RU2384698C1 - Способ исследования скважины - Google Patents
Способ исследования скважины Download PDFInfo
- Publication number
- RU2384698C1 RU2384698C1 RU2009114577/03A RU2009114577A RU2384698C1 RU 2384698 C1 RU2384698 C1 RU 2384698C1 RU 2009114577/03 A RU2009114577/03 A RU 2009114577/03A RU 2009114577 A RU2009114577 A RU 2009114577A RU 2384698 C1 RU2384698 C1 RU 2384698C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- water
- interval
- pumping
- temperature
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации скважины. Техническим результатом изобретения является повышение достоверности обнаружения нарушений сплошности эксплуатационной колонны скважины, определения заколонных перетоков и горизонтальных движений вод в заколонном пространстве. Скважину оборудуют колонной насосно-компрессорных труб (НКТ) с воронкой на нижнем конце. Башмак колонны НКТ размещают выше кровли интервала перфорации на 10-30 м. Перед проведением исследований проводят эксплуатацию скважины с закачкой рабочего агента, используемого при разработке нефтяной залежи, по колонне НКТ в течение 3 и более суток. Останавливают скважину. Проводят технологическую выдержку в течение 1-2 суток. Проводят термометрию (ТМ) и гамма-каротаж скважины по колонне НКТ с записью фонового значения естественной радиоактивности пород и фонового распределения температуры по стволу скважины. Закачивают первый возмущающий объем воды в пласт через колонну НКТ или межтрубное пространство При прокачке возмущающего объема воды неоднократно перемещают приборы от забоя скважины до интервала, расположенного на 40-60 м выше башмака колонны НКТ, на разных скоростных режимах и фиксируют показания расходомера. Закачку останавливают и проводят повторную ТМ скважины от забоя до устья с записью текущего распределения температуры по стволу скважины. После повторной ТМ возобновляют закачку воды и в процессе закачки воды поднимают приборы до устья скважины с регистрацией показаний термометра и расходомера. Закачивают второй возмущающий объем и производят запись термограммы закачки по всему стволу скважины через 5-10 минут после остановки. После закачки второго возмущающего объема воды и ТМ спускают приборы в интервал продуктивного пласта (ПП), закачивают третий возмущающий объем воды с одновременным проведением как минимум одного замера ТМ в интервале ПП и после остановки закачки третьего возмущающего объема проводят ТМ со снятием не менее двух термограмм в интервале ПП от забоя и на 50 м выше ПП для определения заколонной циркуляции. Анализируют полученные данные. После анализа полученной информации проводят детализацию температурных измерений на участке ствола скважины с выявленными температурными аномалиями (ТА). В выявленных интервалах проводят дополнительные исследования для подтверждения или опровержения наличия ТА, для уточнения интервалов ТА. Для определения интервалов ствола скважины, в которых имеет место горизонтальное движение подземных вод, дополнительно прокачивают возмущающий объем воды, прекращают закачку и производят ТМ в интервале от устья скважины до интервала, перекрывающего зону активного движения подземных вод, через 5-10 мин, через 30 мин, через 60 мин и через 3 часа после прекращения закачки. В случае наличия ТА исследования заканчивают. При отсутствии ТА продолжают проведение ТМ до достижения температуры воды в стволе скважины, равной температуре окружающих пород. 4 з.п. ф-лы, 2 ил.
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации скважины и определении нарушений сплошности эксплуатационной колонны скважины, определении заколонных перетоков.
Известен способ испытания скважины на герметичность, включающий проведение гамма-каротажа, закачку в скважину мягкого меченого снаряда, состоящего из 3-х секций: очищающей, индикаторной и разделяющей, и определение интервалов нарушения герметичности обсадной колонны по повышению интенсивности гамма-активности (патент РФ №2184843, кл. Е21В 47/00, опублик 2002.07.10).
Известный способ требует применения специального оборудования - меченого снаряда. Способ не позволяет с достаточной точностью определить места нарушения обсадной колонны и заколонные перетоки.
Известен способ эксплуатации скважины, согласно которому ведут гамма-каротаж, проводят контрольный гамма-каротаж и сопоставление их друг с другом. В качестве радиоизотопа при гамма-каротаже используют радиоактивные элементы породы. При сопоставлении гамма-каротажей совмещают последующую и предыдущую кривые гамма-каротажа, строят кривую разницы между значениями гамма-единиц последующей и предыдущей кривой, максимальную разницу между значениями гамма-единиц принимают за 100%, определяют динамику и % изменения гамма-единиц в зонах скважины. При определении нарушения эксплуатационной колонны выше уровня жидкости в скважине нарушение определяют на сухом участке по началу изменения кривой разницы между значениями гамма-единиц последующей и предыдущей кривой гамма-каротажа, а источник поступления воды в заколонное пространство определяют по концу изменения той же кривой, при этом за показатель наличия нарушения выбирают разницу между значениями гамма-единиц 80-100% и отсутствие динамики и скачкообразное изменение показателя гамма-каротажа. При определении нарушения эксплуатационной колонны ниже уровня жидкости в скважине нарушение определяют по началу изменения кривой разницы между значениями гамма-единиц последующей и предыдущей кривой гамма-каротажа, при этом за показатель наличия нарушения выбирают разницу между значениями гамма-единиц 5-60%, отсутствие динамики и скачкообразное изменение показателя гамма-каротажа, интервал заколонных перетоков определяют совместно с термометрией по изменению температурных аномалий и выполаживанию термокривой. Выявленные нарушения ремонтируют (патент РФ №2235193, кл. Е21В 43/00, опублик. 2004.08.27)
Известный способ не обладает достаточной достоверностью обнаружения нарушения сплошности эксплуатационной колонны скважины из-за скапливания радиоактивных изотопов на муфтах колонны насосно-компрессорных труб и эксплуатационной колонны.
Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ определения мест нарушений эксплуатационной колонны скважины, в котором скважину оборудуют колонной насосно-компрессорных труб, закачивают рабочий агент по колонне насосно-компрессорных труб в пласт в течение 3 и более сут., останавливают скважину и проводят технологическую выдержку в течение 1-2 сут. Выполняют гамма-каротаж и термометрию по колонне насосно-компрессорных труб с определением интервала температурных аномалий по кривой распределения температуры по глубине скважины. После термометрии скважины и регистрации кривой фонового распределения температуры по глубине скважины прокачивают воду по колонне насосно-компрессорных труб или межтрубному пространству в пласт. Повторно проводят термометрию скважины и регистрацию кривой распределения температуры по глубине скважины. Сравнивают кривые распределения температуры по глубине скважины до и после прокачки воды в пласт. Определение места нарушения ведут по общему интервалу скачкообразного изменения показателя гамма-каротажа и интервала температурных аномалий при термометрии. В качестве скачкообразного изменения показателя интервала температурных аномалий рассматривают участок кривой распределения температуры по глубине скважины в виде зигзага или ступени при аналогичности основной конфигурации кривой до и после анализируемого участка (патент РФ №2319001, опублик. 2008.03.10 - прототип).
В предложенном изобретении решается задача повышения достоверности обнаружения нарушений сплошности эксплуатационной колонны скважины, а также заколонных перетоков и горизонтальных движений вод в заколонном пространстве.
Задача решается тем, что в способе исследования скважины, включающем оборудование скважины колонной насосно-компрессорных труб, закачку рабочего агента по колонне насосно-компрессорных труб в пласт в течение 3 и более сут., остановку скважины, проведение технологической выдержки в течение 1-2 сут., проведение гамма-каротажа и термометрии по колонне насосно-компрессорных труб для регистрации кривой фонового распределения температуры по глубине скважины, прокачку первого возмущающего объема воды по колонне насосно-компрессорных труб или межтрубному пространству в пласт, повторную термометрию скважины и регистрацию кривой распределения температуры по глубине скважины, анализ данных и вынесение заключения о состоянии скважины согласно изобретению, башмак колонны насосно-компрессорных труб размещают выше кровли интервала перфорации на 10-30 м, при прокачке первого возмущающего объема воды неоднократно перемещают приборы от забоя скважины до интервала, расположенного на 40-60 м выше башмака колонны насосно-компрессорных труб на разных скоростных режимах, и фиксируют показания расходомера, после повторной термометрии возобновляют закачку воды и в процессе закачки воды поднимают приборы до устья скважины с регистрацией показаний термометра и расходомера, закачивают второй возмущающий объем и производят запись термограммы по всему стволу скважины через 5-10 минут после остановки закачки.
После повторной термометрии спускают приборы в интервал продуктивного пласта, закачивают третий возмущающий объем воды с одновременным проведением одного замера термометрии в интервале продуктивного пласта и после остановки закачки третьего возмущающего объема проводят термометрию в интервале продуктивного пласта со снятием не менее двух термограмм.
После анализа полученной информации проводят детализацию температурных измерений на участке ствола скважины с выявленными температурными аномалиями.
Дополнительно прокачивают возмущающий объем воды, прекращают закачку и производят термометрию в интервале от устья скважины до интервала, перекрывающего зону активного движения подземных вод, через 5-7 мин, после 30 мин, после 60 мин и после 3 часов прекращения закачки.
Продолжают проведение термометрии до достижения температуры воды в стволе скважины, равной температуре окружающих пород.
Признаками изобретения являются:
1.) оборудование скважины колонной насосно-компрессорных труб;
2.) закачка рабочего агента по колонне насосно-компрессорных труб в пласт в течение 3 и более сут.;
3.) остановка скважины;
4.) проведение технологической выдержки в течение 1-2 сут.;
5.) проведение гамма-каротажа и термометрии по колонне насосно-компрессорных труб для регистрации кривой фонового распределения температуры по глубине скважины;
6.) прокачка возмущающего объема воды по колонне насосно-компрессорных труб или межтрубному пространству в пласт;
7.) повторная термометрия скважины и регистрация кривой распределения температуры по глубине скважины;
8.) анализ данных и вынесение заключения о состоянии скважины;
9.) размещение башмака колонны насосно-компрессорных труб выше кровли интервала перфорации на 10-30 м;
10.) при прокачке возмущающего объема воды неоднократное перемещение приборов от забоя скважины до интервала, расположенного на 40-60 м выше башмака колонны насосно-компрессорных труб, на разных скоростных режимах и фиксирование показаний расходомера и термометра;
11.) возобновление закачки воды и в процессе закачки воды подъем приборов до устья скважины с регистрацией показаний термометра и расходомера;
12.) закачка второго возмущающего объема воды и запись термограммы закачки по всему стволу скважины через 5-10 минут после остановки;
13.) после повторной термометрии спуск приборов в интервал продуктивного пласта, закачка третьего возмущающего объема воды с одновременным проведением одного замера термометрии в интервале продуктивного пласта и после остановки закачки третьего возмущающего объема, проведение термометрии в интервале продуктивного пласта со снятием не менее двух термограмм;
14.) после анализа полученной информации проведение детализации температурных измерений на участке ствола скважины с выявленными температурными аномалиями;
15.) дополнительная прокачка возмущающего объема воды, прекращение закачки и проведение термометрии в интервале от устья скважины до интервала, перекрывающего зону активного движения подземных вод, через 5-7 мин, после 30 мин, после 60 мин и после 3 часов прекращения закачки,
16.) продолжение термометрии до достижения температуры воды в стволе скважины, равной температуре окружающих пород.
Признаки 1-8 являются общими с прототипом, признаки 9-12 являются существенными отличительными признаками изобретения, признаки 13-16 являются частными признаками изобретения.
Сущность изобретения
При эксплуатации скважин возникают нарушения сплошности эксплуатационной колонны, нарушения целостности цементного камня в заколонном пространстве и заколонные перетоки. Эти нарушения приводят к обводнению добываемой нефти, поступлению пластовых вод в водоносные пласты, полезные для жизнедеятельности человека, ослаблению конструкции скважины, к ненормальной работе скважины. Возможными источниками ускоренной коррозии являются также горизонтальные движения подземных вод. В предложенном способе решается задача более точного нахождения интервалов возникновения нарушений, что позволяет планировать мероприятия при проектировании строительства новых скважин. Задача решается следующим образом.
Нагнетательную, пьезометрическую или контрольную скважину оборудуют колонной насосно-компрессорных труб с воронкой на нижнем конце. Башмак колонны насосно-компрессорных труб размещают выше кровли интервала перфорации на 10-30 м с целью обеспечения пространства для исследования профиля приемистости скважины при исследованиях расходомерами на различных скоростях подъема прибора.
Перед проведением исследований проводят эксплуатацию скважины с закачкой рабочего агента, используемого при разработке нефтяной залежи, по колонне насосно-компрессорных труб в течение 3 и более сут. Это время необходимо для насыщения рабочим агентом продуктивного пласта и околоскважинной зоны в месте нарушения эксплуатационной колонны и выравнивания температурного поля в околоскважинной зоне. Останавливают скважину. Проводят технологическую выдержку в течение 1-2 сут для выравнивания температурного поля вокруг скважины. Как показала практика исследований, время нахождения под закачкой должно быть в 2-3 раза больше времени простоя после остановки.
Проводят термометрию и гамма-каротаж (ГК) скважины по колонне насосно-компрессорных труб с записью фонового значения естественной радиоактивности пород ГК и фонового распределения температуры Т0 по стволу скважины для выявления всех имеющихся аномалий температуры.
Закачивают первый возмущающий объем воды в пласт через колонну насосно-компрессорных труб или межтрубное пространство для того, чтобы уточнить, является ли температурная аномалия проявлением нарушения колонны или она вызвана воздействием закачиваемых вод от соседней скважины или остаточной температурной аномалией от ранее существовавшего, но ликвидированного нарушения.
При закачке воды через колонну насосно-компрессорных труб возмущающий объем воды составляет не менее суммы объемов колонны насосно-компрессорных труб и объема эксплуатационной колонны от воронки до подошвы продуктивного пласта. При закачке через межтрубное пространство объем закачиваемой воды составляет от трети до половины объема эксплуатационной колонны.
При прокачке возмущающего объема воды неоднократно перемещают приборы от забоя скважины до интервала, расположенного на 40-60 м выше башмака колонны насосно-компрессорных труб, на разных скоростных режимах и фиксируют показания расходомера. В случае герметичности эксплуатационной колонны, исходя из принципа неразрывности потока, показание расходомера в колонне насосно-компрессорных труб в «К» раз превышает показания расходомера в эксплуатационной колонне.
К=Nнкт/Nэк=(dнкт/Dэк)2
где Nнкт - показание расходомера в колонне насосно-компрессорных труб,
Nэк - показание расходомера в колонне,
dнкт - диаметр колонны насосно-компрессорных труб,
Dэк - диаметр колонны насосно-компрессорных труб.
При отсутствии заколонной циркуляции показание расходомера в колонне насосно-компрессорных труб и в эксплуатационной колонне соответствует отношению
Nнкт/Nэк=(dнкт/Dэк)2
При наличии нарушений в эксплуатационной колонне величина Nнкт/Nэк превышает соотношение (dнкт/Dэк)2.
Для получения температурной кривой в измененном температурном поле и подтверждения выводов, сделанных после закачки первого возмущающего объема воды, закачку останавливают и проводят повторную термометрию скважины от забоя до устья с записью текущего распределения температуры по стволу скважины T1.
После повторной термометрии возобновляют закачку воды и в процессе закачки воды поднимают приборы до устья скважины с регистрацией показаний термометра и расходомера.
Закачивают второй возмущающий объем и производят запись термограммы закачки по всему стволу скважины через 5-10 минут после остановки Т2.
После закачки второго возмущающего объема воды и термометрии Т2 спускают приборы в интервал продуктивного пласта, закачивают третий возмущающий объем воды с одновременным проведением, как минимум, одного замера термометрии в интервале продуктивного пласта и после остановки закачки третьего возмущающего объема проводят термометрию со снятием не менее двух термограмм в интервале продуктивного пласта от забоя и на 50 м выше пласта для определения заколонной циркуляции.
Анализируют полученные данные. Интервал нарушений эксплуатационной колонны определяют по совпадению скачкообразного изменения показателя гамма-каротажа и интервала температурных аномалий, выявленных при фоновом измерении и сохранившихся при возмущенном. Отсутствием одного из условий обнаружения интервала нарушения может быть неявное проявление нарушения. Причиной отсутствия температурных аномалий могут служить неправильно подобранные условия проведения исследований по выдержке, давлению, объему и температуре закачиваемой воды.
После анализа полученной информации возможно проведение детализации температурных измерений на участке ствола скважины с выявленными температурными аномалиями. В выявленных интервалах проводят дополнительные исследования для подтверждения или опровержения наличия аномалий для уточнения интервалов аномалий.
Для определения интервалов ствола скважины, в которых имеет место горизонтальное движение подземных вод, дополнительно прокачивают возмущающий объем воды, прекращают закачку и производят термометрию в интервале от устья скважины до интервала, перекрывающего зону активного движения подземных вод, через 5-10 мин, через 30 мин, через 60 мин и через 3 часа после прекращения закачки. В случае наличия температурных аномалий исследования заканчивают. При отсутствии температурных аномалий продолжают проведение термометрии до достижения температуры воды в стволе скважины, равной температуре окружающих пород. Как правило, активное горизонтальное движение подземных вод наблюдается в интервале от устья до 350 м от уровня земли. Для гарантированного перекрытия этого интервала достаточно провести исследования от устья скважины до глубины 400 м.
В стволе скважины в интервалах активного движения вод происходит более интенсивная теплопередача. Поэтому при закачке воды с температурой на 2-3°С выше температуры пластовых вод происходит усиленное охлаждение в интервале пласта по отношению к выше и нижележащим участкам. Это приводит к образованию температурной аномалии. Чем интенсивнее горизонтальное движение вод, тем быстрее образуется аномалия. Величина аномалии зависит от разницы в температуре между закачиваемой водой и температурой в пласте с горизонтальным движением.
В результате удается точно определить нарушения сплошности эксплуатационной колонны скважины, заколонные перетоки и горизонтальные движения вод в заколонном пространстве.
Примеры конкретного выполнения способа.
Пример 1. Проводят исследования нагнетательной скважины Результаты представлены на фиг.1.
Условные обозначения:
1 - термограмма фонового распределения температуры - Т0;
2 - термограмма после прокачки первого возмущающего объема - T1;
3 - термограммы в процессе закачки второго возмущающего объема воды в интервале продуктивного пласта;
4 - первая термограмма после закачки второго возмущающего объема;
5 - вторая термограмма после закачки второго возмущающего объема;
6 - показания расходомера;
7 - термограмма через 5-10 минут после закачки по колонне насосно-компрессорных труб;
8 - термограмма в процессе закачки на участке детализации;
9 - термограмма для детализации сразу после прекращения закачки воды;
10 - термограмма через 7 минут после остановки закачки;
11 - термограмма при закачке воды для исследования на наличие горизонтального движения вод;
12 - термограмма через 6 минут после прекращения закачки в интервале исследования на наличие горизонтального движения вод;
13 - термограмма через 30 минут после остановки закачки;
14 - ГК-гамма-каратаж.
Эксплуатируют нагнетательную скважину, снабженную колонной насосно-компрессорных труб с воронкой на нижнем конце. Башмак колонны насосно-компрессорных труб размещают выше кровли интервала перфорации на 20 м. Перед проведением исследований проводят эксплуатацию скважины с закачкой рабочего агента по колонне насосно-компрессорных труб в течение 7 сут. Останавливают скважину. Проводят технологическую выдержку в течение 2 сут.
Проводят термометрию и гамма-каротаж скважины по колонне насосно-компрессорных труб от устья до забоя скважины с записью фонового распределения температуры Т0 (кривая 1) по стволу скважины и фонового значения естественной радиоактивности пород ГК (кривая 14).
Среднее значение показателя гамма-каротажа составляет 500 имп/мин.
Закачивают первый возмущающий объем воды в колонну насосно-компрессорных труб. Объем закачки равен сумме объемов колонны насосно-компрессорных труб и объема обсадной колонны от воронки до подошвы продуктивного пласта, т.е 6 м3. Давление закачки составляет 9 МПа. Температура закачиваемой воды составляет 18°С.
При прокачке возмущающего объема воды три раза перемещают приборы от забоя скважины до интервала, расположенного на 50 м выше башмака колонны насосно-компрессорных труб, на разных скоростных режимах: 1 режим 2500 м/ч, 2 режим 1500 м/ч, 3 режим 800 м/ч. При этом фиксируют показания расходомера, которые составляют соответственно в колонне насосно-компрессорных труб 2700, 1360 и 680 имп/мин. При отсутствии нарушений показания расходомера в эксплуатационной колонне должны быть соответственно 400, 200 и 100 имп/мин. Однако эти же показания при замере составили соответственно 200, 100 и 50 имп/мин. Это означает, что часть воды уходит за колонну насосно-компрессорных труб в нарушение сплошности эксплуатационной колонны.
Закачку первого возмущающего объема воды останавливают и проводят повторную термометрию скважины от забоя до устья скважины с записью текущего распределения температуры по стволу скважины T1 (кривая 2). Анализируют полученные данные. Интервал нарушений эксплуатационной колонны определяют по совпадению скачкообразного изменения показателя гамма-каротажа и интервала температурных аномалий. В данном случае выявлены нарушения эксплуатационной колонны в интервале 1400-1405 м и наличие заколонных перетоков в интервале 1725-1760 м.
После термометрии T1 спускают приборы в интервал продуктивного пласта, закачивают второй возмущающий объем воды с проведением термометрии в интервале 1650-1770 м (кривая 3) и после остановки закачки второго возмущающего объема проводят термометрию со снятием двух термограмм в этом же интервале продуктивного пласта (кривая 4 и 5).
Возобновляют закачку воды и в процессе закачки воды поднимают приборы до устья скважины с регистрацией показаний термометра (кривая не показана) и расходомера (кривая 6).
Через 5-10 минут после прекращения закачки проводят запись термограммы по стволу скважины (кривая 7).
Анализ всех кривых показывает, что в интервале 1400-1405 м имеет место нарушение эксплуатационной колонны и колонны насосно-компрессорных труб, что подтверждается данными измерений расходомера, (снижение импульсов с 800 имп/мин до 200 имп/мин) и термометрии. На кривых 1, 2 имеются температурные аномалии в 5°С и 1°С соответственно.
В интервале продуктивного пласта 1700-1730 м имеется переток жидкости из верхнего интервала в нижний, что подтверждается данными термометрии. На кривых 3, 4, 5 видно, что закачиваемая вода доходит до 1760 м. При этом на кривых 4 и 5 видно, что происходит восстановление температуры.
После анализа полученной информации проводят детализацию температурных измерений на участке ствола скважины с выявленными температурными аномалиями на глубине 1400 м, для чего снимают термограммы в интервале 1350-1450, (фиг.2, кривые 8, 9, 10). На кривых имеет место нарушение колонны насосно-компрессорных труб и эксплуатационной колонны, что подтверждается наличием аномалий на кривой 9 (замер сразу после прокачки) и на кривой 10 (замер через 7 минут после прекращения закачки).
Проводят работы по ликвидации нарушения сплошности эксплуатационной колонны скважины. Проверку сплошности после ремонта выполняют опрессовкой скважины.
Пример 2. Выполняют как пример 1 (зона А ствола скважины). Для определения интервалов ствола скважины, в которых имеет место горизонтальное движение подземных вод, после проведения детализации температурных измерений прокачивают возмущающий объем воды и проводят термометрию (кривая 11, фиг.1), прекращают закачку и производят термометрию в интервале от устья скважины до глубины 400 м, т.е. до интервала, перекрывающего зону активного движения подземных вод, через 6 мин (кривая 12), через 35 мин (кривая 13), через 65 мин (не показано) и через 3,5 часа (не показано) прекращения закачки.
В данном случае выявлены температурные аномалии в интервале 180-200 м, что свидетельствует о наличии движения подземных вод в данном интервале. Наличие горизонтального движения вод подтверждено, исследования завершены.
Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения достоверности обнаружения нарушений сплошности эксплуатационной колонны скважины, а также заколонных перетоков и горизонтальных движений вод в заколонном пространстве.
Claims (5)
1. Способ исследования скважины, включающий оборудование скважины колонной насосно-компрессорных труб, закачку рабочего агента по колонне насосно-компрессорных труб в пласт в течение 3 и более сут, остановку скважины, проведение технологической выдержки в течение 1-2 сут, проведение гамма-каротажа и термометрии по колонне насосно-компрессорных труб для регистрации кривой фонового распределения температуры по глубине скважины, прокачку первого возмущающего объема воды по колонне насосно-компрессорных труб или межтрубному пространству в пласт, повторную термометрию скважины и регистрацию кривой распределения температуры по глубине скважины, анализ данных и вынесение заключения о состоянии скважины, отличающийся тем, что башмак колонны насосно-компрессорных труб размещают выше кровли интервала перфорации на 10-30 м, при прокачке возмущающего объема воды неоднократно перемещают приборы от забоя скважины до интервала, расположенного на 40-60 м выше башмака колонны насосно-компрессорных труб на разных скоростных режимах и фиксируют показания расходомера, возобновляют закачку воды и в процессе закачки воды поднимают приборы до устья скважины с регистрацией показаний термометра и расходомера, закачивают второй возмущающий объем воды и производят запись термограммы по всему стволу скважины через 5-10 мин после остановки закачки.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что после закачки второго возмущающего объем воды и записи термограммы спускают приборы в интервал продуктивного пласта, закачивают третий возмущающий объем воды с одновременным проведением одного замера термометрии в интервале продуктивного пласта и после остановки закачки третьего возмущающего объема проводят термометрию в интервале продуктивного пласта со снятием не менее двух термограмм.
3. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что после анализа полученной информации проводят детализацию температурных измерений на участке ствола скважины с выявленными температурными аномалиями,
4. Способ по пп.1, 2 или 3, отличающийся тем, что дополнительно прокачивают возмущающий объем воды, прекращают закачку и производят термометрию в интервале от устья скважины до интервала, перекрывающего зону активного движения подземных вод, через 5-7 мин, после 30 мин, после 60 мин и после 3 ч прекращения закачки,
5. Способ по п.4, отличающийся тем, что продолжают проведение термометрии до достижения температуры воды в стволе скважины, равной температуре окружающих пород.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2009114577/03A RU2384698C1 (ru) | 2009-04-20 | 2009-04-20 | Способ исследования скважины |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2009114577/03A RU2384698C1 (ru) | 2009-04-20 | 2009-04-20 | Способ исследования скважины |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2384698C1 true RU2384698C1 (ru) | 2010-03-20 |
Family
ID=42137394
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2009114577/03A RU2384698C1 (ru) | 2009-04-20 | 2009-04-20 | Способ исследования скважины |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2384698C1 (ru) |
Cited By (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2013051958A1 (ru) * | 2011-10-07 | 2013-04-11 | Gapetchenko Viktor Ivanovich | Способ рекаверинга рабочего состояния скважины и технологический комплекс для его осуществления |
| RU2485310C1 (ru) * | 2012-08-24 | 2013-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ исследования скважины |
| RU2488691C1 (ru) * | 2012-01-13 | 2013-07-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяной залежи на поздней стадии |
| RU2527960C1 (ru) * | 2013-10-25 | 2014-09-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ исследования скважины |
| RU2528307C1 (ru) * | 2013-10-17 | 2014-09-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ исследования скважины |
| RU2535539C2 (ru) * | 2013-02-25 | 2014-12-20 | Василий Федорович Назаров | Способ определения герметичности обсадной колоны выше воронки насоснокомпрессорных труб по измерения термометром в нагнетательной скважине |
| RU2580547C1 (ru) * | 2014-12-19 | 2016-04-10 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ определения профиля закачки воды в нагнетательной скважине |
| RU2692713C1 (ru) * | 2018-10-01 | 2019-06-26 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Кубанский государственный технологический университет" (ФГБОУ ВО "КубГТУ") | Способ исследования газовой и газоконденсатной скважины |
| CN110295887A (zh) * | 2019-04-19 | 2019-10-01 | 中国石油大学(北京) | 一种颗粒运移规律可视化的实验装置及工作方法 |
| RU2727966C1 (ru) * | 2020-01-09 | 2020-07-28 | Общество с ограниченной ответственностью "Айсико" | Способ определения уровня жидкости в скважине |
-
2009
- 2009-04-20 RU RU2009114577/03A patent/RU2384698C1/ru active
Cited By (12)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2013051958A1 (ru) * | 2011-10-07 | 2013-04-11 | Gapetchenko Viktor Ivanovich | Способ рекаверинга рабочего состояния скважины и технологический комплекс для его осуществления |
| RU2482268C1 (ru) * | 2011-10-07 | 2013-05-20 | Виктор Иванович Гапетченко | Способ рекаверинга рабочего состояния нефтегазодобывающей скважины с горизонтальным и/или субгоризонтальным окончанием в процессе эксплуатации и технологический комплекс для осуществления способа |
| RU2488691C1 (ru) * | 2012-01-13 | 2013-07-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяной залежи на поздней стадии |
| RU2485310C1 (ru) * | 2012-08-24 | 2013-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ исследования скважины |
| RU2535539C2 (ru) * | 2013-02-25 | 2014-12-20 | Василий Федорович Назаров | Способ определения герметичности обсадной колоны выше воронки насоснокомпрессорных труб по измерения термометром в нагнетательной скважине |
| RU2528307C1 (ru) * | 2013-10-17 | 2014-09-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ исследования скважины |
| RU2527960C1 (ru) * | 2013-10-25 | 2014-09-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ исследования скважины |
| RU2580547C1 (ru) * | 2014-12-19 | 2016-04-10 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ определения профиля закачки воды в нагнетательной скважине |
| US10174612B2 (en) | 2014-12-19 | 2019-01-08 | Schlumberger Technology Corporation | Method for determining a water intake profile in an injection well |
| RU2692713C1 (ru) * | 2018-10-01 | 2019-06-26 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Кубанский государственный технологический университет" (ФГБОУ ВО "КубГТУ") | Способ исследования газовой и газоконденсатной скважины |
| CN110295887A (zh) * | 2019-04-19 | 2019-10-01 | 中国石油大学(北京) | 一种颗粒运移规律可视化的实验装置及工作方法 |
| RU2727966C1 (ru) * | 2020-01-09 | 2020-07-28 | Общество с ограниченной ответственностью "Айсико" | Способ определения уровня жидкости в скважине |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2384698C1 (ru) | Способ исследования скважины | |
| RU2577568C1 (ru) | Способ интерпретации измерений скважинного дебита во время скважинной обработки | |
| Ibrahim et al. | Integration of pressure-transient and fracture area for detecting unconventional wells interference | |
| WO2020076180A1 (ru) | Способ проверки целостности интервалов обсадных колонн для установки цементного моста в скважинах под ликвидацию | |
| US20190010789A1 (en) | Method to determine a location for placing a well within a target reservoir | |
| Wu et al. | A leakage diagnosis testing model for gas wells with sustained casing pressure from offshore platform | |
| US20150322775A1 (en) | Systems and methods for monitoring wellbore fluids using microanalysis of real-time pumping data | |
| Malanya et al. | Successful Experience of Estimating Injection Flow Profile in Horizontal Wells Completed with Multistage Fracs in Conventional Reservoirs Using CT Conveyed Distributed Temperature Sensing | |
| Richard et al. | Detecting a defective casing seal at the top of a bedrock aquifer | |
| Su et al. | Wellbore leakage risk management in CO2 geological utilization and storage: a review | |
| Singh et al. | A comprehensive review of fracture-driven interaction in unconventional oil and gas plays: Characterization, real-time diagnosis, and impact on production | |
| Al-Mulhim et al. | Integrated production logging approach for successful leak detection between two formations: a case study | |
| Al-Qasim | Monitoring and surveillance of subsurface multiphase flow and well integrity | |
| Al-Momin et al. | First successful multilateral well logging in Saudi Aramco: Innovative approach toward logging an open hole multilateral oil producer | |
| RU2319001C1 (ru) | Способ определения мест нарушений эксплуатационной колонны скважины | |
| Sadigov et al. | Production Optimisation Using a 24/7 Distributed Fibre Optic DFO Sensing Based Multiphase Inflow Profiling Capability | |
| Khan et al. | Case Study: Multirate Multizone Production Logging and Testing Provides Real-Time Reservoir Insight for Stimulation Treatment Optimization in Deepwater GOM | |
| Suryadi et al. | Development of automatic bha directional tendency prediction based on drill-ahead modeling | |
| Rouhiainen et al. | Forsmark site investigation: Difference flow logging in borehole KFM06A | |
| US6273202B1 (en) | Swab test for determining relative formation productivity | |
| RU2235193C1 (ru) | Способ эксплуатации скважины | |
| CN113795648A (zh) | 化学流入示踪剂在早期水窜检测中的使用 | |
| Pöllänen et al. | Difference flow measurements in Greenland, Drillhole DH-GAP04 in July 2011 | |
| M. Al-Dhafeeri et al. | Effectiveness well integrity management for casing leak detection utilizing temperature profile in offshore oil field | |
| Dutta et al. | Unlocking the Potential of Fiber-Optic Distributed Temperature Sensing in Resolving Well Integrity Issues |