RU2361079C1 - Method of detecting cross-flows in well - Google Patents
Method of detecting cross-flows in well Download PDFInfo
- Publication number
- RU2361079C1 RU2361079C1 RU2008131856/03A RU2008131856A RU2361079C1 RU 2361079 C1 RU2361079 C1 RU 2361079C1 RU 2008131856/03 A RU2008131856/03 A RU 2008131856/03A RU 2008131856 A RU2008131856 A RU 2008131856A RU 2361079 C1 RU2361079 C1 RU 2361079C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- pressure
- disturbing
- communicating
- absence
- Prior art date
Links
Landscapes
- Measuring Fluid Pressure (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при определении перетоков жидкости в скважине.The invention relates to the oil and gas industry and may find application in determining the flow of fluid in a well.
Известен способ определения негерметичности обсадной колонны скважины, оборудованной колонной насосно-компрессорных труб, включающий регистрацию расхода закачиваемой в скважину жидкости расходомером, спускаемым ниже воронки колонны насосно-компрессорных труб. Регистрацию расхода закачиваемой жидкости осуществляют одновременно и на устье скважины расходомером такой же конструкции, что и спускаемый в скважину, на отрезке трубы в линии нагнетания, находящейся в промежутке между насосным агрегатом и устьем скважины. По несоответствию расходов закачиваемой воды, регистрированных расходомерами, судят о негерметичности эксплуатационной колонны. В качестве расходомеров используют расходомеры электромагнитного действия, а диаметр отрезка трубы выбирают равным диаметру эксплуатационной колонны скважины. При этом в качестве закачиваемой жидкости в скважину выбирают электропроводную жидкость (Патент РФ №2211327, опубл. 2003.08.27).A known method for determining leakage of a casing string of a well equipped with a tubing string, comprising registering a flow rate of a fluid injected into a well with a flow meter that is lowered below the funnel of the tubing string. The registration of the flow rate of the injected fluid is carried out simultaneously at the wellhead with a flowmeter of the same design as that launched into the well, on a pipe segment in the injection line located in the gap between the pump unit and the wellhead. By the mismatch of the injected water costs recorded by the flow meters, the leakage of the production string is judged. As flowmeters use flowmeters of electromagnetic action, and the diameter of the pipe segment is chosen equal to the diameter of the production casing of the well. In this case, electrically conductive fluid is selected as the injected fluid into the well (RF Patent No. 2211327, publ. 2003.08.27).
Способ основан на определении расхода. Способ сложен, требует оснащения специальными приспособлениями, не всегда достаточно точен.The method is based on the determination of flow. The method is complex, requires equipment with special devices, is not always accurate enough.
Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ контроля герметичности нагнетательной скважины, включающий замер давления на устье на входе в колонну насосно-компрессорных труб и в межтрубном пространстве. Регистрацию изменения давления проводят по сравнению давлений до и после остановки скважины по скорости падения давления на устье и в межтрубном пространстве после остановки работающей скважины и по сравнению давлений до и после пуска скважины под закачку по скорости повышения давления на устье и в межтрубном пространстве после пуска скважины под закачку. За критерий оценки герметичности межтрубного пространства принимают расчетную величину расхода жидкости, входящей или выходящей из межтрубного пространства скважины (Патент РФ №2246613, опубл. 2005.02.20 - прототип).Closest to the invention in technical essence is a method for monitoring the tightness of an injection well, including measuring pressure at the mouth at the inlet to the tubing string and in the annulus. The registration of pressure changes is carried out by comparing the pressures before and after stopping the well by the rate of pressure drop at the wellhead and in the annulus after shutting down a working well and by comparing the pressures before and after starting the well for injection by the rate of pressure increase at the wellhead and in the annulus after starting the well for download. For the criterion for assessing the tightness of the annular space take the estimated value of the flow rate of fluid entering or leaving the annular space of the well (RF Patent No. 2246613, publ. 2005.02.20 - prototype).
Известный способ не учитывает возможные нарушения герметичности колонны насосно-компрессорных труб и их влияние на точность измерения давления. Способ не позволяет определить пласт как источник поступления жидкости в скважину или как зону поглощения жидкости из скважины.The known method does not take into account possible violations of the tightness of the tubing string and their influence on the accuracy of pressure measurement. The method does not allow to determine the reservoir as a source of fluid flow into the well or as a zone of fluid absorption from the well.
В предложенном изобретении решается задача повышения точности определения сообщения скважины с обводненным пластом.The proposed invention solves the problem of increasing the accuracy of determining the communication of a well with a flooded formation.
Задача решается тем, что в способе определения межпластовых перетоков в скважине, включающем замер давления в скважине, согласно изобретению замер давления в скважине проводят высокочувствительным манометром при гидропрослушивании от окружающих возмущающих нагнетательных скважин, работающих на отдельные пласты как сообщающиеся, так и несообщающиеся или не должные сообщаться со скважиной, работу возмущающих скважин ведут на периодах возмущения разной продолжительности, а за критерий оценки наличия или отсутствия перетоков жидкости в скважине выбирают соответственно наличие или отсутствие периодического изменения давления в исследуемой скважине от работы возмущающей скважины, характеризуемое амплитудой.The problem is solved in that in the method for determining inter-reservoir flows in a well, including measuring pressure in the well, according to the invention, pressure measurement in the well is carried out with a highly sensitive pressure gauge during hydro-listening from surrounding perturbing injection wells operating on separate layers, either communicating or non-communicating or not properly communicated with a well, the work of disturbing wells is carried out at disturbance periods of different durations, and for the criterion for assessing the presence or absence of fluid flows in the well, respectively, the presence or absence of a periodic change in pressure in the investigated well from the operation of the disturbing well, characterized by the amplitude, is selected.
Признаками изобретения являются:The features of the invention are:
1) замер давления в скважине;1) measurement of pressure in the well;
2) замер давления высокочувствительным манометром;2) pressure measurement with a highly sensitive pressure gauge;
3) то же при гидропрослушивании от окружающих возмущающих нагнетательных скважин, работающих на отдельные пласты как сообщающиеся, так и несообщающиеся или не должные сообщаться со скважиной;3) the same when hydro-listening from surrounding perturbing injection wells operating on separate layers, both communicating and non-communicating or not necessary to communicate with the well;
4) работа возмущающих скважин на периодах возмущения разной продолжительности;4) the work of disturbing wells at periods of disturbance of different durations;
5) критерий оценки наличия или отсутствия перетоков жидкости в скважине соответственно наличие или отсутствие периодического изменения давления в исследуемой скважине от работы возмущающей скважины, характеризуемое амплитудой.5) the criterion for assessing the presence or absence of fluid flows in the well, respectively, the presence or absence of a periodic change in pressure in the investigated well from the operation of the disturbing well, characterized by amplitude.
Признак 1 является общим с прототипом, признаки 2-5 являются существенными отличительными признаками изобретения.Sign 1 is common with the prototype, signs 2-5 are the salient features of the invention.
Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
Определению перетоков в скважине посвящено много работ, однако известные технические решения не позволяют с достаточной достоверностью определить, от какого пласта, т.е. от какого источника поступает жидкость в скважину или в какой пласт уходит жидкость из скважины. Нередко после установки цементного моста, после ликвидации заколонных перетоков в скважине отмечается поступление жидкости, источник которой неизвестен, а следовательно, не определен путь ликвидации такого нарушения. Часто из-за установки цементного моста или по каким-либо другим причинам в скважине не имеется зумпфа. Расстояние от нижних перфорационных отверстий до цементного моста оказывается столь малым, что под интервалом перфорации оказывается невозможным размещение глубинных исследовательских приборов типа расходомеров, термометров, манометров и пр. В этом случае применение известных способов определения перетоков невозможно. Для этого случая в предложенном способе решается задача не только установления самого факта нежелательного поступления жидкости в скважину, но и определения источника ее поступления, т.е. повышения точности определения сообщения скважины с обводненным пластом. Задача решается следующим образом.A lot of work has been devoted to the definition of crossflows in a well, however, well-known technical solutions do not allow us to determine with sufficient reliability which reservoir, i.e. from what source does the fluid enter the well or into which layer does the fluid leave the well. Often, after the installation of a cement bridge, after elimination of annular crossflows in the well, a flow of fluid whose source is unknown is noted, and therefore, the way to eliminate such a violation is not defined. Often, due to the installation of a cement bridge or for some other reason, there is no sump in the well. The distance from the lower perforation holes to the cement bridge is so small that under the perforation interval it is not possible to place in-depth research instruments such as flowmeters, thermometers, pressure gauges, etc. In this case, using known methods for determining flows is impossible. For this case, the proposed method solves the problem of not only establishing the fact of the undesirable flow of fluid into the well, but also determining the source of its flow, i.e. improving the accuracy of determining the message of a well with a flooded reservoir. The problem is solved as follows.
Для определения перетоков жидкости проводят замер давления в скважине высокочувствительным манометром при гидропрослушивании от окружающих возмущающих нагнетательных скважин, работающих на отдельные пласты как сообщающиеся, так и несообщающиеся или не должные сообщаться со скважиной. При этом работу возмущающих скважин ведут на периодах возмущения разной продолжительности, а за критерий оценки наличия или отсутствия перетоков жидкости в скважине выбирают соответственно наличие или отсутствие периодического изменения давления в исследуемой скважине от работы возмущающей скважины, характеризуемое амплитудой.To determine fluid flows, a pressure is measured in the well with a highly sensitive pressure gauge during hydro-listening from surrounding disturbing injection wells operating on separate layers, either communicating or non-communicating or not communicating with the well. In this case, the work of disturbing wells is carried out at periods of disturbance of different durations, and for the criterion for assessing the presence or absence of fluid flows in the well, the presence or absence of a periodic change in pressure in the studied well from the operation of the disturbing well, characterized by amplitude, is selected.
При наличии гидродинамической связи скважины с пластом, в котором вызывают возмущение, в скважине неизбежно возникает отклик на это возмущение. При отсутствии гидродинамической связи такого отклика в скважине не возникает. На этом принципе построен предлагаемый способ. Сначала выбирают нагнетательную скважину, заведомо имеющую гидродинамическую связь через пласт с коллектором с исследуемой скважиной, и неимеющую гидродинамической связи с прочими пластами, вскрытыми исследуемой скважиной. В выбранной нагнетательной скважине проводят возмущающее воздействие остановкой закачки рабочего агента и возобновлением закачки. Периоды возмущения, т.е. продолжительности остановки закачки, изменяют. Наиболее желательными периодами являются остановки закачки на 96, 48 и 24 час. Исследуемую скважину останавливают, в ней размещают глубинный высокочувствительный манометр, например типа АМТВ, и регистрируют изменение давления. Чувствительность манометра составляет 0,001 МПа. Затем выбирают другую нагнетательную скважину, не имеющую гидродинамической связи с предыдущим пластом, но имеющую гидродинамическую связь с пластом, от которого возможно поступление жидкости в скважину. В новой нагнетательной скважине проводят возмущающее воздействие и регистрируют отклик возмущения в исследуемой скважине. Если исследуемой скважиной вскрыты несколько пластов, то по каждому такому пласту находят нагнетательную скважину, вскрывшую этот пласт, в ней проводят возмущение и регистрируют отклик в исследуемой скважине. При этом не имеет значения, сообщается этот пласт напрямую с исследуемой скважиной или он заизолирован, например, постановкой цементного моста, отсечен пакером, перекрыт перекрывателем, затампонирован и т.п. При наличии отклика по заизолированному пласту делают предположение о наличии перетока в скважину из этого пласта. Окончательный ответ о наличии перетока делают по критерию оценки наличия или отсутствия перетоков жидкости, согласно которому определяется амплитуда зарегистрированного сигнала давления в исследуемой скважине с помощью Фурье-анализа. Если амплитуда сигнала первой гармоники ниже разрешающей способности манометра, т.е. менее 0,001 МПа, то делается вывод об отсутствии перетока. В противном случае делается вывод о наличии перетоков. При определениях используют следующее соотношение: - формула определения амплитуды первой гармоники разложения Фурье изменения давления в исследуемой скважине, где Δp0 - амплитуда первой гармоники разложения Фурье изменения давления в исследуемой скважине, МПа; aK, bK - коэффициенты Фурье.If there is a hydrodynamic connection between the well and the formation in which the disturbance is caused, a response to this disturbance inevitably arises in the well. In the absence of hydrodynamic coupling, such a response does not occur in the well. The proposed method is built on this principle. First, an injection well is selected that obviously has a hydrodynamic connection through the reservoir to the reservoir with the studied well, and which does not have a hydrodynamic connection with other reservoirs opened by the studied well. In the selected injection well, a disturbing effect is carried out by stopping the injection of the working agent and restarting the injection. Periods of disturbance, i.e. the duration of the download stop, change. The most desirable periods are injection stops at 96, 48 and 24 hours. The well under investigation is stopped, a deep highly sensitive pressure gauge, for example, AMTB type, is placed in it, and the change in pressure is recorded. The sensitivity of the pressure gauge is 0.001 MPa. Then, another injection well is selected that does not have a hydrodynamic connection with the previous formation, but has a hydrodynamic connection with the formation, from which liquid can enter the well. In a new injection well, a disturbing effect is carried out and a disturbance response is recorded in the investigated well. If several strata have been uncovered by the well under investigation, then an injection well is discovered for each such stratum that has opened this stratum, a disturbance is made in it, and the response is recorded in the investigated well. It doesn’t matter if this layer communicates directly with the well under investigation or is it insulated, for example, by setting up a cement bridge, cut off by a packer, blocked by an overlap, plugged, etc. If there is a response on an insulated formation, an assumption is made that there is a flow into the well from this formation. The final answer about the presence of overflow is made according to the criterion for assessing the presence or absence of fluid overflows, according to which the amplitude of the recorded pressure signal in the studied well is determined using the Fourier analysis. If the amplitude of the first harmonic signal is lower than the resolution of the pressure gauge, i.e. less than 0.001 MPa, it is concluded that there is no overflow. Otherwise, a conclusion is drawn about the presence of overflows. When determining the use of the following ratio: - the formula for determining the amplitude of the first harmonic of the Fourier decomposition of the pressure change in the studied well, where Δp 0 is the amplitude of the first harmonic of the Fourier decomposition of the pressure change in the studied well, MPa; a K , b K are the Fourier coefficients.
Более простым является графический способ определения амплитуды и сдвига фаз зарегистрированного сигнала.A simpler way is the graphical method for determining the amplitude and phase shift of the registered signal.
Пример конкретного выполненияConcrete example
Проводят определение перетоков жидкости в нефтедобывающей скважине, вскрывшей три пласта на глубинах 1598.7-1600.4, 1601.9-1603,4, 1604.7-1610.4 м. Верхний пласт эксплуатируется скважиной с дебитом 5 м3/сут. Два нижних пласта выработаны, обводнены и перекрыты цементным мостом. В скважине отмечается повышенная обводненность добываемой нефти, не характерная для рабочего пласта. Состав пластовой воды в среднем и нижнем пласте одинаков. Из-за цементного моста скважина лишена зумпфа и размещение глубинных измерительных приборов ниже работающего интервала перфорации невозможно. Вследствие этого определить источник перетоков жидкости в скважине традиционными способами потокометрии, термометрии и проч. не представляется возможным.The flow of liquids is determined in an oil well that has uncovered three layers at depths of 1598.7-1600.4, 1601.9-1603.4, 1604.7-1610.4 m. The upper layer is operated by a well with a flow rate of 5 m 3 / day. The two lower layers are worked out, watered and covered by a cement bridge. In the well, there is an increased water cut of the produced oil, which is not characteristic of the working formation. The composition of produced water in the middle and lower reservoir is the same. Due to the cement bridge, the well is deprived of a sump and the placement of deep measuring instruments below the working perforation interval is impossible. As a result, determine the source of fluid flows in the well by traditional methods of flowmetry, thermometry, etc. does not seem possible.
Скважину останавливают. В скважине на глубине 1598 м размещают высокочувствительный автономный манометр-термометр-влагомер АМТВ с возможностью регистрации изменения давления на 0.001 МПа. Находят 1 нагнетательную скважину на расстоянии 400 м, вскрывшую верхний пласт и не имеющую гидродинамической связи с двумя прочими пластами. В выбранной нагнетательной скважине проводят возмущающее воздействие остановкой закачки рабочего агента и возобновлением закачки на периоды 96, 48 и 24 час. В исследуемой скважине регистрируют изменение давления. Находят 2 нагнетательную скважину на расстоянии 1000 м, вскрывшую средний пласт и не имеющую гидродинамической связи с двумя прочими пластами. В выбранной нагнетательной скважине проводят возмущающее воздействие остановкой закачки рабочего агента и возобновлением закачки на периоды 96, 48 и 24 час. В исследуемой скважине регистрируют изменение давления. Находят 3 нагнетательную скважину на расстоянии 800 м, вскрывшую верхний пласт и не имеющую гидродинамической связи с двумя прочими пластами. В выбранной нагнетательной скважине проводят возмущающее воздействие остановкой закачки рабочего агента и возобновлением закачки на периоды 96, 48 и 24 час. В исследуемой скважине регистрируют изменение давления. Таким образом, выполняют гидропрослушивание от окружающих возмущающих нагнетательных скважин, работающих на отдельные пласты как сообщающиеся, так и несообщающиеся или не должные сообщаться со скважиной. Результаты определения изменения давления при гидропрослушивании приведены ниже. За критерий оценки наличия или отсутствия перетоков жидкости в скважине выбирают соответственно наличие или отсутствие периодического изменения давления в исследуемой скважине от работы возмущающей скважины, характеризуемое амплитудой.The well is stopped. In the well at a depth of 1598 m, a highly sensitive stand-alone pressure gauge-thermometer-moisture meter АМТВ is placed with the possibility of recording a pressure change of 0.001 MPa. Find 1 injection well at a distance of 400 m, which opened the upper layer and does not have hydrodynamic connection with two other layers. In the selected injection well, a disturbing effect is carried out by stopping the injection of the working agent and resuming the injection for periods of 96, 48 and 24 hours. In the test well, a change in pressure is recorded. Find 2 injection wells at a distance of 1000 m, which revealed the middle layer and does not have hydrodynamic connection with two other layers. In the selected injection well, a disturbing effect is carried out by stopping the injection of the working agent and resuming the injection for periods of 96, 48 and 24 hours. In the test well, a change in pressure is recorded. They find 3 injection wells at a distance of 800 m, which revealed the upper layer and does not have hydrodynamic connection with two other layers. In the selected injection well, a disturbing effect is carried out by stopping the injection of the working agent and resuming the injection for periods of 96, 48 and 24 hours. In the test well, a change in pressure is recorded. Thus, they perform hydro-listening from surrounding perturbing injection wells operating on separate layers, both communicating and non-communicating or not communicating with the well. The results of determining the change in pressure during hydro-listening are given below. For the criterion for assessing the presence or absence of fluid flows in the well, the presence or absence of a periodic change in pressure in the investigated well from the operation of the disturbing well, characterized by amplitude, is selected accordingly.
Для среднего пласта амплитуда составляетFor the middle reservoir, the amplitude is
Для нижнего пласта амплитуда составляетFor the lower reservoir, the amplitude is
Из результатов гидропрослушивания следует, что цементный мост в интервале среднего пласта негерметичен. Из среднего пласта имеется переток жидкости в скважину. Цементный мост подлежит ремонту.From the results of hydraulic tapping, it follows that the cement bridge in the interval of the middle layer is leaky. From the middle layer there is a flow of fluid into the well. The cement bridge is under repair.
Таким образом, предложенный способ позволяет точно определить сообщение скважины с обводненным пластом.Thus, the proposed method allows you to accurately determine the message of the well with a flooded reservoir.
Применение предложенного способа позволит повысить точность определения перетоков жидкости в скважине.Application of the proposed method will improve the accuracy of determining fluid flows in the well.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2008131856/03A RU2361079C1 (en) | 2008-08-05 | 2008-08-05 | Method of detecting cross-flows in well |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2008131856/03A RU2361079C1 (en) | 2008-08-05 | 2008-08-05 | Method of detecting cross-flows in well |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2361079C1 true RU2361079C1 (en) | 2009-07-10 |
Family
ID=41045805
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2008131856/03A RU2361079C1 (en) | 2008-08-05 | 2008-08-05 | Method of detecting cross-flows in well |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2361079C1 (en) |
-
2008
- 2008-08-05 RU RU2008131856/03A patent/RU2361079C1/en not_active IP Right Cessation
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN106907138B (en) | One kind being based on the pressure break horizontal well crack Diagnosis analogue experiment installation and its method of distributed optical fiber temperature measurement (DTS) | |
CN104504611B (en) | A kind of determining gas well whether the method for hydrops and its hydrops degree | |
Paleja et al. | Velocity tracking for flow monitoring and production profiling using distributed acoustic sensing | |
EA201101271A1 (en) | MEASURING VOLUME CONSUMPTION OF DRILLING SOLUTION IN THE INTERTUBULAR SPACE DURING DRILLING AND USE OF THE OBTAINED DATA TO DETECT THE DISTURB IN THE WELL | |
RU2384698C1 (en) | Method of well investigation | |
CN104594889B (en) | A kind of Accurate Determining oil well remaining oil preserves the devices and methods therefor of position | |
CN103993877A (en) | Radial well fracture testing device | |
WO2012173585A1 (en) | Method and installation for determination of hydro-break pressure of cement stone | |
CN205826624U (en) | A kind of long cores hydrocarbon gas drives experimental provision | |
CN100359130C (en) | Method for detecting sleeve fluid-loss point utilizing direct-reading ultrasound flowmete | |
CN105649603A (en) | Method for measuring accumulated liquid quantity of well bore of gas well in real time | |
RU2577865C1 (en) | Method of indicating investigation of wells and interwell space | |
KR100620362B1 (en) | Field penetrability test method using cylindrical tester | |
RU2361079C1 (en) | Method of detecting cross-flows in well | |
NL2035267A (en) | Method and structure for measuring liquid level of geothermal well | |
RU2527960C1 (en) | Well surveying method | |
CN105672996A (en) | Comprehensive recognition system for loss of drilling fluid | |
RU2246613C1 (en) | Method for controlling pressurization of force well | |
CN104213908A (en) | Underground storage type flow and water content monitor | |
RU2445455C2 (en) | Method for determining filtration parameters of bottom-hole formation zone and detection of defects in well design | |
CN202596619U (en) | Rectangular tank type measuring device of drilling fluid returning flow | |
RU2211327C2 (en) | Method of determination of flow string leaking in injection well equipped with tubing | |
RU2168622C1 (en) | METHOD OF LEAKAGE TEST OF FLOW STRING OF INJECTION WELL EQUIPPED WITH TUBING (Versions) | |
RU2369739C1 (en) | Method of evaluation of static and dynamic levels of fluid in annular space of well equipped with electric centrifugal pump | |
CN221053647U (en) | Overflow early finding, separating and alarming device |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20160806 |