RU2373392C1 - Способ обнаружения заколонных перетоков жидкости в скважинах - Google Patents
Способ обнаружения заколонных перетоков жидкости в скважинах Download PDFInfo
- Publication number
- RU2373392C1 RU2373392C1 RU2008107283/03A RU2008107283A RU2373392C1 RU 2373392 C1 RU2373392 C1 RU 2373392C1 RU 2008107283/03 A RU2008107283/03 A RU 2008107283/03A RU 2008107283 A RU2008107283 A RU 2008107283A RU 2373392 C1 RU2373392 C1 RU 2373392C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- wells
- axis
- detection
- fluid flows
- cased
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Investigating Or Analyzing Materials By The Use Of Ultrasonic Waves (AREA)
- Measurement Of Mechanical Vibrations Or Ultrasonic Waves (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Abstract
Изобретение относится к геофизическим методам исследования скважин и предназначено для выделения заколонных перетоков жидкости в обсаженных колоннами скважинах. Способ обнаружения заколонных перетоков жидкости в скважинах включает проведение измерений акустических сигналов вдоль оси обсаженной колонной скважины тремя ортогонально расположенными датчиками. Ось чувствительности первого датчика совпадает с осью скважины, оси чувствительности второго и третьего датчиков направлены перпендикулярно к ней. Определяют величину отношения амплитуд сигналов первого датчика к корню квадратному из суммы квадратов амплитуд сигналов второго и третьего датчиков. При наличии заколонного перетока экспериментально установленная величина отношения должна составляет от 0,8 до 2. Техническим результатом является повышение оперативности и точности выделения границ заколонных перетоков в обсаженных трубами скважинах. 1 ил.
Description
Изобретение относится к геофизическим исследованиям обсаженных скважин и может быть использовано при контроле за разработкой нефтяных месторождений.
В практическом плане определение заколонных перетоков жидкости в скважине позволяет, с одной стороны, контролировать процессы обводнения продуктивных пластов, с другой стороны, правильно и своевременно проводить работы по ремонту скважины.
Известен способ определения движения жидкости в затрубном пространстве [1], основанный на применении давления в колонне и передаче его в заколонное пространство через интервал перфорации с последующей регистрацией акустических сигналов.
Если интервал перфорации сообщается с заколонным пространством, то происходит выравнивание давлений по обе стороны стенки скважины, и тогда по реакции акустического сигнала судят о наличии перетока в затрубном пространстве.
Основные недостатки этой методики заключаются в следующем. Передача давления в затрубное пространство не всегда сопровождается расходом жидкости, так как канал движения жидкости может быть слабопроницаемым, или объект, с которым он сообщается, не обладает достаточной приемистостью.
Если канал движения жидкости имеет высокую проницаемость, то за счет падения давления напора на канале восстановления давления за колонной не будет, и, следовательно, против поглощающего объекта деформация колонны не снимается, и соответствующей реакции акустического сигнала не произойдет. Поэтому при наличии переточных каналов с большим расходом эффективность способа снижается.
Известен способ выделения заколонных перетоков с использованием в качестве чувствительного элемента пьезокерамической сферы, помещенной в маслонаполненную камеру [2].
Основным недостатком этого способа является высокий уровень шума от осевого потока при движении скважинного прибора, что в условиях малой интенсивности порождаемого заколонным перетоком акустического шума снижает эффективность выделения заколонных перетоков.
Кроме того, использование в качестве приемного датчика пьезокерамической сферы не позволяет по зарегистрированным аномалиям акустического шума отличить горизонтальное движение потока жидкости от вертикального.
Наиболее близким к предлагаемому способу выделения заколонных перетоков жидкости в скважинах является способ регистрации интенсивности акустического шума, создаваемого потоком жидкости в заколонном пространстве при разных режимах работы скважины [3].
Основным недостатком этого способа является необходимость проведения трех измерений: при статическом режиме работы скважины, в режиме притока и нагнетания.
Целью предлагаемого изобретения является повышение оперативности и достоверности обнаружения заколонных перетоков жидкости в скважинах.
От известных способов выделения заколонных перетоков жидкости в скважинах предлагаемый метод отличается тем, что проводят измерения акустических сигналов тремя ортогонально расположенными датчиками, ось чувствительности первого из которых совпадает с осью скважины, оси чувствительности второго и третьего датчиков направлены перпендикулярно к ней, определяют величину отношения амплитуд сигналов первого датчика к корню квадратному из суммы квадратов амплитуд сигналов второго и третьего датчиков, при наличии заколонного перетока экспериментально установленная величина отношения будет составлять от 0,8 до 2,0.
Предлагаемый способ выделения заколонных перетоков жидкости в обсаженной колонной скважине основывается на следующих физических факторах. Движение жидкости по заколонному пространству является неустойчивым с пульсацией скорости и давления, при этом генерируются акустические сигналы.
Пульсации жидкости происходят с разными масштабами турбулентности. При возрастании числа Рейнольдса сначала появляются крупномасштабные пульсации с наибольшими амплитудами, затем их масштаб уменьшается. Мелкомасштабные пульсации имеют значительно меньшие амплитуды и большие частоты. На датчике, ось чувствительности которого совпадает с осью скважины, сигнал всегда меньше чем с горизонтальных датчиков и составляет менее 0.8 сигнала сдатчиков, оси чувствительности которых направлены перпендикулярно оси скважины.
Когда при заколонном перетоке направление движения
жидкости совпадает с осью чувствительности вертикального датчика, акустические сигналы увеличиваются и могут превышать по амплитуде сигналы с горизонтальных датчиков. Соответственно, отношение амплитуд может возрастать от 0,8 до 2,0
Таким образом, наличие заколонного перетока будет характеризоваться величиной отношения амплитуд сигналов от 0,8 до 2,0.
Способ осуществляется следующим образом.
В скважине размещают приемник акустических сигналов. Измерения на заданной глубине производят в течении определенного интервала времени, после чего приемник акустических сигналов перемещают вверх по стволу скважины с шагом измерений в 1 метр.
Для обнаружения заколонного перетока жидкости между пластами - коллекторами вычисляют отношение амплитуд сигналов первого (вертикального) датчика к корню квадратному из суммы квадратов амплитуд сигналов второго и третьего датчиков. Если величина отношения превышает значение от 0,8 до 2,0, то можно утверждать, что идет вертикальное движение жидкости по заколонному пространству. Эти отношения строятся в виде графиков и отражают интенсивность движения жидкости.
На чертеже приведены графики 1, 2, 3 результатов исследований данным способом в нефтяной скважине Западной Сибири. Во вскрытом перфорацией (позиция 1) пласте-коллекторе (а) по параметру Н (график 2), равному корню квадратному из суммы квадратов амплитуд сигналов второго и третьего датчиков (горизонтальных), выделяется интенсивная аномалия в пределах интервала перфорации (1780-1667.5 м). В толще осадочных вмещающих пород (б) аномалии на графике 2 отсутствуют. В интервале глубин 1737.5-1730 м выделяется аномалия на графике 2 - нефтяной пласт, не вскрытый перфорацией.
На графике 3 осадочная толща выделяется мощной аномалией параметра Z/H, указывающего на преобладание амплитуд сигналов с первого (вертикального) датчика над сигналами с горизонтальных датчиков.
Таким образом, увеличение сигнала с вертикального датчика Z, выраженного через отношение Z/H, позволяет выделять вертикальные движения жидкости, то есть заколонные перетоки.
Источники информации
1. Кирпиченко Б.И. Возможность определения движения жидкости в затрубном пространстве акустическим методом. - «Нефтяное хозяйство», 1973 г., №4, М., Недра, с.21-23.
2. Гуторов Ю.А. Некоторые физические предпосылки повышения эффективности акустической шумометрии в перфорированных скважинах. Октябрьский ВНИИГИС, 1980 г., 14 с, Деп. ВИНИТИ 27.11.80, №521-81.
3. А.с. СССР №883374, кл. Е21В 47/10. БИ №43, 1981 (Прототип).
Claims (1)
- Способ обнаружения заколонных перетоков жидкости в скважинах, основанный на измерениях естественных акустических сигналов вдоль оси обсаженной колонной скважины, отличающийся тем, что проводят измерения акустических сигналов тремя ортогонально расположенными датчиками, ось чувствительности первого из которых совпадает с осью скважины, оси чувствительности второго и третьего датчиков направлены перпендикулярно к ней, определяют величину отношения амплитуд сигналов первого датчика к корню квадратному из суммы квадратов амплитуд сигналов второго и третьего датчиков, при наличии заколонного перетока экспериментально установленная величина отношения должна составлять от 0,8 до 2.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2008107283/03A RU2373392C1 (ru) | 2008-02-26 | 2008-02-26 | Способ обнаружения заколонных перетоков жидкости в скважинах |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2008107283/03A RU2373392C1 (ru) | 2008-02-26 | 2008-02-26 | Способ обнаружения заколонных перетоков жидкости в скважинах |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2008107283A RU2008107283A (ru) | 2009-09-10 |
RU2373392C1 true RU2373392C1 (ru) | 2009-11-20 |
Family
ID=41165897
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2008107283/03A RU2373392C1 (ru) | 2008-02-26 | 2008-02-26 | Способ обнаружения заколонных перетоков жидкости в скважинах |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2373392C1 (ru) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2462592C1 (ru) * | 2011-05-04 | 2012-09-27 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Энергодиагностика" | Акустический способ выявления места расположения заколонных перетоков флюида |
RU2500888C1 (ru) * | 2012-07-10 | 2013-12-10 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Энергодиагностика" | Акустический способ определения места перетока флюида в заколонном пространстве скважины |
-
2008
- 2008-02-26 RU RU2008107283/03A patent/RU2373392C1/ru active
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2462592C1 (ru) * | 2011-05-04 | 2012-09-27 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Энергодиагностика" | Акустический способ выявления места расположения заколонных перетоков флюида |
RU2500888C1 (ru) * | 2012-07-10 | 2013-12-10 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Энергодиагностика" | Акустический способ определения места перетока флюида в заколонном пространстве скважины |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
RU2008107283A (ru) | 2009-09-10 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
EP3204605B1 (en) | Integrated multiple parameter sensing system and method for leak detection | |
US6886632B2 (en) | Estimating formation properties in inter-well regions by monitoring saturation and salinity front arrivals | |
CA2815204C (en) | Monitoring using distributed acoustic sensing (das) technology | |
US9091781B2 (en) | Method for estimating formation permeability using time lapse measurements | |
CN105122087B (zh) | 通过管中子测量方法及其设备、系统和使用 | |
AU2017200051B2 (en) | Manipulation of multi-component geophone array data to identify downhole conditions | |
RU2013157815A (ru) | Обнаружение притока газа в стволе скважины | |
Chatelier et al. | Combined fluid temperature and flow logging for the characterization of hydraulic structure in a fractured karst aquifer | |
EA008080B1 (ru) | Система и способ для установки и использования устройств в буровых микроскважинах | |
WO2016115012A1 (en) | Acoustic array signal processing for flow detection | |
RU2292571C1 (ru) | Комплексный скважинный прибор | |
CN102865068A (zh) | 一种探头 | |
Lo et al. | The combined use of heat-pulse flowmeter logging and packer testing for transmissive fracture recognition | |
RU2373392C1 (ru) | Способ обнаружения заколонных перетоков жидкости в скважинах | |
RU2344285C1 (ru) | Способ обнаружения газонасыщенных пластов в скважинах | |
Anwar et al. | Detecting and characterizing fluid leakage through wellbore flaws using fiber-optic distributed acoustic sensing | |
EA009033B1 (ru) | Способ и система для оценки поведения давления порового флюида в подземной формации | |
Golden et al. | Description of and results from a novel borehole gravity gradiometer | |
RU2385415C1 (ru) | Способ определения границ профиля притока в интервале перфорации пласта-коллектора | |
Croon et al. | Enhanced Well Remedial Decisions from Exact Location of Fluid Movement Behind Casing Identification | |
RU2543399C1 (ru) | Способ обнаружения газонасыщенных пластов в скважинах | |
Molua Lyonga et al. | Utilizing Formation Tester Discrete Mobility and Borehole Images Secondary Porosity for defining Permeability Distribution in Carbonates | |
Paillet | High-resolution flow logging in observation boreholes during hydraulic testing of fractured-rock aquifers | |
Stowell | OPTIMIZING THE MEASUREMENT OF FLUID FLOW IN BOREHOLES-A REVIEW OF CURRENT HARDWARE AND APPLICATIONS. | |
NO20190589A1 (en) | Determination of temperature and temperature profile in pipeline or a wellbore |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
PC4A | Invention patent assignment |
Effective date: 20100212 |