New! View global litigation for patent families

RU2569391C1 - Method for identification of behind-casing flow in well within intervals covered by tubing strings - Google Patents

Method for identification of behind-casing flow in well within intervals covered by tubing strings

Info

Publication number
RU2569391C1
RU2569391C1 RU2014137513A RU2014137513A RU2569391C1 RU 2569391 C1 RU2569391 C1 RU 2569391C1 RU 2014137513 A RU2014137513 A RU 2014137513A RU 2014137513 A RU2014137513 A RU 2014137513A RU 2569391 C1 RU2569391 C1 RU 2569391C1
Authority
RU
Grant status
Grant
Patent type
Prior art keywords
tubing
strings
casing
behind
flow
Prior art date
Application number
RU2014137513A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Рамиль Сафиевич Мухамадиев
Владимир Валентинович Баженов
Алик Исламгалеевич Имаев
Рим Абдуллович Валиуллин
Рамиль Фаизырович Шарафутдинов
Фанзат Завдатович Исмагилов
Original Assignee
Общество с Ограниченной Ответственностью "ТНГ-Групп"
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Grant date

Links

Images

Abstract

FIELD: oil and gas industry.
SUBSTANCE: invention may be used for identification of behind-casing flow from formations covered by tubing strings. Thermally insulated tubing strings with temperature sensors fixed outside are run in to the area of assumed behind-the-casing flow. Simultaneous temperature recording in the well borehole is made within the surveyed interval. Upon removal of thermally insulated tubing strings analysis of the sensors readouts is made for the surveyed interval within period of time at least equal to
Figure 00000005
where Rk is radius of the sting, a is temperature conductivity between tubing strings and casing upon commencement of the well operation. Interval of the behind-the-casing flow is judged against temperature anomalies.
EFFECT: usage of the method allows authenticity for determination of behind-the-casing flow in well covered by thermally insulated tubing strings.
4 cl, 3 dwg

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для определения интервалов заколонного перетока жидкости из пластов, перекрытых насосно-компрессорными трубами (далее НКТ). The invention relates to the petroleum industry and may be used for determining the intervals casing flow of fluid from the reservoir, covered tubing (tubing more).

Известен способ изоляции притока воды в скважину путем закачки в пласт глинистой суспензии и водного раствора частично гидролизованного полиакриламида, при котором, с целью повышения эффективности изоляции за счет увеличения глубины проникновения в пласт изоляционного материала, первоначально в пласт закачивают водный раствор частично гидролизованного полиакриламида 0,001-0,05%-ной концентрации, а затем глинистую суспензию удельного веса 1,02-1,08 г/см 3 (а.с. SU №933963, МПК 5 E21B 43/37, 07.06.1982 г.). Known is a method of isolation of inflow of water into the well by injecting into the formation an aqueous clay slurry and the solution of partially hydrolyzed polyacrylamide in which, in order to improve the insulation efficiency by increasing the depth of penetration into the layer of insulating material is initially injected into the formation an aqueous solution of a partially hydrolyzed polyacrylamide 0,001-0 , 05% concentration, and then the clay slurry specific gravity of 1,02-1,08 g / cm 3 (aS SU №933963, IPC E21B 43/37 5, of 07.06.1982).

Известен способ определения интервалов заколонного движения жидкости в скважине, включающий спуск датчика температуры в скважину, регистрацию распределения температуры вдоль ствола скважины в режиме закачки и отбора жидкости с последующим сопоставлением полученных термограмм, в котором с целью повышения точности определения интервалов заколонного движения жидкости вторую термограмму регистрируют в момент подхода температурного возмущения из зоны заколонного движения к датчику температуры и по наличию отрицательного градиента ра Known method for determining the intervals annulus fluid motion in the borehole, comprising a temperature sensor descent into the wellbore, the temperature distribution registration along the borehole in the injection mode, and eligibility liquid, followed by comparing the obtained thermograms, wherein in order to increase the accuracy of determination of intervals annulus fluid motion a second thermogram recorded in Currently approach temperature perturbation of annulus motion zone to the temperature sensor and by the presence of negative gradient pa зности первой и второй термограмм в зумпфе скважины судят об интервале заколонного движения (а.с. SU №1476119, МПК 4 E21B 47/10, 30.04.1989 г.). first and second connectivity thermograms in the sump borehole annulus judging the range of motion (AS SU №1476119, IPC E21B 47/10 4, of 30.04.1989).

Известен также способ исследования нагнетательных скважин, включающий регистрацию изменения температуры вдоль ее ствола при закачке и в процессе перехода от режима закачки к стационарному режиму отбора жидкости с интервалом во времени и последующее сопоставление полученных термограмм, при этом в каждом выявленном интервале аномалии температуры проводят два дополнительных измерения, причем первое измерение - при квазистационарном распределении температуры в стволе в процессе закачки, после чего останавливают скважину и проводят вто Another known method of investigation of injection wells comprising recording temperature changes along its bore during injection and during the transition from the pumping mode to the stationary regime the fluid sampling with a time interval and the subsequent comparison of the thermograms, wherein in each disclosed temperature range abnormality is performed two additional measurements wherein the first measurement - when a quasi-stationary temperature distribution in the barrel during injection, after which the well is stopped and is carried WTO рое измерение в течение времени, не превышающего 2,5 мин после прекращения закачки. Roe measurement for a time not exceeding 2.5 minutes after cessation of pumping. По форме аномалии температуры при первом и втором измерениях или по отсутствию аномалии при первом и по наличию аномалии при втором измерениях судят о нарушении герметичности эксплуатационной колонны скважины в данном интервале (патент RU №2121572, МПК 6 E21B 47/10, 10.11.1998 г.). The shape of the temperature anomaly in the first and second measurements or absence of abnormality in the first and by the presence of abnormality is judged in the second measurement of the production well tackle column tightness in this range (patent RU №2121572, 6 IPC E21B 47/10, 10.11.1998 g ).

Недостатком известных способов является неоднозначность в определении интервала заколонного перетока жидкости вследствие неопределенности интервала времени, в течение которого необходимо проводить регистрацию термограмм, а в скважинах, перекрытых НКТ, невозможно решить задачу по определению заколонных перетоков. A drawback of known methods is the ambiguity in the definition interval annulus fluid flow due to the uncertainty time interval within which to carry out the registration thermograms, and in wells overlapped tubing, it is impossible to solve the problem of determining casing flows.

Известен также способ определения заколонного движения жидкости в нагнетательной скважине, в котором регистрацию серии термограмм вдоль ствола скважины выполняют в расчетный промежуток времени после прекращения закачки при герметичном устье, а об интервале заколонного движения жидкости судят по замедленному темпу восстановления температуры в системе скважина - пласт. Also known is a method of determining fluid movement behind the casing in the injection well, wherein the registration thermograms series along the wellbore is performed in the estimated amount of time after termination of injection at the sealed mouth, and an interval annulus fluid motion is judged by the slowdown temperature recovery system in the well - layer. Регистрацию серии термограмм проводят в промежуток времени 4-40 минут после прекращения закачки (патент RU №2171373, МПК 7 E21B 47/10, 27.07.2001 г.). Registration series of thermal images is carried out in the time interval 4-40 minutes after the termination of injection (patent RU №2171373, 7 IPC E21B 47/10, 27.07.2001 city).

Недостатком способа является то, что промежуток времени 4-40 минут не является оптимальным для точного определения интервала заколонного движения жидкости и замедленный темп восстановления температуры не является достаточным для точного определения нужного интервала заколонного движения. A disadvantage of the process is that the period of time of 4-40 minutes is not optimal for accurately determining the interval annulus fluid motion and slow temperature recovery rate is not sufficient for accurate determination of the correct interval annulus movement. А в скважинах, перекрытых НКТ, данный способ не может решить задачу по определению заколонных движений. And in the wells, covered tubing, the method can not solve the problem of determining the annulus moves.

Наиболее близким к изобретению по достигаемому результату является способ определения затрубного движения жидкости в действующей скважине путем регистрации температуры вдоль ее ствола, в котором с целью повышения точности способа и обеспечения возможности его использования в начальной стадии эксплуатации скважины регистрируют серию термограмм непосредственно после пуска скважины в эксплуатацию, а о наличии затрубного движения жидкости судят по увеличенному темпу установления теплового поля (а.с. SU № 665082, МПК 5 E21B 47/10, 30.05.1979 г.). The closest to the invention on the attainable result is a method of determining the annulus fluid in the existing borehole by detecting the temperature along the barrel, wherein in order to increase the accuracy of the process and to enable its use in the initial stage of the well operation is recorded a series of thermal images immediately after the start of the well operation, and the presence of annular fluid motion is judged by the increase in the rate of establishment of thermal fields (aS SU № 665082, IPC E21B 47/10 5, of 30.05.1979).

Недостатком способа является то, что при наличии противотока (интервал перекрыт НКТ) определить наличие заколонного перетока на фоне теплового поля работающей скважины не представляется возможным и даже по сопоставлению термограмм, зарегистрированных на различных режимах работы скважины. A disadvantage of the method is that the presence of reverse current flow (closed interval CNT) determining the presence of casing flows in background thermal field working well is not possible and even comparing thermograms for the various modes of operation of the well.

Задачей, на решение которой направлено изобретение, является повышение достоверности определения интервалов заколонного перетока жидкости в скважинах, перекрытых НКТ. The problem to be solved by the invention is to increase the reliability of determination of intervals casing flow of fluid in the wells, covered tubing.

Для решения поставленной задачи в способе определения заколонного перетока жидкости в скважине в интервалах, перекрытых НКТ, путем одновременной регистрации температуры по стволу скважины с последующим их анализом, в скважину опускают термоизолированную НКТ с размещенными снаружи датчиками температуры, осуществляют одновременную регистрацию температуры по стволу скважины в исследуемом интервале, после извлечения НКТ анализируют показания датчиков в исследуемом интервале через время не менее To solve this problem in the process of determining casing flow of fluid in the borehole at intervals overlapped tubing by simultaneous recording of the wellbore temperature, followed by their analysis, the borehole is lowered thermally insulated tubing placed outside temperature sensors are simultaneously temperatures registered along the wellbore in the test range, after the extraction were analyzed tubing sensor readings in the test after a time interval not less than

Figure 00000001
, где R k - радиус колонны, a - температуропроводность среды между НКТ и колонной после начала работы скважины, а об интервале заколонного перетока судят по аномалиям температуры. Where R k - radius of the column, a - thermal diffusivity of the medium between the tubing string and the wellbore after the start of work, and on casing flow range is judged by the temperature anomalies.

Насосно-копрессорная труба может быть термоизолирована только на участках размещения датчиков температуры. Pumping and kopressornaya pipe can be thermally insulated only at sites temperature sensor placement. В интервале заколонного перетока устанавливают не менее 3-х датчиков температуры, выше интервала заколонного перетока устанавливают базовый датчик температуры. In the interval set casing flows at least 3 temperature sensors above range set base casing flows temperature sensor.

Сложность решения данной задачи геофизическими методами связана с тем, что при заколонных перетоках в скважинах, перекрытых стальными НКТ, встречный поток флюида значительно уменьшает полезный температурный сигнал от температурной аномалии, созданной заколонным перетоком. Complexity of solving this problem geophysical methods due to the fact that the casing flows in the wells, covered with steel tubing, a counter flow of fluid reduces the useful temperature signal from the temperature anomaly created casing flows.

Признаками, направленными на решение поставленной задачи, является то, что в скважину в зону предполагаемого заколонного перетока опускаются термоизолированные НКТ с размещенными снаружи датчиками температуры, осуществляют одновременную регистрацию температуры по стволу скважины в исследуемом интервале, после извлечения НКТ анализируют показания датчиков в исследуемом интервале через время не менее Features aimed at solving this problem is the fact that the well in the zone intended casing flows down insulated tubing placed outside temperature sensors are simultaneously registered in the wellbore temperatures in the investigated interval after tubing extract analyzed sensor data in the investigated interval in a time no less

Figure 00000002
, где R k - радиус колонны, a - температуропроводность среды между НКТ и колонной после начала работы скважины, а об интервале заколонного перетока судят по аномалиям температуры. Where R k - radius of the column, a - thermal diffusivity of the medium between the tubing string and the wellbore after the start of work, and on casing flow range is judged by the temperature anomalies.

Датчики устанавливают таким образом, чтобы в зоне предполагаемого заколонного перетока находилось не менее 3-х датчиков температуры. Sensors mounted in such a way that in the intended casing flow area was not less than 3 temperature sensors. Один датчик устанавливается выше предполагаемого интервала заколонного перетока, показания которого являются базовыми. One sensor is mounted above the intended interval casing flows, indications of which are basic. Показания остальных датчиков характеризуют температурный режим отдельных участков и аномальные изменения температуры по отношению к базовому датчику. Indications other sensors characterize the temperature control of individual sections, and abnormal temperature change relative to the reference sensor.

Применение термоизолированных НКТ с низкой теплопроводностью, ограничивает поступление мешающего температурного сигнала к датчикам, расположенным снаружи НКТ, при этом к датчикам температуры из заколонного пространства поступает полезный температурный сигнал. Application of thermally insulated tubing with low thermal conductivity limits the delivery of the interfering signal to the temperature sensor arranged outside the tubing, useful temperature signal is supplied with a temperature sensor of the annulus.

По показаниям всех датчиков отмечается слабое увеличение температуры относительно фонового замера через определенное время t после запуска скважины в работу, связанное с подъемом по НКТ более теплой жидкости с нижнего интервала. For all sensor readings indicated a slight increase in temperature relative to the background measurement after a specified time t after the start hole in the work associated with the rise of the tubing warmer liquid from the lower interval. Время t зависит от радиуса колонны и температуропроводности среды между НКТ и колонной. The time t is dependent on the radius of the columns and the thermal environment between the tubing and column.

В совокупности вышеуказанные признаки позволяют повысить достоверность определения интервалов заколонного перетока жидкости в скважинах перекрытых НКТ. Collectively, the above features can improve the accuracy of determination of intervals casing flow of fluid in the well tubing overlapped.

Из научно-технической литературы и патентной документации неизвестны способы повышения достоверности определения интервалов заколонного перетока жидкости в скважинах, перекрытых НКТ, за счет применения термоизолированных НКТ с учетом низкой теплопроводности, ограничивающей поступление температурного мешающего сигнала к датчикам, расположенным снаружи НКТ, при этом к датчикам температуры из заколонного пространства поступает полезный температурный сигнал. From the scientific literature and patent documents known ways to increase the reliability of determination of intervals casing flow of fluid in the wells, covered tubing, through the use of thermally insulated tubing with the low thermal conductivity, limiting delivery temperature of the interfering signal to the sensors arranged outside the tubing, thus to temperature sensors useful temperature signal fed from the annulus.

Таким образом, заявляемое техническое решение соответствует критериям «изобретательский уровень» и «новизна». Thus, the claimed technical solution meets the criteria of "inventive step" and "novelty".

Осуществление способа показано на прилагаемых графических материалах: Implementation of the method is shown in accompanying drawings:

фиг. FIG. 1. Схема монтажа оборудования при реализации способа; 1. The circuit mounting equipment when carrying out the method;

фиг. FIG. 2. Изменение температуры во времени в точках расположения датчиков в случае отсутствия заколонного перетока; 2. The time of the temperature change in the sensor location points in the absence of casing flows;

фиг. FIG. 3. Изменение температуры во времени в точках расположения датчиков в случае наличия заколонного перетока. 3. The time of the temperature change in the sensor location points in the case of casing flows.

Способ осуществляют следующим образом. The process is carried out as follows.

В скважину 1 спускают компоновку, состоящую из воронки 2, термоизолированных НКТ 3 с размещенными на них снаружи базовым датчиком 4 температуры, контрольными датчиками 5.1, 5.2, 5.3 температуры, пакера 6 и струйного насоса 7 (фиг. 1). The wellbore 1 is lowered layout, consisting of funnel 2, the insulated tubing 3 placed on them from outside the base 4, the sensor temperature control sensors 5.1, 5.2, 5.3 the temperature of the packer 6 and 7 of the jet pump (FIG. 1). Насосно-копрессорные трубы 3 могут быть термоизолированы полностью или только на участках размещения датчиков 4 и 5.1, 5.2, 5.3 температуры. Pumping and kopressornye pipe 3 may be insulated wholly or only in the areas of the sensors 4 and 5.1, 5.2, 5.3 temperature.

Проводится замер температуры в неработающей скважине 1. Metering is carried out a temperature in broken borehole 1.

С помощью струйного насоса 7 скважина 1 запускается в работу и выводится на режим установившегося притока (отбора продукции). With the jet pump 7 is run in the well 1 and the job is output to a steady intake mode (output selection).

Регистрируется изменение температуры на каждом датчике 4, 5.1, 5.2, 5.3 в течение 3-6 часов после пуска скважины в работу. Temperature change recorded at each sensor 4, 5.1, 5.2 and 5.3 for 3-6 hours after the start hole in the work.

Скважина останавливается, компоновка извлекается из скважины, записанные данные скачиваются из памяти упомянутых датчиков. The well is stopped, the arrangement is extracted from the borehole, the recorded data is fetched from the memory of said sensors.

Проводится анализ изменения температуры на различных режимах работы скважины по каждому датчику. The analysis of changes in temperature at different borehole modes for each sensor. При этом анализируют показания датчиков в исследуемом интервале через время не менее When this was analyzed sensor data in the test after a time interval not less than

Figure 00000003
, где R k - радиус колонны, a - температуропроводность среды между НКТ и колонной после начала работы скважины. Where R k - radius of the column, a - thermal diffusivity of the medium between the tubing string and the wellbore after the start of operation.

По результатам анализа выявляют участки аномального изменения температуры по отношению к базовому датчику 4 и устанавливают факт наличия или отсутствия заколонного перетока в изучаемом интервале. The analysis detected the anomalous temperature change portions relative to the reference sensor 4 and establish the presence or absence casing flows in the investigated range.

Пример практической реализации. An example of practical implementation.

Проведен следующий комплекс работ. Spend the next set of works.

В зону предполагаемого заколонного перетока спущены термоизолированные НКТ 3 с размещенными на них снаружи: базовым датчиком 4 температуры, контрольными датчиками 5.1, 5.2, 5.3 температуры, пакером 6 и струйным насосом 7 (фиг. 1). The area of ​​the intended casing flows lowered insulated tubing 3 placed on them from the outside: a base temperature sensor 4, control sensors 5.1, 5.2, 5.3 temperatures packer jet pump 6 and 7 (Figure 1.). Компоновка спущена таким образом, чтобы пакер 6 был установлен на несколько метров выше интервала предполагаемого заколонного перетока. The arrangement is lowered so that the packer 6 was installed a few meters above the intended interval casing flows. При этом базовый датчик 4 расположен выше кровли неперфорированного водоносного пласта 8, а три контрольных датчика 5.1, 5.2, 5.3 расположены между подошвой неперфорированного водоносного пласта 8 и кровлей перфорированного нефтеносного пласта 9. In this basic sensor 4 is located above the top imperforate aquifer 8 and three control sensor 5.1, 5.2, 5.3 located between the sole aquifer 8 unperforated and perforated roofing reservoir 9.

Скважина 1 с помощью струйного насоса 7 запускается в работу и выводится на режим стабильного отбора продукции. The well 1 via the jet pump 7 is started in operation and output to the selection of stable production mode. В течение всего периода нахождения датчиков 4, 5.1, 5.2, 5.3 в скважине 1 проводится регистрация изменения температуры в точках их расположения. During the entire period during which the sensors 4, 5.1, 5.2, 5.3 in the well 1 is carried out to register changes in temperature at the points of their location.

Затем работа насоса 7 прекращается, вся компоновка извлекается из скважины 1, зарегистрированные данные по температуре скачиваются и расшифровываются. Next, operation of the pump 7 ceases, the entire arrangement removed from the well 1, the temperature data registered downloaded and decrypted.

По результатам сравнения характера изменения температуры во времени по всем датчикам 4, 5.1, 5.2, 5.3 делается вывод о наличии заколонного перетока. By comparing the time the character of temperature change for all sensors 4, 5.1, 5.2, 5.3 concludes that the presence of casing flow.

На фиг. FIG. 2 показаны изменения температуры во времени в точках расположения датчиков 4, 5.1, 5.2, 5.3 при отсутствии заколонного перетока из вышележащего неперфорированного водоносного пласта 8. По показаниям всех датчиков 4, 5.1, 5.2, 5.3 отмечается слабое увеличение температуры относительно фонового замера через определенное время t после запуска скважины 1 в работу, связанное с подъемом по НКТ 3 более теплой жидкости из перфорированного нефтеносного пласта 9. Время t зависит от радиуса колонны и температуропроводности среды между НКТ 3 и колонной. 2 shows the time of the temperature change in the sensor location points 4, 5.1, 5.2, 5.3 in the absence of the casing flows unperforated overlying aquifer 8. For all indications sensors 4, 5.1, 5.2, 5.3 indicated a slight increase in temperature relative to the background measurement after a certain time t after starting the wellbore 1 to the work associated with the rise of the tubing 3 warmer fluid from the perforated reservoir 9. t time depends on the radius of the columns and the thermal environment between the tubing 3 and column.

На фиг. FIG. 3 показаны изменения температуры во времени в точках расположения датчиков 4, 5.1, 5.2, 5.3 при наличии заколонного перетока из вышележащего неперфорированного водоносного пласта 8 в нижележащий перфорированный нефтеносный пласт 9. 3 shows the time of the temperature change in the sensor location points 4, 5.1, 5.2, 5.3 in the presence of casing flows unperforated overlying aquifer 8 into the underlying perforated oil reservoir 9.

По показаниям базового датчика 4 отмечается слабое увеличение температуры относительно фонового замера через определенное время t после запуска скважины 1 в работу, связанное с подъемом по НКТ 3 более теплой жидкости из нефтеносного пласта 9. By reference sensor 4 readings indicated a slight increase in temperature relative to the background measurement after a specified time t after the start of the well 1 to the work associated with the rise of the tubing 3 warmer liquid from the reservoir 9.

По показаниям контрольных датчиков 5.1, 5.2, 5.3, расположенных между подошвой неперфорированного водоносного пласта 8 и кровлей перфорированного нефтеносного пласта 9, после запуска скважины 1 в работу по истечении времени t отмечается постепенное понижение температуры относительно фонового замера, связанное с фильтрацией по заколонному пространству более охлажденной жидкости из вышележащего водоносного пласта 8 в нижележащий нефтеносный пласт 9. By indications control probes 5.1, 5.2, 5.3, arranged between the sole unperforated aquifer 8 and a roof perforated reservoir 9, after starting the well 1 in operation after the time t there is a gradual decrease in temperature relative to the background measurement associated with the filtration of the annulus over the cooled liquid from the overlying aquifer 8 in the underlying oil reservoir 9.

Использование заявляемого способа, в сравнении с известными, позволяет повысить достоверность определения интервалов заколонного перетока жидкости в скважинах, перекрытых термоизолированными НКТ. Using the proposed method, compared with the known, allows to increase the accuracy of the determination of intervals casing flow of fluid in the wells, covered thermally insulated tubing.

Способ определения заколонного перетока жидкости в скважине в интервалах, перекрытых НКТ, может быть осуществлен с использованием современных материалов и оборудования. A method for determining fluid flow behind the casing in the borehole at intervals overlapped tubing can be performed using modern materials and equipment.

Claims (4)

  1. 1. Способ определения заколонного перетока жидкости в скважине в интервалах, перекрытых насосно-компрессорными трубами, путем одновременной регистрации температуры по стволу скважины с последующим их анализом, отличающийся тем, что в скважину опускают термоизолированные насосно-копрессорные трубы с размещенными снаружи датчиками температуры, осуществляют одновременную регистрацию температуры по стволу скважины в исследуемом интервале, а после извлечения термоизолированных насосно-копрессорных труб анализируют показания датчиков 1. A method for determining fluid flow behind the casing in the borehole at intervals overlapped tubing by simultaneous recording of the wellbore temperature, followed by their analysis, characterized in that the downhole pump-insulated lowered kopressornye pipe placed outside temperature sensors are simultaneously temperature registration in the wellbore in the test interval, and after removal of thermally insulated tubing, pipes kopressornyh analyzed sensor data в исследуемом интервале через время не менее in the investigated interval after a time at least
    Figure 00000004
    , где R k - радиус колонны, а - температуропроводность среды между насосно-компрессорными трубами и колонной после начала работы скважины, об интервале заколонного перетока судят по аномалиям температуры. Where R k - radius of the column, and - the thermal medium between the tubing string and the wellbore after the start of operation, an interval casing flow is judged by the temperature anomalies.
  2. 2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что применены насосно-копрессорные трубы с термоизоляцией только на участках размещения датчиков температуры. 2. The method of claim. 1, characterized in that the pump-applied kopressornye pipes with thermal insulation only in the areas of temperature sensor placement.
  3. 3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в интервале заколонного перетока устанавливают не менее 3-х датчиков температуры. 3. The method of claim. 1, characterized in that the casing flows in the range is set at least 3 temperature sensors.
  4. 4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что выше интервала заколонного перетока устанавливают базовый датчик температуры. 4. The method of claim. 1, characterized in that the above interval is set base casing flows temperature sensor.
RU2014137513A 2014-09-16 2014-09-16 Method for identification of behind-casing flow in well within intervals covered by tubing strings RU2569391C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2014137513A RU2569391C1 (en) 2014-09-16 2014-09-16 Method for identification of behind-casing flow in well within intervals covered by tubing strings

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2014137513A RU2569391C1 (en) 2014-09-16 2014-09-16 Method for identification of behind-casing flow in well within intervals covered by tubing strings

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2569391C1 true RU2569391C1 (en) 2015-11-27

Family

ID=54753457

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2014137513A RU2569391C1 (en) 2014-09-16 2014-09-16 Method for identification of behind-casing flow in well within intervals covered by tubing strings

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2569391C1 (en)

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2130543C1 (en) * 1997-08-20 1999-05-20 Нефтегазодобывающее управление "Альметьевнефть" Акционерного общества "Татнефть" Method for thermal investigations of wells
US6558036B2 (en) * 2000-11-29 2003-05-06 Weatherford/Lamb, Inc. Non-intrusive temperature sensor for measuring internal temperature of fluids within pipes
RU2249108C1 (en) * 2003-09-11 2005-03-27 Осадчий Владимир Михайлович Device for measuring inner well parameters
RU2455482C2 (en) * 2010-09-30 2012-07-10 Шлюмберже Текнолоджи Б.В. Method of determination of fluid-movement profile and parameters of near-wellbore
RU2012155806A (en) * 2012-12-24 2014-06-27 Шлюмберже Текнолоджи Б.В. A method of determining the face and the parameters well bottom zone

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2130543C1 (en) * 1997-08-20 1999-05-20 Нефтегазодобывающее управление "Альметьевнефть" Акционерного общества "Татнефть" Method for thermal investigations of wells
US6558036B2 (en) * 2000-11-29 2003-05-06 Weatherford/Lamb, Inc. Non-intrusive temperature sensor for measuring internal temperature of fluids within pipes
RU2249108C1 (en) * 2003-09-11 2005-03-27 Осадчий Владимир Михайлович Device for measuring inner well parameters
RU2455482C2 (en) * 2010-09-30 2012-07-10 Шлюмберже Текнолоджи Б.В. Method of determination of fluid-movement profile and parameters of near-wellbore
RU2012155806A (en) * 2012-12-24 2014-06-27 Шлюмберже Текнолоджи Б.В. A method of determining the face and the parameters well bottom zone

Similar Documents

Publication Publication Date Title
Keery et al. Temporal and spatial variability of groundwater–surface water fluxes: development and application of an analytical method using temperature time series
US5214384A (en) Method including electrical self potential measurements for detecting multiphase flow in a cased hole
Würdemann et al. CO2SINK—From site characterisation and risk assessment to monitoring and verification: One year of operational experience with the field laboratory for CO2 storage at Ketzin, Germany
US6886632B2 (en) Estimating formation properties in inter-well regions by monitoring saturation and salinity front arrivals
US5561245A (en) Method for determining flow regime in multiphase fluid flow in a wellbore
US20080201080A1 (en) Determining fluid and/or reservoir information using an instrumented completion
US20010050170A1 (en) Method and apparatus for downhole production zone
US6978672B1 (en) Wireline apparatus for measuring steaming potentials and determining earth formation characteristics
US20080041594A1 (en) Methods and Systems For Determination of Fluid Invasion In Reservoir Zones
US20050017723A1 (en) Evaluation of fracture geometries in rock formations
US7741841B2 (en) Time-lapsed diffusivity logging for monitoring enhanced oil recovery
US20050279497A1 (en) Completion apparatus for measuring streaming potentials and determining earth formation characteristics
US7243718B2 (en) Methods for locating formation fractures and monitoring well completion using streaming potential transients information
Saraf et al. An experimental investigation of three-phase flow of water-oil-gas mixtures through water-wet sandstones
Burton et al. CO2 injectivity into brine aquifers: why relative permeability matters as much as absolute permeability
US20050280419A1 (en) While-drilling apparatus for measuring streaming potentials and determining earth formation characteristics
US3478584A (en) Method and apparatus for obtaining pressure build-up data in pumping wells
US20110048700A1 (en) Apparatus and method for fluid property measurements
US20090242274A1 (en) Apparatus for measuring streaming potentials and determining earth formation characteristics
US20100065268A1 (en) In situ heavy oil and bitumen recovery process
Williams et al. Using flowmeter pulse tests to define hydraulic connections in the subsurface: a fractured shale example
US20090037113A1 (en) Subsurface layer and reservoir parameter measurements
US5156205A (en) Method of determining vertical permeability of a subsurface earth formation
US6905241B2 (en) Determination of virgin formation temperature
US20090182509A1 (en) Combining reservoir modeling with downhole sensors and inductive coupling