей длине ствола скважины в процессе подъема и одновременную регистрацию термограммы по стволу скважины. При этом спуск термометра с нагревателем осуществляют внутрь насосно-компрессорных труб с герметичным башмаком, предварительно спущенным ниже интервала фильтра на 3-5 м, со струйным насосом, закрепленным на насосно-компрессорных трубах выше интервала перфорации на 5-10 м, закачивают в насосно-компрессорные трубы рабочую жидкость и откачивают из межтрубного пространства смесь рабочей и добываемой жидкости, регистрируют термограмму в интервале перфорации и по изменению температуры в интервале перфорации определяют профиль притока жидкости в ствол скважины. 1 ил.
Description
Изобретение относится к эксплуатации скважин, в частности к проведению исследований эксплуатационных скважин.
Известен способ исследования скважин методом искусственного теплового поля [1] , по которому используют искусственные тепловые поля, созданные буровым раствором, с температурой, отличающейся от температуры окружающих пород, экзотермической реакцией схватывания цемента или откачкой (закачкой) продукции из скважины при ее эксплуатации. При указанных воздействиях происходит нагревание или охлаждение ствола скважины. Разогретый (охлажденный) ствол скважины после окончания воздействия начинает изменять температуру, передавая тепло окружающим породам. При этом чем выше теплопроводность пород, тем интенсивнее охлаждается (прогревается) ствол скважины. Это приводит к возникновению температурных аномалий в стволе скважины. Проводя регистрацию термограммы после окончания температурного воздействия на ствол скважины, регистрируют возникшие температурные аномалии и по их величине судят о теплопроводности пород, пересекаемых скважиной, о техническом состоянии и о профиле притока (поглощения) скважин. Недостатком известного способа исследования скважин методом искусственного теплового поля является неравномерность прогрева ствола скважины по его длине, что может приводить к значительным погрешностям определения тепловых свойств пластов.
Известен способ исследования скважин методом искусственного теплового поля, обеспечивающий равномерный прогрев ствола скважины по его длине [2], который принимаем за прототип. Исследования по известному способу осуществляются в следующей последовательности. В скважину спускают термометр с закрепленным выше него на каротажном кабеле электрическим нагревателем. При достижении забоя скважины включают ток питания нагревателя и производят подъем термометра с нагревателем с постоянной скоростью, одновременно регистрируя термограмму по стволу скважины. Посредством нагревателя происходит разогревание ствола скважины. После того как нагреватель переместится из нагретого участка скважины, последний начинает остывать. При этом охлаждение будет происходить тем интенсивнее, чем выше теплопроводность пород, окружающих нагретый участок скважины. Соответственно интервалы глубин, представленные породами с высокой теплопроводностью, будут отмечаться пониженными значениями температуры, а с низкой теплопроводностью - повышенными значениями температуры. Радиус зоны исследований по известному способу можно изменить путем изменения расстояния между нагревателем и термометром или путем изменения скорости перемещения прибора по стволу скважины. В связи с тем что нагреватель выделяет постоянное количество тепла, а скорость перемещения термометра с нагревателем по стволу скважины равномерна, происходит равномерный прогрев ствола скважины в каждой точке измерений, что обеспечивает повышение точности определения тепловых свойств пластов. Однако известный способ не позволяет проводить исследования профиля притока в скважинах методом искусственного теплового поля.
Задачей изобретения является повышение эффективности способа исследований скважин за счет определения профиля притока скважин методом искусственного теплового поля.
Поставленная задача решается тем, что спуск термометра с нагревателем осуществляют внутрь насосно-компрессорных труб с герметичным башмаком, предварительно спущенным ниже интервала перфорации на 3-5 м, со струйным насосом, закрепленным на насосно-компрессорных трубах выше интервала перфорации на 5-10 м, закачивают в насосно-компрессорные трубы рабочую жидкость и откачивают с помощью струйного насоса из межтрубного пространства смесь рабочей и добываемой жидкости, а регистрацию термограммы проводят в интервале перфорации и по изменению температуры в интервале перфорации определяют профиль притока жидкости в ствол скважины.
Сопоставительный анализ предложенного способа с прототипом показал, что заявленный способ отличается от известного тем, что:
- спуск термометра с нагревателем осуществляют внутрь насосно-компрессорных труб с герметичным башмаком, предварительно спущенным ниже интервала перфорации на 3-5 м, со струйным насосом, закрепленным на насосно-компрессорных трубах выше интервала перфорации на 5-10 м, закачивают в насосно-компрессорные трубы рабочую жидкость и откачивают с помощью струйного насоса из межтрубного пространства смесь рабочей и добываемой жидкости;
- регистрацию термограммы проводят в интервале перфорации и по изменению температуры в интервале перфорации определяют профиль притока жидкости в ствол скважины.
- спуск термометра с нагревателем осуществляют внутрь насосно-компрессорных труб с герметичным башмаком, предварительно спущенным ниже интервала перфорации на 3-5 м, со струйным насосом, закрепленным на насосно-компрессорных трубах выше интервала перфорации на 5-10 м, закачивают в насосно-компрессорные трубы рабочую жидкость и откачивают с помощью струйного насоса из межтрубного пространства смесь рабочей и добываемой жидкости;
- регистрацию термограммы проводят в интервале перфорации и по изменению температуры в интервале перфорации определяют профиль притока жидкости в ствол скважины.
Заявителю не известны технические решения, содержащие признаки, отличающие заявляемое решение от прототипа, что позволяет сделать вывод о соответствии его критериям "новизна" и "изобретательский уровень".
В связи с тем, что предложенный способ реализуется путем того, что спуск термометра с нагревателем осуществляют внутрь насосно-компрессорных труб с герметичным башмаком, предварительно спущенным ниже интервала перфорации на 3-5 м, со струйным насосом, закрепленным на насосно-компрессорных трубах выше интервала перфорации на 5-10 м, закачивают в насосно-компрессорные трубы рабочую жидкость и откачивают с помощью струйного насоса из межтрубного пространства смесь рабочей и добываемой жидкости, создается депрессия на пласт и происходит приток жидкости из пласта в ствол скважины. Поскольку регистрацию термограммы проводят в интервале перфорации и по изменению температуры в интервале перфорации определяют профиль притока жидкости в ствол скважины, обеспечивается определение профиля притока скважины.
Исследования по предлагаемому способу осуществляются в следующей последовательности. В скважину, обсаженную колонной 1 (чертеж), спускают насосно-компрессорные трубы 2 (НКТ) с герметичным башмаком 3, спускаемым до глубины, превышающей глубину нижних перфорационных отверстий на 3-5 м, и со струйным насосом 4, закрепленным на НКТ выше интервала перфорации на 5-10 м. Внутрь НКТ спускают на каротажном кабеле 5 термометр с нагревателем 6. При этом в верхней части НКТ каротажный кабель 5 пропускают через сальниковое уплотнение 7. Подают в НКТ рабочую жидкость под давлением не более 17 МПа (при опрессовке труб на 25 МПа). В качестве рабочей жидкости может быть использована вода или отфильтрованная добываемая нефть. Под давлением рабочая жидкость истекает из струйного насоса. При этом создается депрессия на продуктивный пласт, под действием которой из продуктивного пласта происходит приток добываемой жидкости в ствол скважины. Направление движения жидкости в НКТ и межтрубном пространстве на чертеже показано стрелками. Давление рабочей жидкости в НКТ подбирается таким, чтобы обеспечивался приток жидкости из продуктивного пласта равный дебиту скважины. После стабилизации притока жидкости из межтрубного пространства скважины производят подъем термометра с нагревателем 6 на каротажном кабеле 5 с постоянной скоростью вдоль интервала перфорации. При движении термометра с нагревателем происходит разогревание наружной стенки НКТ. В связи с тем что скорость движения термометра с нагревателем 6 постоянна, а НКТ и межтрубное пространство заполнены однородной жидкостью, при отсутствии притока из пласта в интервале перфорации будет регистрироваться диаграмма, по форме близкая к термограмме естественного теплового поля, зарегистрированной термометром без нагревателя. В том случае, если имеет место приток из пласта, происходит интенсивное охлаждение разогретой наружной стенки НКТ потоком жидкости и соответственно снижение температуры на регистрируемой термограмме. Таким образом по интенсивности снижения температуры искусственного теплового поля в интервале перфорации определяют интенсивность притока жидкости в ствол скважины. Измеряя интенсивность притока в отдельных точках скважины, тем самым определяют профиль притока.
Предлагаемый способ имеет еще ряд преимуществ:
- отсутствие непосредственного контакта с исследуемым потоком снижает вероятность засорения датчиков, позволяет применить метод для исследования профиля притока агрессивных жидкостей, например в технологических скважинах;
- скважинный прибор не выходит из НКТ, что снижает вероятность поломки или прихвата прибора и кабеля;
- герметичность башмака ИКТ позволяет повысить эффективность работы струйного насоса, т.к. исключает непроизводительную утечку рабочей жидкости через башмак НКТ.
- отсутствие непосредственного контакта с исследуемым потоком снижает вероятность засорения датчиков, позволяет применить метод для исследования профиля притока агрессивных жидкостей, например в технологических скважинах;
- скважинный прибор не выходит из НКТ, что снижает вероятность поломки или прихвата прибора и кабеля;
- герметичность башмака ИКТ позволяет повысить эффективность работы струйного насоса, т.к. исключает непроизводительную утечку рабочей жидкости через башмак НКТ.
Источники информации
1. В. Н. Дахнов. Интерпретация результатов геофизических исследований разрезов скважин. - М.: Гостоптехиздат, 1962, с. 340-344.
1. В. Н. Дахнов. Интерпретация результатов геофизических исследований разрезов скважин. - М.: Гостоптехиздат, 1962, с. 340-344.
2. Патент РФ 2136880 "Способ исследования скважин", опубл. 10.09.99.
Claims (1)
- Способ исследования скважин, включающий спуск в скважину на каротажном кабеле термометра с закрепленным выше термометра на каротажном кабеле электронагревателем, равномерный прогрев по всей длине ствола скважины в процессе подъема и одновременную регистрацию термограммы по стволу скважины, отличающийся тем, что спуск термометра с нагревателем осуществляют внутрь насосно-компрессорных труб с герметичным башмаком, предварительно спущенным ниже интервала перфорации на 3-5 м, со струйным насосом, закрепленным на насосно-компрессорных трубах выше интервала перфорации на 5-10 м, закачивают в насосно-компрессорные трубы рабочую жидкость и откачивают с помощью струйного насоса из межтрубного пространства смесь рабочей и добываемой жидкости, а регистрацию термограммы проводят в интервале перфорации и по изменению температуры в интервале перфорации определяют профиль притока жидкости в ствол скважины.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2001121041/03A RU2194855C1 (ru) | 2001-07-26 | 2001-07-26 | Способ исследования скважин |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2001121041/03A RU2194855C1 (ru) | 2001-07-26 | 2001-07-26 | Способ исследования скважин |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2194855C1 true RU2194855C1 (ru) | 2002-12-20 |
Family
ID=20252123
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2001121041/03A RU2194855C1 (ru) | 2001-07-26 | 2001-07-26 | Способ исследования скважин |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2194855C1 (ru) |
Cited By (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US8122951B2 (en) | 2005-02-28 | 2012-02-28 | Schlumberger Technology Corporation | Systems and methods of downhole thermal property measurement |
RU2474687C1 (ru) * | 2011-10-26 | 2013-02-10 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ определения профиля притока флюидов многопластовых залежей |
RU2500887C1 (ru) * | 2012-05-03 | 2013-12-10 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Энергодиагностика" | Термический способ исследования технического состояния скважины |
US8607628B2 (en) | 2009-12-30 | 2013-12-17 | Schlumberger Technology Corporation | Method for a formation properties determination |
RU2506424C2 (ru) * | 2012-05-03 | 2014-02-10 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Энергодиагностика" | Термическая каротажная система для обследования технического состояния скважин |
US11066925B2 (en) | 2013-05-17 | 2021-07-20 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for determining fluid flow characteristics |
-
2001
- 2001-07-26 RU RU2001121041/03A patent/RU2194855C1/ru not_active IP Right Cessation
Cited By (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US8122951B2 (en) | 2005-02-28 | 2012-02-28 | Schlumberger Technology Corporation | Systems and methods of downhole thermal property measurement |
US8607628B2 (en) | 2009-12-30 | 2013-12-17 | Schlumberger Technology Corporation | Method for a formation properties determination |
RU2474687C1 (ru) * | 2011-10-26 | 2013-02-10 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ определения профиля притока флюидов многопластовых залежей |
RU2500887C1 (ru) * | 2012-05-03 | 2013-12-10 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Энергодиагностика" | Термический способ исследования технического состояния скважины |
RU2506424C2 (ru) * | 2012-05-03 | 2014-02-10 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Энергодиагностика" | Термическая каротажная система для обследования технического состояния скважин |
US11066925B2 (en) | 2013-05-17 | 2021-07-20 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for determining fluid flow characteristics |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US10697291B2 (en) | Real-time fluid monitoring system and method | |
US10570729B2 (en) | Thermally induced low flow rate fracturing | |
CA2900968C (en) | Well injection and production method and system | |
US6758271B1 (en) | System and technique to improve a well stimulation process | |
US8528394B2 (en) | Assembly and method for transient and continuous testing of an open portion of a well bore | |
RU2577568C1 (ru) | Способ интерпретации измерений скважинного дебита во время скважинной обработки | |
RU2584437C1 (ru) | Способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть | |
OA11205A (en) | A method and an apparatus for use in production tests testing an expected permeable formation | |
CN1914406A (zh) | 确定钻井的流体流入量分布图的方法 | |
EA001569B1 (ru) | Способ контроля физических характеристик текучих сред в нисходящей скважине и устройство для его осуществления | |
RU2303172C1 (ru) | Скважинная струйная установка эмпи-угис-(21-30)к и способ ее работы | |
RU2194855C1 (ru) | Способ исследования скважин | |
RU2680566C1 (ru) | Способ определения профиля притока в низкодебитных горизонтальных скважинах с многостадийным гидроразрывом пласта | |
RU2678738C1 (ru) | Способ разработки неоднородного пласта сверхвязкой нефти | |
RU2136880C1 (ru) | Способ исследования скважин | |
RU2485310C1 (ru) | Способ исследования скважины | |
RU2431745C1 (ru) | Способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с использованием двухустьевых горизонтальных скважин | |
RU2724707C1 (ru) | Способ разработки парных горизонтальных скважин, добывающих высоковязкую нефть | |
RU2239730C1 (ru) | Скважинная струйная установка для каротажа горизонтальных скважин и способ ее работы | |
EA200501656A1 (ru) | Скважинная струйная установка и способ ее работы при каротаже горизонтальных скважин | |
CN211201953U (zh) | 一种低液量水平井的油水分布测试装置 | |
RU2528307C1 (ru) | Способ исследования скважины | |
RU2543848C1 (ru) | Способ разработки месторождений высоковязкой нефти или битума с регулируемым отбором продукции из горизонтальных скважин | |
RU2269000C2 (ru) | Способ определения проницаемых зон скважины | |
RU2296856C1 (ru) | Способ добычи высоковязкой нефти |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
PC4A | Invention patent assignment |
Effective date: 20050930 |
|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20060727 |