RU2211327C2 - Method of determination of flow string leaking in injection well equipped with tubing - Google Patents
Method of determination of flow string leaking in injection well equipped with tubing Download PDFInfo
- Publication number
- RU2211327C2 RU2211327C2 RU2001124462A RU2001124462A RU2211327C2 RU 2211327 C2 RU2211327 C2 RU 2211327C2 RU 2001124462 A RU2001124462 A RU 2001124462A RU 2001124462 A RU2001124462 A RU 2001124462A RU 2211327 C2 RU2211327 C2 RU 2211327C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- tubing
- injected
- fluid
- flow
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к области контроля разработки нефтяных и газовых месторождений, в частности к способам оценки герметичности эксплуатационной колонны нагнетательных скважин, оборудованных насосно-компрессорными трубами (НКТ). The invention relates to the oil and gas industry, and in particular to the field of monitoring the development of oil and gas fields, in particular to methods for assessing the tightness of the production casing of injection wells equipped with tubing (tubing).
Известен способ определения герметичности эксплуатационной колонны методом термометрии [1]. A known method for determining the tightness of the production casing by thermometry [1].
Известный способ предусматривает измерения и регистрацию температуры при закачке и процессе перехода от режима закачки к режиму отбора жидкости с интервалом во времени и сопоставление полученных термограмм. В каждом выявленном интервале аномалии температуры проводят два дополнительных измерения, причем первое при квазистационарном распределении температуры в стволе в процессе закачки. После остановки скважины и прекращения закачки проводят второе измерение в течение времени не более 2,5 мин. О нарушении герметичности эксплуатационной колонны судят по форме аномалии при первом и втором измерениях или по отсутствию аномалии при первом и по наличию аномалии при втором измерениях. The known method involves measuring and recording the temperature during the injection and the transition from the injection mode to the fluid withdrawal mode with an interval in time and comparing the obtained thermograms. In each detected temperature anomaly interval, two additional measurements are carried out, the first with a quasi-stationary temperature distribution in the barrel during the injection process. After stopping the well and stopping the injection, a second measurement is carried out over a period of not more than 2.5 minutes. The violation of the tightness of the production casing is judged by the shape of the anomaly in the first and second measurements or by the absence of the anomaly in the first and by the presence of an anomaly in the second measurement.
Известный способ для своего осуществления требует больших затрат времени и труда, поскольку при этом необходимо останавливать работу скважины на длительный срок для восстановления температурного режима, в результате чего нарушения в стенках эксплуатационной колонны с приемистостью значительно меньшими в сравнении с зоной перфорации остаются не выявленными. Кроме того, наличие утечек в НКТ затрудняет получение однозначного заключения о герметичности эксплуатационной колонны. The known method for its implementation requires a lot of time and labor, since it is necessary to stop the operation of the well for a long time to restore the temperature regime, as a result of which violations in the walls of the production string with injectivity much smaller in comparison with the perforation zone remain undetected. In addition, the presence of leaks in the tubing makes it difficult to obtain an unambiguous conclusion about the tightness of the production string.
Известен также способ определения заколонных перетоков в нефтегазовых скважинах, основанный на регистрации амплитуд шумов [2]. There is also a method of determining annulus flows in oil and gas wells, based on the registration of noise amplitudes [2].
Сущность способа заключается в следующем. The essence of the method is as follows.
В области частот 10-1000 Гц регистрируют амплитуду шумов в обсадной колонне в виде графиков шумового процесса сейсмоприемником вертикальных колебаний, закрепленным на устьевом фланце колонны. In the frequency range of 10-1000 Hz, the amplitude of the noise is recorded in the casing in the form of graphs of the noise process by a geosensor of vertical vibrations mounted on the wellhead flange of the string.
Способ лишен недостатков, присущих методу термометрии. Однако из-за различного рода помех в виде шумов (транспортных средств, работы соседних скважин, заколонных перетоков и пропусков жидкости через арматурные элементы скважин) использовать его в оценке герметичности эксплуатационной колонны во многих случаях не представляется возможным. The method is devoid of the disadvantages inherent in the method of thermometry. However, due to various kinds of interference in the form of noise (vehicles, operation of neighboring wells, annular flows and fluid passes through the reinforcing elements of the wells), it is in many cases impossible to use it in assessing the tightness of the production string.
Известен способ оценки герметичности эксплуатационной колонны нагнетательных скважин методом расходометрии [3,4] с помощью расходомеров РГД-4 или РГД-5 с вертушками, (см. описание с.227, 228 кн. Техника и технология определения параметров скважин и пластов. - М.: Недра 1989). A known method for assessing the tightness of the production casing of injection wells by flow metering [3,4] using flowmeters RGD-4 or RGD-5 with turntables, (see description p.227, 228 books. Technique and technology for determining the parameters of wells and reservoirs. - M .: Mineral Resources 1989).
Сущность способа заключается в поинтервальном обследовании эксплуатационной колонны в процессе закачки воды в скважину. При этом равенство показаний расходомера в исследуемом интервале свидетельствует о герметичности колонны. А интервалы глубин, в которых происходит снижение показаний расходомера, свидетельствует о наличии мест поглощения закачиваемой жидкости, то есть мест негерметичности эксплуатационной колонны. The essence of the method consists in the interval inspection of the production string in the process of pumping water into the well. Moreover, the equality of the flow meter readings in the studied interval indicates the tightness of the column. And the depth intervals, in which the flowmeter readings decrease, indicates the presence of absorption sites for the injected fluid, that is, places of leakage in the production string.
Недостатком рассматриваемого метода является то, что методом расходометрии однозначно можно выявить лишь нарушения, находящиеся в интервале от кровли интервала перфорации до воронки НКТ, т.е. ниже воронки НКТ. Кроме того, при спуске расходомера типа РГД в скважину или в процессе закачки жидкости накопленные на стенках эксплуатационной колонны или НКТ сгустки нефти или парафина, попадая на лопасти вертушки расходомера, существенно искажают результаты исследований. The disadvantage of the method under consideration is that only the irregularities that are in the range from the top of the perforation interval to the tubing funnel, i.e. below the tubing funnel. In addition, when the RGD type flowmeter is lowered into the well or during the fluid injection process, clumps of oil or paraffin accumulated on the walls of the production string or tubing, falling on the vanes of the flowmeter turntable, significantly distort the research results.
Известен способ оценки герметичности эксплуатационной колонны нагнетательной скважины, оборудованной насосно-компрессорными трубами [5]. A known method for assessing the tightness of the production casing of an injection well equipped with tubing [5].
Сущность способа заключается в регистрации расхода закачиваемой жидкости двумя расходомерами. Один из расходомеров спущен в скважину ниже воронки НКТ, а другой установлен на линии закачки жидкости в затрубное пространство скважины. Расходомеры предварительно тарируют с помощью автономного насосного агрегата ЦА-320, причем закачивание осуществляют этим же насосным агрегатом. О герметичности эксплуатационной колонны судят по соответствию расходов закачиваемой жидкости, зарегистрированных расходомерами за одно и то же время. The essence of the method is to register the flow rate of the injected fluid with two flow meters. One of the flow meters is lowered into the well below the tubing funnel, and the other is installed on the fluid injection line into the annulus of the well. The flow meters are pre-calibrated using a stand-alone pump unit CA-320, and the injection is carried out by the same pump unit. The tightness of the production casing is judged by the correspondence of the flow rate of the injected fluid recorded by the flow meters at the same time.
Способ позволяет методом расходометрии оценить герметичность интервалов колонны, перекрытых НКТ. Однако из-за возможности попадания сгустков нефти, парафина, мусора на лопасти вертушки расходомера результаты измерений могут быть искажены. Кроме того, показания одного и того же расходомера будут различаться в колоннах с различным внутренним диаметром. The method allows the method of flow measurement to assess the tightness of the intervals of the columns, overlapped tubing. However, due to the possibility of clumps of oil, paraffin, debris falling on the vanes of the flowmeter turntable, the measurement results may be distorted. In addition, the readings of the same flow meter will vary in columns with different internal diameters.
Задачей настоящего изобретения является создание способа, позволяющего получить достоверную информацию о негерметичности эксплуатационной колонны скважины. An object of the present invention is to provide a method for obtaining reliable information about a leak in a production well string.
Поставленная задача решается описываемым способом, включающим регистрацию расхода закачиваемой в скважину жидкости расходомером, спускаемым ниже воронки НКТ. The problem is solved by the described method, including recording the flow rate of the fluid injected into the well by a flow meter, lowered below the tubing funnel.
Новым является то, что в качестве расходомера используют расходомеры электромагнитного действия, при этом регистрацию расхода закачиваемой жидкости осуществляют одновременно и на устье скважины расходомером такой же конструкции, что и спускаемый в скважину, на отрезке линии нагнетания, находящейся в промежутке между насосным агрегатом и устьем скважины, причем диаметр отрезка трубы с размещенным расходомером выбирают равным диаметру эксплуатационной колонны скважины, при этом в качестве закачиваемой жидкости в скважину для исследований выбирают электропроводную жидкость, а по несоответствию расхода закачиваемой воды, регистрированной расходомерами, судят о негерметичности эксплуатационной колонны. What is new is that electromagnetic flow meters are used as a flow meter, while the flow rate of the injected fluid is simultaneously carried out at the wellhead by a flowmeter of the same design as that launched into the well, on a section of the injection line located between the pump unit and the wellhead moreover, the diameter of the pipe segment with the flow meter placed is chosen equal to the diameter of the production casing of the well, while as the injected fluid into the well for research They select electrically conductive fluid, and by the mismatch of the flow rate of the injected water recorded by the flow meters, they judge the leakage of the production string.
Предварительные патентные исследования на "новизну" и "изобретательский уровень" предложения проводились по патентному фонду института "ТатНИПИнефть". Отсутствие аналогичных технических решений с такой совокупностью существенных отличий позволяет сделать заключение о соответствии заявляемого объекта критерию "новизна" и "изобретательский уровень". Preliminary patent research on the “novelty” and “inventive step” of the proposal was carried out by the patent fund of the TatNIPIneft Institute. The absence of similar technical solutions with such a combination of significant differences allows us to conclude that the claimed object meets the criteria of "novelty" and "inventive step".
Приведенные чертежи поясняют суть изобретения, где на фиг. 1 изображена скважина с устьевой арматурой, оборудованная насосно-компрессорными трубами (НКТ) и электромагнитными расходомерами, один из которых спущен на геофизическом кабеле в скважину, а другой - помещен в отрезке трубы с диаметром, равным диаметру эксплуатационной колонны, и установлен в промежутке линии нагнетания между насосным агрегатом и устьевой арматурой. The following drawings explain the essence of the invention, where in FIG. 1 shows a well with wellhead fittings equipped with tubing and electromagnetic flow meters, one of which is lowered into the well on a geophysical cable, and the other is placed in a pipe segment with a diameter equal to the diameter of the production string and installed in the discharge line between the pump unit and wellhead fittings.
На фиг. 2 - вид на I электромагнитный расходомер с электронным блоком в частичном продольном разрезе. In FIG. 2 is a view of an electromagnetic electromagnetic flowmeter with an electronic unit in a partial longitudinal section.
На фиг. 3 - вид на II схематическое изображение электронного блока. In FIG. 3 is a view of a II schematic illustration of an electronic unit.
В способе используемый электромагнитный расходомер содержит корпус 1 (см. фиг. 2), внутри которого размещены электромагниты 2 и 3 с обмотками 4 и 5 возбуждения, электроды 6 и 7 магнитопроницаемого экрана 8, изготовленного, например, из капролона, а также электронного блока 9 (см. фиг. 2 и 3). In the method, the electromagnetic flowmeter used comprises a housing 1 (see Fig. 2), inside of which are placed
Электромагнитные расходомеры обладают следующими преимуществами по сравнению с традиционными, а именно: независимость показаний от вязкости и плотности измеряемого расхода жидкости, возможность применения в трубах любого диаметра, отсутствие потерь давления, линейность шкалы, высокое быстродействие, возможность измерения агрессивных, абразивных и вязких жидкостей, а также отсутствие в них движущихся или вращающихся частей. Electromagnetic flowmeters have the following advantages over traditional ones, namely: independence of indications from viscosity and density of the measured liquid flow rate, the possibility of use in pipes of any diameter, the absence of pressure loss, linearity of the scale, high speed, the ability to measure aggressive, abrasive and viscous liquids, and also the lack of moving or rotating parts.
Способ осуществляют в следующей последовательности. The method is carried out in the following sequence.
Сначала электромагнитные расходомеры (ЭМР) 10 и 11 тарируют с помощью автономного насосного агрегата, например, цементировочного ЦА-320М, с учетом приемистости нагнетательной скважины, подлежащей исследованию (насосный агрегат на фиг. не изображен), затем один из расходомеров 10 на геофизическом кабеле 12 спускают в скважину 13 через НКТ 14 и устанавливают его примерно на 2-3 м ниже воронки 15, а другой ЭМР 11 такой же конструкции вмонтируют в нагнетательную линию 16 насосного агрегата, находящегося в промежутке между последним и устьем скважины в отрезке трубы 17 с диаметром, равным диаметру скважины, т.е. эксплуатационной колонны (см. фиг. 1). Далее к трубному или затрубному пространству скважины подключают нагнетательную линию 16 насосного агрегата и запускают его в работу. Нагнетание жидкости продолжают до установления рабочего режима работы, о чем судят по стабилизации режима работы ЭМР-ов. Затем одновременно каждым ЭМР-ом регистрируют расход закачиваемой электропроводной жидкости в течение 5-10 минут. За указанный период времени закачивается 0,5-1 м3 жидкости.First, electromagnetic flowmeters (EMR) 10 and 11 are calibrated using an autonomous pumping unit, for example, a cementing unit ЦА-320М, taking into account the injectivity of the injection well to be investigated (the pumping unit is not shown in Fig.), Then one of the flowmeters 10 on the
В качестве такой жидкости можно использовать минерализованную воду. Mineralized water can be used as such a liquid.
При взаимодействии электромагнитного поля с движущейся жидкостью в ней наводится электродвижущая сила - ЭДС электромагнитной индукции, амплитуда которой пропорциональна скорости движения жидкости и току в обмотках возбуждения OВ1 и ОВ2, что обеспечивается наличием в составе корпуса 1 магнитопроницаемого экрана 8. ЭДС снимается электродами Э1 и Э2, усиливается дифференциальным усилителем УM1 и поступает в схему аналого-цифрового преобразователя - АЦП, где она преобразуется в код, воспринимаемый процессором, входящим в состав контроллера. После предварительной обработки процессор вырабатывает на выходе сигнал в виде последовательного кода. Этот сигнал подается на усилитель мощности УМ2 и через жилу кабеля 12 воспринимается наземной аппаратурой, например "ГЕКТОРом". When the electromagnetic field interacts with a moving fluid, an electromotive force is induced in it - EMF of electromagnetic induction, the amplitude of which is proportional to the fluid velocity and current in the field windings ОВ1 and ОВ2, which is ensured by the presence of a magnetically
Процессор скважинного прибора вырабатывает также напряжение возбуждения магнитного поля, которое через возбудитель тока поступает на обмотки возбудителя OВ1 и ОВ2. The processor of the downhole tool also generates a magnetic field excitation voltage, which, through the current exciter, enters the windings of the exciter OV1 and OB2.
Выходные сигналы ЭМР10 и ЭМР11 от "ГЕКТОРа" передаются на ЭВМ, программное оснащение которой обеспечивает формирование диаграммы, регистрирующей показание ЭМРов. При наличии разности в показаниях эксплуатационная колонна считается негерметичной. The output signals EMR10 and EMR11 from "HECTOR" are transmitted to a computer, the software of which provides the formation of a diagram recording the reading of EMRs. If there is a difference in readings, the production casing is considered leaky.
По результатам исследований, если эксплуатационная колонна окажется негерметичной, бригада капитального ремонта скважин с помощью геофизической партии уточняет место повреждения ее и производит далее ремонтные работы. According to the results of studies, if the production casing turns out to be leaky, the team of wells overhaul using the geophysical lot will specify the place of damage and carry out further repair work.
Технико-экономическое преимущество предложения заключается в следующем. The technical and economic advantage of the proposal is as follows.
Способ обеспечивает точность определения негерметичности эксплуатационной колонны. Ускоряет проведение исследований независимо от глубины скважины и находящегося там вида жидкости. На дату подачи заявки способ испытан на нефтяных промыслах НГДУ "Альметьевнефть", результаты положительные. The method provides the accuracy of determining leakage of the production string. Accelerates research regardless of the depth of the well and the type of fluid located there. At the application filing date, the method was tested in the oil fields of NGDU Almetyevneft, the results are positive.
Источники информации
1. Патент РФ 2121572, 6 Е 21 В 47/00, БИ 31, 98. Способ исследования нагнетательных скважин.Sources of information
1. RF patent 2121572, 6 E 21 B 47/00,
2. Патент по заявке 94041117, 6 Е 21 В 47/00, опубл. БИ 28, 96. 2. Patent on application 94041117, 6 Е 21 В 47/00, publ. BI 28, 96.
3. Кн. Спутник нефтепромыслового геолога. Cправочник под ред. И.П. Чаловского. - М.: Недра, 1989. 3. Prince Satellite oil field geologist. Reference book under the editorship of I.P. Chalovsky. - M .: Nedra, 1989.
4. Кн. Техника и технология определения параметров скважин и пластов. - М.: Недра, 1989. 4. Prince Technique and technology for determining the parameters of wells and reservoirs. - M .: Nedra, 1989.
5. RU 2168622 C1, кл. Е 21 В 47/00, 47/10, опубл. 10.06.2001, 5 с. Способ оценки герметичности эксплуатационной колонны нагнетательной скважины, оборудованной насосно-компрессорными трубами (варианты). 5. RU 2168622 C1, cl. E 21 B 47/00, 47/10, publ. 06/10/2001, 5 p. A method for assessing the tightness of the production casing of an injection well equipped with tubing (options).
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2001124462A RU2211327C2 (en) | 2001-09-03 | 2001-09-03 | Method of determination of flow string leaking in injection well equipped with tubing |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2001124462A RU2211327C2 (en) | 2001-09-03 | 2001-09-03 | Method of determination of flow string leaking in injection well equipped with tubing |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2001124462A RU2001124462A (en) | 2003-06-20 |
RU2211327C2 true RU2211327C2 (en) | 2003-08-27 |
Family
ID=29245790
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2001124462A RU2211327C2 (en) | 2001-09-03 | 2001-09-03 | Method of determination of flow string leaking in injection well equipped with tubing |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2211327C2 (en) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN102587894A (en) * | 2012-03-19 | 2012-07-18 | 西南石油大学 | Horizontal well seepage experimental device |
CN104420868A (en) * | 2013-08-30 | 2015-03-18 | 中国石油天然气股份有限公司 | Horizontal well oil casing annulus fluid return fast water exploration pipe column and water exploration method thereof |
-
2001
- 2001-09-03 RU RU2001124462A patent/RU2211327C2/en not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
ЧОЛОВСКИЙ И.П. Спутник нефтепромыслового геолога. - М.: Недра, 1989, с.242. * |
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN102587894A (en) * | 2012-03-19 | 2012-07-18 | 西南石油大学 | Horizontal well seepage experimental device |
CN102587894B (en) * | 2012-03-19 | 2015-05-20 | 西南石油大学 | Horizontal well seepage experimental device |
CN104420868A (en) * | 2013-08-30 | 2015-03-18 | 中国石油天然气股份有限公司 | Horizontal well oil casing annulus fluid return fast water exploration pipe column and water exploration method thereof |
CN104420868B (en) * | 2013-08-30 | 2017-12-01 | 中国石油天然气股份有限公司 | Horizontal well oil casing annulus fluid return fast water exploration pipe column and water exploration method thereof |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US4726219A (en) | Method and system for determining fluid pressures in wellbores and tubular conduits | |
US4821564A (en) | Method and system for determining fluid pressures in wellbores and tubular conduits | |
US7580797B2 (en) | Subsurface layer and reservoir parameter measurements | |
US2379138A (en) | Annular flow measuring device | |
US5561245A (en) | Method for determining flow regime in multiphase fluid flow in a wellbore | |
JP6553612B2 (en) | Analysis method of NMR signal to give flow measurement of multiphase fluid of gas / liquid system | |
CN1718999B (en) | Detecting method of gas content ratio in gas liquid two phase flow | |
CN112031743B (en) | Underground fluid identification device and measurement method based on distributed optical fiber sensing technology | |
US2171840A (en) | Method for determining the position of cement slurry in a well bore | |
US20240247584A1 (en) | Downhole flowmeter | |
RU2211327C2 (en) | Method of determination of flow string leaking in injection well equipped with tubing | |
RU2375565C1 (en) | Method for determination of leakage and cut-off place of extracting column | |
Schmidt | The Casing Inspection Tool—An Instrument for the In-Situ Detection Of External Casing Corrosion in Oil Wells | |
Meng et al. | Production logging via coiled tubing fiber optic infrastructures (FSI) and its application in shale gas wells | |
Al-Qasim | Monitoring and surveillance of subsurface multiphase flow and well integrity | |
KR20120115376A (en) | Estimation of reservoir permeability | |
RU2168622C1 (en) | METHOD OF LEAKAGE TEST OF FLOW STRING OF INJECTION WELL EQUIPPED WITH TUBING (Versions) | |
Stroud et al. | New electromagnetic inspection device permits improved casing corrosion evaluation | |
US5708203A (en) | Neutron logging method for quantitative wellbore fluid analysis | |
Andreev et al. | Multistage hydrofracturing efficiency analysis and horizontal well inflow profiling using spectral noise logging technique | |
Frisch et al. | Economic evaluation of the use of well logs for diagnosing conformance problems | |
RU2445455C2 (en) | Method for determining filtration parameters of bottom-hole formation zone and detection of defects in well design | |
CN104373121A (en) | Downhole ray type water content monitor | |
CN204253032U (en) | Downhole ray type water content monitor | |
AlSharif et al. | Inflow profiling in challenging complex deep gas environment |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20070904 |