RU2543399C1 - Способ обнаружения газонасыщенных пластов в скважинах - Google Patents
Способ обнаружения газонасыщенных пластов в скважинах Download PDFInfo
- Publication number
- RU2543399C1 RU2543399C1 RU2013141219/03A RU2013141219A RU2543399C1 RU 2543399 C1 RU2543399 C1 RU 2543399C1 RU 2013141219/03 A RU2013141219/03 A RU 2013141219/03A RU 2013141219 A RU2013141219 A RU 2013141219A RU 2543399 C1 RU2543399 C1 RU 2543399C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- amplitude values
- depth
- saturated
- humidity
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при контроле за разработкой месторождений углеводородов. Техническим результатом является упрощение технической реализации способа за счет исключения необходимости проведения в геофизических исследованиях каротажных измерений. Способ заключается в измерениях амплитудных значений геофизического параметра вдоль оси обсаженной колонны скважины и глубины Н, на которой выявляются максимальные амплитудные значения измеряемого параметра, по которым определяют глубину залегания газонасыщенного пласта. В скважине под действием перепада между пластовым и устьевым давлениям организуют поток газа известной скорости V и измеряют временное распределение амплитудных значений влажности газа в этом потоке, а глубину залегания газонасыщенного пласта в скважине определяют по формуле H=V·t, где t - время появления максимума на временном распределении амплитудных значений влажности. 1 з.п. ф-лы, 2 ил.
Description
Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при контроле за разработкой месторождений углеводородов.
Известен способ того же назначения, принятый за прототип, заключающийся в измерениях амплитудных значений геофизического параметра вдоль оси обсаженной колонны скважины и глубины Н, на которой выявляются максимальные амплитудные значения измеряемого параметра, по которым определяют глубину залегания газонасыщенного пласта /Пат. №2344285, кл. Е21В 47/00, Е21В 49/00, 2009/.
В прототипе насыщенный газом пласт генерирует акустические колебания, когда возникает процесс дегазации геосреды и фильтрационный поток становится неустойчивым (с пульсациями скорости и давления). При этом появляются акустические колебания среды, регистрация которых на заданной глубине определяет наличие газонасыщенного пласта в скважине.
Недостатком прототипа является необходимость проведения каротажных геоакустических измерений для нахождения газонасыщеного пласта в скважине.
Техническим результатом, получаемым от внедрения изобретения, является упрощение технической реализации способа за счет исключения необходимости проведения в геофизических исследованиях каротажных измерений.
Данный технический результат достигают за счет того, что в известном способе обнаружения газонасыщенных пластов в скважинах, заключающемся в измерениях амплитудных значений геофизического параметра вдоль оси обсаженной колоны скважины и глубины Н, на которой выявляются максимальные амплитудные значения измеряемого параметра, по которым определяют глубину залегания газонасыщенного пласта, в скважине под действием перепада между пластовым и устьевым давлениям организуют поток газа известной скорости V и измеряют временное распределение амплитудных значений влажности газа в этом потоке, а глубину залегания газонасыщенного пласта в скважине определяют по формуле H=V·t, где t - время появления максимума на временном распределении амплитудных значений влажности.
Распределение амплитудных значений влажности газа в потоке измеряют методом поточной влагометрии на устье скважины.
Изобретение поясняется чертежами.
На фиг.1 представлена схема реализации способа; на фиг.2 показаны примеры оценки степени обводнения эксплуатирующихся интервалов - пластов по разрезу куста действующих газовых скважин.
Устройство для реализации способа в скважине, содержащей обсадную колонну 1 (ОК 1), насосно-компрессорную трубу 2 (НКТ 2), перфорационные отверстия 3, устьевые манометры 4, 5 запорные краны 6, 7, включает в себя проточный измеритель 8 влажности (ПИВ 8), измеритель 9 скорости V потока и компьютер 10.
Выходы ПИВ 8, измерителя 9 скорости и электрический выход запорного крана 7 подключены к компьютеру 10.
На входах компьютера 10 установлены соответствующие преобразовательные элементы, например аналого-цифровые преобразователи (на чертеже не показаны).
Данное устройство реализует способ обнаружения газонасыщенных пластов 11 и(или) 12 следующим образом.
Включают запорный кран 7 и организуют в НКТ 2 поток газа, скорость V которого контролируют измерителем 9 скорости.
С помощью ПИВ 8 непрерывно или дискретно через заданные промежутки времени измеряют влажность газа и снимают временное распределение амплитудных значений влажности во времени (фиг.2, внизу).
По времени t появления максимума на временном распределении влажности определяют глубину Н залегания газонасыщенного пласта по формуле H=V·t.
На фиг.2, внизу, представлены кривые распределения амплитудных значений влажности W во времени, полученные методом поточной влагометрии на устье различных скважин Ямбурского месторождения, по которым можно судить о наличии на определенных глубинах двух газонасыщенных слоев 11 и 12 (фиг.1) в скважинах 2 и 8.
Данные спектрометрического радиоактивного каротажа (фиг.2, вверху) подтверждают данные поточной влагометрии.
Таким образом, с помощью данного способа можно достоверно определять глубину залегания газонасыщенных пластов в скважинах без проведения каротажных измерений. Этим достигается поставленный технический результат.
Claims (2)
1. Способ обнаружения газонасыщенных пластов в скважинах, заключающийся в измерениях амплитудных значений геофизического параметра вдоль оси обсаженной колонны скважины и глубины Н, на которой выявляются максимальные амплитудные значения измеряемого параметра, по которым определяют глубину залегания газонасыщенного пласта, отличающийся тем, что в скважине под действием перепада между пластовым и устьевым давлениям организуют поток газа известной скорости V и измеряют временное распределение амплитудных значений влажности газа в этом потоке, а глубину залегания газонасыщенного пласта в скважине определяют по формуле H=V·t, где t - время появления максимума на временном распределении амплитудных значений влажности.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что распределение амплитудных значений влажности газа в потоке измеряют методом поточной влагометрии на устье скважины.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2013141219/03A RU2543399C1 (ru) | 2013-09-09 | 2013-09-09 | Способ обнаружения газонасыщенных пластов в скважинах |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2013141219/03A RU2543399C1 (ru) | 2013-09-09 | 2013-09-09 | Способ обнаружения газонасыщенных пластов в скважинах |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2543399C1 true RU2543399C1 (ru) | 2015-02-27 |
RU2013141219A RU2013141219A (ru) | 2015-03-20 |
Family
ID=53285364
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2013141219/03A RU2543399C1 (ru) | 2013-09-09 | 2013-09-09 | Способ обнаружения газонасыщенных пластов в скважинах |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2543399C1 (ru) |
Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU972452A1 (ru) * | 1981-04-14 | 1982-11-07 | Всесоюзное морское научно-производственное геолого-геофизическое объединение по разведке нефти и газа "Союзморгео" | Способ прогнозировани нефтегазовых залежей |
WO2005057142A1 (en) * | 2003-12-09 | 2005-06-23 | Multi Phase Meters As | A method and flow meter for determining the flow rates of a multiphase fluid |
RU2344285C1 (ru) * | 2007-03-12 | 2009-01-20 | ООО Производственно-коммерческая фирма ПКФ "Недра-С" г. Астрахань | Способ обнаружения газонасыщенных пластов в скважинах |
RU2418269C2 (ru) * | 2006-05-05 | 2011-05-10 | Малти Фейз Митерз Ас | Способ и аппарат для томографических измерений многофазного потока |
-
2013
- 2013-09-09 RU RU2013141219/03A patent/RU2543399C1/ru not_active IP Right Cessation
Patent Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU972452A1 (ru) * | 1981-04-14 | 1982-11-07 | Всесоюзное морское научно-производственное геолого-геофизическое объединение по разведке нефти и газа "Союзморгео" | Способ прогнозировани нефтегазовых залежей |
WO2005057142A1 (en) * | 2003-12-09 | 2005-06-23 | Multi Phase Meters As | A method and flow meter for determining the flow rates of a multiphase fluid |
RU2418269C2 (ru) * | 2006-05-05 | 2011-05-10 | Малти Фейз Митерз Ас | Способ и аппарат для томографических измерений многофазного потока |
RU2344285C1 (ru) * | 2007-03-12 | 2009-01-20 | ООО Производственно-коммерческая фирма ПКФ "Недра-С" г. Астрахань | Способ обнаружения газонасыщенных пластов в скважинах |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
RU2013141219A (ru) | 2015-03-20 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US10487648B2 (en) | Entropy based multiphase flow detection | |
US8061219B2 (en) | Flow restriction insert for differential pressure measurement | |
Li et al. | Current and future applications of distributed acoustic sensing as a new reservoir geophysics tool | |
Paleja et al. | Velocity tracking for flow monitoring and production profiling using distributed acoustic sensing | |
RU2499283C1 (ru) | Способ и устройство для скважинной спектральной шумометрии | |
US2379138A (en) | Annular flow measuring device | |
US10808522B2 (en) | Distributed fiber optic monitoring of vibration to generate a noise log to determine characteristics of fluid flow | |
Abukhamsin | Inflow Profiling and Production Optimization in Smart wells using distributed acoustic and Temperature Measurements | |
US20190316942A1 (en) | Methodologies and apparatus for the recognition of production tests stability | |
CN107735547A (zh) | 流量监测工具 | |
Ünalmis | Sound speed in downhole flow measurement | |
US10392882B2 (en) | Flow monitoring using distributed strain measurement | |
RU2008134796A (ru) | Способ опрессовки и исследования нефтяных и газовых скважин | |
RU2543399C1 (ru) | Способ обнаружения газонасыщенных пластов в скважинах | |
US20160230540A1 (en) | Determining well fluid flow velocity based on vortex frequency | |
Unalmis | The use of sound speed in downhole flow monitoring applications | |
RU2344285C1 (ru) | Способ обнаружения газонасыщенных пластов в скважинах | |
RU2593926C1 (ru) | Способ определения коррозии обсадных колонн в эксплуатационных скважинах | |
RU2373392C1 (ru) | Способ обнаружения заколонных перетоков жидкости в скважинах | |
RU2527960C1 (ru) | Способ исследования скважины | |
RU2385415C1 (ru) | Способ определения границ профиля притока в интервале перфорации пласта-коллектора | |
RU135357U1 (ru) | Контрольно-измерительный комплекс для исследования технического состояния действующих скважин | |
RU2013147133A (ru) | Способ измерения дебита нефтяных скважин на групповых замерных установках | |
RU2658697C1 (ru) | Способ мониторинга добывающих или нагнетательных горизонтальных или наклонно-направленных скважин | |
EP3040507A1 (en) | Method and system for tracking slugs in oilfield tubulars |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20200910 |