RU2441153C2 - Method of defining extreme fluid flow rates in well (versions) - Google Patents
Method of defining extreme fluid flow rates in well (versions) Download PDFInfo
- Publication number
- RU2441153C2 RU2441153C2 RU2010101096/03A RU2010101096A RU2441153C2 RU 2441153 C2 RU2441153 C2 RU 2441153C2 RU 2010101096/03 A RU2010101096/03 A RU 2010101096/03A RU 2010101096 A RU2010101096 A RU 2010101096A RU 2441153 C2 RU2441153 C2 RU 2441153C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- point
- speed
- fluid flow
- debitometer
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к области исследования скважин и может быть использовано для определения «малых» и «больших» скоростей потока жидкости в скважине.The invention relates to the field of well research and can be used to determine “small” and “large” fluid flow rates in a well.
Известен способ определения скорости потока жидкости в скважине, основанный на проведении измерений термодебитомером вдоль ствола эксплуатационной колонны, а также в гидродинамическом стенде (см. И.Г.Жувагин, С.Г.Комаров, В.Б.Черный. Скважинный термокондуктивный дебитомер СТД. М., «Недра», 1973. 81 с. с ил., с.12-13). Недостатком этого способа является то, что условия измерений в скважине и в гидродинамическом стенде существенно отличаются между собой. В первую очередь это относится к составу, а также к температуре жидкости в скважине и в гидродинамической трубе на стенде.A known method of determining the flow rate of a fluid in a well, based on measurements with a thermo-debitometer along the borehole of a production casing, as well as in a hydrodynamic test bench (see I.G. Zhuvagin, S.G. Komarov, V. B. Cherny. STD borehole thermoconductive flow meter. M., "Nedra", 1973. 81 pp. With ill., Pp. 12-13). The disadvantage of this method is that the measurement conditions in the well and in the hydrodynamic stand significantly differ from each other. This primarily relates to the composition, as well as to the temperature of the fluid in the well and in the hydrodynamic pipe on the stand.
Наиболее близким аналогом заявляемого изобретения при определении скорости потока жидкости является способ, описанный в заявке на патент RU 2006108420 А (Назаров В.Ф. и др.), 27.09.2007. В этом способе предусматривается проведение измерений термодебитомером вдоль ствола с переменной скоростью по направлению, совпадающему с направлением потока жидкости в скважине. При этом должна быть зарегистрирована колоколообразная зависимость показаний термодебитомера в зависимости от скорости его перемещения в скважине, т.е. должна получиться зависимость, аналогичная функции распределения Гаусса. Скорость прибора, при которой отметится максимум на термодебитограмме, будет равна скорости потока жидкости в скважине. Следовательно, для определения скорости потока жидкости по этому способу необходимо, чтобы скорость регистрации термодебитомера была бы как меньше, так и больше скорости потока жидкости в скважине. Однако скорость движения кабеля, которую могут обеспечить геофизические подъемники, ограничена как снизу, так и сверху. Поэтому, используя этот способ, невозможно определить экстремальные значения скорости потока жидкости в скважине.The closest analogue of the claimed invention when determining the fluid flow rate is the method described in patent application RU 2006108420 A (Nazarov V.F. et al.), 09/27/2007. In this method, measurements are made with a thermo-debitometer along the wellbore at a variable speed in the direction coinciding with the direction of fluid flow in the well. In this case, the bell-shaped dependence of the readings of the thermodemitter should be recorded depending on the speed of its movement in the well, i.e. you should get a dependence similar to the Gaussian distribution function. The speed of the device, at which a maximum is noted on the thermal debitogram, will be equal to the velocity of the fluid flow in the well. Therefore, to determine the fluid flow rate by this method, it is necessary that the registration rate of the thermo-debitometer be both lower and higher than the fluid flow rate in the well. However, the cable speed that geophysical elevators can provide is limited both from below and from above. Therefore, using this method, it is impossible to determine the extreme values of the fluid flow rate in the well.
Техническим результатом заявляемого изобретения является расширение верхней и нижней границы определения скорости потока жидкости в скважине.The technical result of the claimed invention is the expansion of the upper and lower boundaries for determining the flow rate of a fluid in a well.
Технический результат достигается тем, что проводят по направлению потока серию измерений термодебитомером с «малыми» скоростями, которые может обеспечить геофизический подъемник, затем останавливают скважину и проводят замер термодебитомером в течение небольшого времени на точке в интервале исследований, по проведенным измерениям строят два графика: первый - это зависимость показаний термодебитомера «Т» от скорости «v» его движения вдоль ствола скважины, T=f(v); второй - зависимость показаний термодебитомера, зарегистрированных на точке в остановленной скважине, Т=С. График зависимости T=f(v) экстраполируют до пересечения с прямой Т=С в точке «А». Скорость прибора, соответствующая точке «А», равна скорости потока жидкости в скважине (вариант 1).The technical result is achieved by the fact that a series of measurements is carried out in the direction of flow by a thermo-debitometer with "low" speeds that a geophysical elevator can provide, then the well is stopped and a thermal de-meter is measured for a short time at a point in the research interval, two graphs are constructed from the measurements: the first - this is the dependence of the readings of the thermodemitter "T" on the speed "v" of its movement along the wellbore, T = f (v); the second is the dependence of the readings of the thermodemitter recorded at the point in the stopped well, T = C. The dependence graph T = f (v) is extrapolated to the intersection with the line T = C at point “A”. The speed of the device corresponding to point “A” is equal to the velocity of the fluid flow in the well (option 1).
Технический результат достигается также тем, что проводят по направлению потока серию измерений термодебитомером с «большими» скоростями, которые может обеспечить геофизический подъемник, затем останавливают скважину и проводят замер термодебитомером в течение небольшого времени на точке в интервале исследований, по проведенным измерениям строят два графика: первый - это зависимость показаний термодебитомера «Т» от скорости «v» его движения вдоль ствола скважины, T=f(v); второй - зависимость показаний термодебитомера, зарегистрированных на точке в остановленной скважине, Т=С. График зависимости T=f(v) экстраполируют до пересечения с прямой Т=С в точке «Б». Скорость прибора, соответствующая точке «Б», равна скорости потока жидкости в скважине (вариант 2).The technical result is also achieved by the fact that a series of measurements is carried out in the direction of flow with a thermo-debitometer with “high” speeds that the geophysical elevator can provide, then the well is stopped and the thermo-debitometer is measured for a short time at a point in the research interval, two graphs are constructed from the measurements: the first is the dependence of the readings of the thermodemitter "T" on the speed "v" of its movement along the wellbore, T = f (v); the second is the dependence of the readings of the thermodemitter recorded at the point in the stopped well, T = C. The dependence graph T = f (v) is extrapolated to the intersection with the line T = C at point “B”. The speed of the device corresponding to point "B" is equal to the velocity of the fluid flow in the well (option 2).
Возможность достижения технического результата обусловлена тем, что при регистрации на точке в остановленной скважине показание термодебитомера будет максимальным, так как относительная скорость прибора и потока жидкости равна нулю. Поэтому скорость прибора, при которой показания термодебитомера удовлетворяют равенству T=f(v)=C, будет равна скорости потока жидкости в скважине.The possibility of achieving a technical result is due to the fact that when registering at a point in a stopped well, the reading of the thermodemitter will be maximum, since the relative speed of the device and the fluid flow is zero. Therefore, the speed of the device, at which the readings of the thermodemitter satisfy the equality T = f (v) = C, will be equal to the velocity of the fluid flow in the well.
Из научно-технической литературы и патентной документации не известны: 1) способ проведения серии измерений термодебитомером с «малыми» скоростями, которые может обеспечить геофизический подъемник, а также измерение термодебитомером в остановленной скважине на точке, 2) способ проведения серии измерений термодебитомером с «большими» скоростями, которые может обеспечить геофизический подъемник, а также измерение термодебитомером в остановленной скважине на точке.The following are not known from the scientific and technical literature and patent documentation: 1) a method for conducting a series of measurements with a “low” speeds thermoelectric meter that can be provided by a geophysical elevator, as well as measuring with a thermo-debitometer in a stopped well at a point, 2) a method for carrying out a series of measurements with a “large” »The speeds that a geophysical elevator can provide, as well as measuring with a thermal debitmeter in a stopped well at a point.
Таким образом, заявляемое техническое решение соответствует критерию «изобретательский уровень» как новая совокупность существенных признаков, проявляющих новое техническое свойство.Thus, the claimed technical solution meets the criterion of "inventive step" as a new set of essential features exhibiting a new technical property.
На фиг.1-2 приведены зависимости показаний термодебитомера «Т» от скорости «v» его перемещения в скважине. По оси ординат отложены показания термодебитомера, по оси абсцисс скорость перемещения прибора в скважине.Figure 1-2 shows the dependence of the readings of the thermodemitter "T" from the speed "v" of its movement in the well. On the ordinate axis, the readings of the thermodemitter are plotted; on the abscissa axis, the velocity of the device in the well.
На фиг.1 приведена кр.1, построенная по результатам серии измерений термодебитомером при «малых» скоростях движения прибора, а также кр.2 - прямая линия, описываемая уравнением Т=С=Тост, где Тост - показания термодебитомера, зарегистрированные на точке после остановки скважин, работающей с «малой» приемистостью. Кр.1 построена по результатам 11 измерений термодебитомером в интересующем интервале глубин с различными постоянными «малыми» скоростями движения прибора в направлении, совпадающем с направлением потока жидкости в скважинеFigure 1 shows kr.1, constructed according to the results of a series of measurements with a thermo-debitometer at "low" speeds of the device, as well as kr.2 - a straight line described by the equation T = C = T ost , where T ost - readings of the thermo-debitometer point after stopping the wells, working with a "low" injectivity. Cr.1 is based on the results of 11 measurements with a thermo-debitometer in the depth interval of interest with various constant “small” velocities of the device in the direction coinciding with the direction of fluid flow in the well
На фиг.2 приведена кр.3, построенная по результатам серии измерений термодебитомером при «больших» скоростях движения прибора, а также кр.4 - прямая линия, описываемая уравнением Т=С=Тост, где Тост - показания термодебитомера, зарегистрированные на точке после остановки скважины, работающей с «большой» приемистостью. Так же, как и на фиг.1, кр.3 построена по результатам 11 измерений термодебитомером в интересующем интервале глубин с различными постоянными «большими» скоростями движения прибора в направлении, совпадающем с направлением потока жидкости в скважине.Figure 2 shows kr.3, constructed from a series of measurements with a thermo-debitometer at "high" speeds of the device, and kr.4 - a straight line described by the equation T = C = T ost , where T ost - readings of the thermo-debitometer point after stopping the well, working with a "high" throttle response. As in FIG. 1, cr. 3 is based on the results of 11 measurements with a thermal debitmeter in the depth interval of interest with various constant “large” velocities of the device in the direction coinciding with the direction of fluid flow in the well.
На фиг.3 приведен пример определения «малой» скорости потока жидкости по результатам измерений комплексной автономной аппаратурой в нагнетательной скважине, включающей методы: естественной гамма-активности (ГК); термометра; термодебитомера; механического расходомера (РГД).Figure 3 shows an example of determining the "low" fluid flow rate according to the results of measurements with integrated autonomous equipment in an injection well, including methods: natural gamma activity (GC); a thermometer; thermodemitter; mechanical flow meter (RGD).
Для определения «малых» скоростей потока жидкости в скважине аппроксимируем кр.1 (см. фиг.1) до пересечения ее с прямой линией - кр.2, описываемой уравнением Т=С=Тост, в точке «А». Скорость прибора, соответствующая точке «А», будет равна скорости потока жидкости в скважине. Последнее утверждение следует из следующего. Показания термодебитомера, полученные при измерении в остановленной скважине на точке (прибор в скважине стоит на месте) в исследуемом интервале глубин, будут максимальными, так как относительная скорость между жидкостью и прибором в скважине равна нулю. Так как точка «А» принадлежит прямой 2 и кр.1, то это означает, что для кр.1 в точке «А» скорость прибора и скорость потока жидкости равны между собой, т.е. скорость прибора, соответствующая точке «А», равна скорости потока. Таким образом, следуя терминологии в заявке на патент RU 2006108420 А (Назаров В.Ф. и др.), получили правую ветвь колоколообразной зависимости показаний термодебитомера от скорости движения прибораTo determine the "small" fluid flow rates in the well, we approximate curve 1 (see figure 1) until it intersects with a straight line -
Для определения «больших» скоростей потока жидкости в скважине аппроксимируем кр.3 (см. фиг.2) до пересечения ее с прямой линией - кр.4, описываемой уравнением Т=С=Тост, в точке «Б». Скорость прибора, соответствующая точке «Б», будет равна скорости потока жидкости в скважине. Доказательство этого утверждения можно провести аналогично тому, как это было проведено выше. Причем, в отличии от Фиг.1 на Фиг.2 получили левую ветвь колоколообразной зависимости показаний термодебитомера в зависимости от скорости движения прибора в скважине.To determine the "large" fluid flow rates in the well, approximate curve 3 (see figure 2) until it intersects with a straight line -
Пример практической реализации способа приведен на фиг.3. Здесь приведены: в левой колонке - глубина в скважине; во второй колонке - примитивы воронки насосно-компрессорных труб (НКТ), интервала перфорации и диаграмма ГК (кр.5); в третьей колонке - термограммы, зарегистрированные при закачке - кр.6 и через 30 - кр.7 и 60 минут - кр.8 после прекращения закачки воды в нагнетательную скважину; в четвертой колонке - термодебитограммы, зарегистрированные при спуске прибора со скоростями 420 м/час - кр.16, 280 м/час - кр.17, 170 м/час - кр.18, 40 м/час - кр.19 в процессе закачки воды в скважину, а также после прекращения закачки на точке над интервалом перфорации - кр.20; в пятой колонке - расходограммы, зарегистрированные в процессе закачки при подъеме прибора со скоростями 500 м/час - кр.13, 1000 м/час - кр.14, 1500 м/час - кр.15.An example of a practical implementation of the method is shown in figure 3. Here are: in the left column - the depth in the well; in the second column - primitives of the funnel of tubing (tubing), perforation interval and GK diagram (kr.5); in the third column - thermograms recorded during injection - kr.6 and after 30 - kr.7 and 60 minutes - kr.8 after the cessation of water injection into the injection well; in the fourth column - thermal debitograms recorded during the descent of the device with speeds of 420 m / h - kr.16, 280 m / h - kr.17, 170 m / h - kr.18, 40 m / h - kr.19 during the injection water into the well, and also after the injection ceased at a point above the perforation interval - kr.20; in the fifth column - flow records recorded during the pumping process when lifting the device with speeds of 500 m / h - cr. 13, 1000 m / h - cr. 14, 1500 m / h - cr. 15.
Как видно из фиг.3, на термограммах и на термодебитограммах нет аномальных изменений в интервале перфорации, а это указывает на то, что перфорированный пласт не принимает закачиваемую воду, т.е. заключения, полученные по этим методам, совпадают между собой. Также совпадают между собой и заключения о нахождении в скважине воронки НКТ на глубине 1736 м, полученные по измерениям каналом термодебитомера (см. кр.16-19) и каналом расходомера, зарегистрированным со скоростью 1500 м/час (см. кр.15). Совпадение заключения, полученное как по результатам измерений термодебитомером, так и с другими методами, указывает на хорошее качество термодебитограмм.As can be seen from Fig. 3, there are no abnormal changes in the perforation interval on the thermograms and on the thermodebitograms, and this indicates that the perforated layer does not accept the injected water, i.e. conclusions obtained by these methods coincide. Also, the conclusions on the location of the tubing funnel in the well at a depth of 1736 m, obtained from measurements by the thermodemitter channel (see curves 16-19) and the flow meter channel recorded at a speed of 1500 m / h (see curve 15), also coincide with each other. The coincidence of the conclusion obtained both from the results of measurements with a thermal debitometer and with other methods indicates a good quality of thermal debitograms.
Следует отметить, что на термодебитограммах ниже воронки НКТ отмечается зона стабилизации, в которой наблюдается интенсивное увеличение показаний прибора из-за относительно большой его инерционности. Эта зона распространяется от воронки НКТ до глубины: 1741,5 м на кр.16; 1738,6 м на кр.17; 1737,8 м на кр.18; 1737,0 м на кр.19. Ниже зоны стабилизации наступает тепловое равновесие между датчиком термодебитомера и потоком жидкости в скважине, показания прибора стабилизируются.It should be noted that in the thermodebitograms below the funnel of the tubing there is a stabilization zone in which there is an intensive increase in the readings of the device due to its relatively large inertia. This zone extends from the tubing funnel to a depth of: 1741.5 m on curve 16; 1738.6 m on river 17; 1737.8 m on the river 18; 1737.0 m on the river 19. Below the stabilization zone, thermal equilibrium occurs between the thermodemitter sensor and the fluid flow in the well, the readings of the device are stabilized.
Далее на термодебитограммах строят масштабно-координатную сетку T×V так, как это приведено на фиг.3. Здесь Т - показания термодебитомера, V - скорость регистрации термодебитограммы. Ниже зоны стабилизации на каждой кривой проводят усредненную линию. На этих линиях наносят точки: - 16, 17, 18, 19, соответствующие скорости регистрации данной кривой. Через эти точки проводят кр.21 до пересечения с усредненной прямой линией - кр.20, полученной при регистрации термодебитограммы на точке в остановленной скважине над интервалом перфорации. Скорость, соответствующая точке пересечения кр.21 и кр.20, будет равна скорости потока жидкости в скважине. Это утверждение соответствует истине, так как в этой точке отмечается максимальное показание термодебитомера, а это возможно тогда, когда скорость потока жидкости и прибора будут равны между собой.Next, a scale-coordinate grid T × V is constructed on thermal debitograms as shown in Fig. 3. Here T is the readings of the thermal debitometer, V is the rate of registration of the thermal debitogram. Below the stabilization zone, an average line is drawn on each curve. The following points are plotted on these lines: - 16, 17, 18, 19, corresponding to the registration speed of this curve. Cr.21 is drawn through these points to the intersection with the averaged straight line - cr.20 obtained when registering a thermal debitogram at a point in a stopped well above the perforation interval. The speed corresponding to the intersection of cr.21 and cr.20 will be equal to the velocity of the fluid flow in the well. This statement is true, since at this point the maximum reading of the thermodemitter is noted, and this is possible when the flow rates of the liquid and the device are equal to each other.
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2010101096/03A RU2441153C2 (en) | 2010-01-14 | 2010-01-14 | Method of defining extreme fluid flow rates in well (versions) |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2010101096/03A RU2441153C2 (en) | 2010-01-14 | 2010-01-14 | Method of defining extreme fluid flow rates in well (versions) |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2010101096A RU2010101096A (en) | 2011-07-20 |
| RU2441153C2 true RU2441153C2 (en) | 2012-01-27 |
Family
ID=44752220
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2010101096/03A RU2441153C2 (en) | 2010-01-14 | 2010-01-14 | Method of defining extreme fluid flow rates in well (versions) |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2441153C2 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2572410C2 (en) * | 2013-09-09 | 2016-01-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ИННОВАЦИОННЫЕ НЕФТЕГАЗОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ" | Kinematic method of measuring vertical component of flow rate of liquid or gas in well |
| RU2753129C1 (en) * | 2020-11-23 | 2021-08-11 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Башкирский государственный университет" | Method for determining interval velocity and flow rate of fluid in well |
-
2010
- 2010-01-14 RU RU2010101096/03A patent/RU2441153C2/en not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| ЖУВАГИН И.Г. и др. Скважинный термокондуктивный дебитомер СТД. - М.: НЕДРА, 1973, с.7-15, 22-35, 75-79. АБРУКИН А.Л. Потокометрия скважин. - М.: НЕДРА, 1978, с.180-183. * |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2572410C2 (en) * | 2013-09-09 | 2016-01-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ИННОВАЦИОННЫЕ НЕФТЕГАЗОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ" | Kinematic method of measuring vertical component of flow rate of liquid or gas in well |
| RU2753129C1 (en) * | 2020-11-23 | 2021-08-11 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Башкирский государственный университет" | Method for determining interval velocity and flow rate of fluid in well |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2010101096A (en) | 2011-07-20 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US20150083405A1 (en) | Method of conducting diagnostics on a subterranean formation | |
| CN110344815B (en) | Production profile monitoring method based on distributed optical fiber sound monitoring and distributed optical fiber temperature monitoring | |
| GB2504000A (en) | In-well full-bore multiphase flowmeter for horizontal wellbores | |
| RU2013150525A (en) | NUCLEAR MAGNETIC FLOWMETER AND METHOD OF OPERATION OF NUCLEAR MAGNETIC FLOWMETERS | |
| RU2623389C1 (en) | Method of determining the volume of the oil-fuel mixture obtained from the oil well | |
| CN107831103B (en) | A kind of precision assessment method of pressure pulse decaying gas permeability test device | |
| Kabir et al. | Interpreting distributed-temperature measurements in deepwater gas-well testing: estimation of static and dynamic thermal gradients and flow rates | |
| RU2441153C2 (en) | Method of defining extreme fluid flow rates in well (versions) | |
| US20160177712A1 (en) | Method for determining a water intake profile in an injection well | |
| CN112362121B (en) | Horizontal well oil-water two-phase flow measuring method based on thermal method | |
| RU2551386C2 (en) | Method of determination of actual volume steam content and velocities of wet steam flow in steam line downstream assembly for overheated steam and water mixing | |
| RU2494248C1 (en) | Method for determining liquid level in oil well with high temperature for extraction of high-viscosity oil | |
| RU2751528C1 (en) | Method for determining liquid flow rate in well | |
| RU2399760C2 (en) | Method for determining liquid flow rate in well (versions) | |
| RU2569522C1 (en) | Borehole pressure determination method | |
| US9551214B2 (en) | Method for determining the complex response of a permeable stratum | |
| RU2521091C1 (en) | Bubble-point pressure determination method | |
| RU2558570C1 (en) | Gas-liquid flow studying | |
| RU2702042C1 (en) | Method of quantitative assessment of inflow profile in low- and medium-rate horizontal oil wells with mhfr | |
| RU2541671C1 (en) | Method for determination of flowing intervals in horizontal wells | |
| RU2571321C1 (en) | Method of determination of dynamic level in annulus of water cut gas well | |
| RU2571473C1 (en) | Device for carrying out research of gas-liquid stream | |
| RU2753129C1 (en) | Method for determining interval velocity and flow rate of fluid in well | |
| EA020663B1 (en) | Method of measurement of well production rate | |
| RU2704068C1 (en) | Method for assessment of inter-column inter-formation overflow in a well |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20140115 |