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 Download PDF

Info

Publication number
RU2569391C1
RU2569391C1 RU2014137513/03A RU2014137513A RU2569391C1 RU 2569391 C1 RU2569391 C1 RU 2569391C1 RU 2014137513/03 A RU2014137513/03 A RU 2014137513/03A RU 2014137513 A RU2014137513 A RU 2014137513A RU 2569391 C1 RU2569391 C1 RU 2569391C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
temperature
well
interval
tubing
sensors
Prior art date
Application number
RU2014137513/03A
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
Application filed by Общество с Ограниченной Ответственностью "ТНГ-Групп" filed Critical Общество с Ограниченной Ответственностью "ТНГ-Групп"
Priority to RU2014137513/03A priority Critical patent/RU2569391C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2569391C1 publication Critical patent/RU2569391C1/en

Links

Images

Landscapes

  • Investigating Or Analyzing Materials Using Thermal Means (AREA)

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 oil industry and can be used to determine the intervals annular flow of fluid from the reservoirs, blocked by tubing (hereinafter tubing).

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/см3 (а.с. SU №933963, МПК5 E21B 43/37, 07.06.1982 г.).A known method of isolating the influx of water into a well by injecting a clay slurry and an aqueous solution of partially hydrolyzed polyacrylamide into the formation, in which, in order to increase the insulation efficiency by increasing the penetration depth of the insulating material, an aqueous solution of partially hydrolyzed polyacrylamide 0.001-0 is initially injected into the formation , 05% concentration, and then a clay suspension of a specific gravity of 1.02-1.08 g / cm 3 (a.s. SU No. 933963, IPC 5 E21B 43/37, 06/07/1982).

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 разности первой и второй термограмм в зумпфе скважины судят об интервале заколонного движения (а.с. SU №1476119, МПК4 E21B 47/10, 30.04.1989 г.).A known method for determining the intervals of the annular movement of fluid in the well, including the descent of the temperature sensor into the well, recording the temperature distribution along the wellbore in the injection and fluid selection mode, followed by comparing the obtained thermograms, in which, in order to improve the accuracy of determining the intervals of the annular motion of the liquid, the second thermogram is recorded in the moment of approach of the temperature disturbance from the annular motion zone to the temperature sensor and by the presence of a negative gradient The values of the first and second thermograms in the sump of the well judge the interval of annular movement (AS SU No. 1476119, IPC 4 E21B 47/10, 04/30/1989).

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 второе измерение в течение времени, не превышающего 2,5 мин после прекращения закачки. 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, МПК6 E21B 47/10, 10.11.1998 г.).There is also a known method for researching injection wells, which includes recording temperature changes along its barrel during injection and during the transition from the injection mode to the stationary mode of fluid withdrawal with an interval in time and subsequent comparison of the obtained thermograms; in this case, two additional measurements are carried out in each detected temperature anomaly interval and the first measurement - with a quasi-stationary temperature distribution in the wellbore during the injection process, after which the well is stopped and a second a second measurement for a time not exceeding 2.5 minutes after the termination of injection. By the shape of the temperature anomaly in the first and second measurements or by the absence of an anomaly in the first and by the presence of an anomaly in the second measurement, a violation of the tightness of the production casing in this interval is judged (patent RU No. 2121572, IPC 6 E21B 47/10, 10.11.1998, )

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 disadvantage of the known methods is the ambiguity in determining the interval of annular fluid flow due to the uncertainty of the time interval during which it is necessary to record thermograms, and in wells blocked by tubing, it is impossible to solve the problem of determining annular flow.

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. Регистрацию серии термограмм проводят в промежуток времени 4-40 минут после прекращения закачки (патент RU №2171373, МПК7 E21B 47/10, 27.07.2001 г.).There is also a method for determining the annular movement of fluid in the injection well, in which a series of thermograms along the wellbore are recorded in the estimated time interval after the injection is stopped with a sealed wellhead, and the interval of annular movement of the fluid is judged by the slowed down rate of temperature recovery in the well-formation system. The registration of a series of thermograms is carried out in the period of 4-40 minutes after the termination of the injection (patent RU No. 2171373, IPC 7 E21B 47/10, July 27, 2001).

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. А в скважинах, перекрытых НКТ, данный способ не может решить задачу по определению заколонных движений.The disadvantage of this method is that the time interval of 4-40 minutes is not optimal for accurately determining the interval of annular movement of the liquid and the slowed-down rate of temperature recovery is not sufficient to accurately determine the desired interval of annular movement. And in wells blocked by tubing, this method cannot solve the problem of determining annular movements.

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, МПК5 E21B 47/10, 30.05.1979 г.).Closest to the invention, the achieved result is a method for determining annular fluid movement in an active well by recording temperature along its wellbore, in which, in order to improve the accuracy of the method and to enable its use in the initial stage of well operation, a series of thermograms is recorded immediately after the well is put into operation, and the presence of annular fluid motion is judged by the increased rate of establishment of the thermal field (AS SU No. 665082, IPC 5 E21B 47/10, 05/30/1979).

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.The disadvantage of this method is that in the presence of a counterflow (the interval is blocked by the tubing) it is not possible to determine the presence of a casing flow against the background of the thermal field of a working well, and even by comparing the thermograms recorded at different well operation modes.

Задачей, на решение которой направлено изобретение, является повышение достоверности определения интервалов заколонного перетока жидкости в скважинах, перекрытых НКТ.The task to which the invention is directed, is to increase the reliability of determining the intervals of annular fluid flow in wells blocked by 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

Figure 00000001
, где Rk - радиус колонны, a - температуропроводность среды между НКТ и колонной после начала работы скважины, а об интервале заколонного перетока судят по аномалиям температуры.To solve the problem in the method for determining the annular flow of fluid in the well at intervals overlapped by the tubing, by simultaneously recording the temperature along the borehole with their subsequent analysis, the thermally insulated tubing with temperature sensors placed outside is lowered, the temperature is recorded along the borehole in the test interval, after extraction of tubing, analyze the readings of the sensors in the studied interval after a time of not less than
Figure 00000001
where R k is the radius of the column, a is the thermal diffusivity of the medium between the tubing and the column after the start of the well operation, and the annular flow interval is judged by the temperature anomalies.

Насосно-копрессорная труба может быть термоизолирована только на участках размещения датчиков температуры. В интервале заколонного перетока устанавливают не менее 3-х датчиков температуры, выше интервала заколонного перетока устанавливают базовый датчик температуры.The tubing can only be thermally insulated in areas where temperature sensors are located. At least 3 temperature sensors are installed in the annular overflow interval; a basic temperature sensor is installed above the annular overflow interval.

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.The complexity of solving this problem by geophysical methods is due to the fact that when casing flows in wells blocked by steel tubing, the oncoming fluid flow significantly reduces the useful temperature signal from the temperature anomaly created by the casing flow.

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

Figure 00000002
, где Rk - радиус колонны, a - температуропроводность среды между НКТ и колонной после начала работы скважины, а об интервале заколонного перетока судят по аномалиям температуры.Signs aimed at solving the problem is that thermally insulated tubing with temperature sensors placed outside is lowered into the well into the zone of the proposed annular crossflow, temperature is simultaneously recorded along the wellbore in the studied interval, after the extraction of the tubing, the sensor readings in the studied interval are analyzed over time no less
Figure 00000002
where R k is the radius of the column, a is the thermal diffusivity of the medium between the tubing and the column after the start of the well operation, and the annular flow interval is judged by the temperature anomalies.

Датчики устанавливают таким образом, чтобы в зоне предполагаемого заколонного перетока находилось не менее 3-х датчиков температуры. Один датчик устанавливается выше предполагаемого интервала заколонного перетока, показания которого являются базовыми. Показания остальных датчиков характеризуют температурный режим отдельных участков и аномальные изменения температуры по отношению к базовому датчику.The sensors are installed in such a way that there are at least 3 temperature sensors in the zone of the proposed annular overflow. One sensor is installed above the estimated casing flow interval, the readings of which are basic. The readings of the remaining sensors characterize the temperature regime of individual sections and abnormal changes in temperature with respect to the base 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.The use of thermally insulated tubing with low thermal conductivity limits the flow of an interfering temperature signal to sensors located outside the tubing, while a useful temperature signal is supplied to temperature sensors from the annular space.

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. Время t зависит от радиуса колонны и температуропроводности среды между НКТ и колонной.According to the readings of all sensors, there is a slight increase in temperature relative to background measurement after a certain time t after the well is put into operation, associated with the rise of a warmer fluid from the lower interval along the tubing. The time t depends on the radius of the column and the thermal diffusivity of the medium between the tubing and the column.

В совокупности вышеуказанные признаки позволяют повысить достоверность определения интервалов заколонного перетока жидкости в скважинах перекрытых НКТ.Together, the above signs can improve the reliability of determining the intervals of annular fluid flow in wells of blocked tubing.

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 and technical literature and patent documentation, there are no known ways to increase the reliability of determining the intervals of annular fluid flow in wells blocked by tubing, due to the use of thermally insulated tubing taking into account low thermal conductivity, which limits the flow of a temperature interfering signal to sensors located outside the tubing, and to temperature sensors from the annular space comes a useful temperature signal.

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:The implementation of the method shown in the attached graphic materials:

фиг. 1. Схема монтажа оборудования при реализации способа;FIG. 1. Scheme of installation of equipment during the implementation of the method;

фиг. 2. Изменение температуры во времени в точках расположения датчиков в случае отсутствия заколонного перетока;FIG. 2. Change in temperature over time at the points where the sensors are located in the absence of an annular flow;

фиг. 3. Изменение температуры во времени в точках расположения датчиков в случае наличия заколонного перетока.FIG. 3. Changes in temperature over time at the points where the sensors are located in the case of an annular overflow.

Способ осуществляют следующим образом.The method is 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). Насосно-копрессорные трубы 3 могут быть термоизолированы полностью или только на участках размещения датчиков 4 и 5.1, 5.2, 5.3 температуры.An arrangement consisting of a funnel 2, thermally insulated tubing 3 with a base temperature sensor 4, control sensors 5.1, 5.2, 5.3 of temperature, a packer 6 and a jet pump 7 (Fig. 1) is lowered into the well 1. Pump-compressor tubes 3 can be thermally insulated completely or only in areas where temperature sensors 4 and 5.1, 5.2, 5.3 are located.

Проводится замер температуры в неработающей скважине 1.The temperature in the idle well 1 is measured.

С помощью струйного насоса 7 скважина 1 запускается в работу и выводится на режим установившегося притока (отбора продукции).Using a jet pump 7, well 1 is put into operation and is brought into steady flow (production selection) mode.

Регистрируется изменение температуры на каждом датчике 4, 5.1, 5.2, 5.3 в течение 3-6 часов после пуска скважины в работу.A temperature change is recorded at each sensor 4, 5.1, 5.2, 5.3 within 3-6 hours after the well is put into operation.

Скважина останавливается, компоновка извлекается из скважины, записанные данные скачиваются из памяти упомянутых датчиков.The well stops, the layout is retrieved from the well, the recorded data is downloaded from the memory of the sensors mentioned.

Проводится анализ изменения температуры на различных режимах работы скважины по каждому датчику. При этом анализируют показания датчиков в исследуемом интервале через время не менее

Figure 00000003
, где Rk - радиус колонны, a - температуропроводность среды между НКТ и колонной после начала работы скважины.The analysis of temperature changes in different modes of operation of the well for each sensor. At the same time, the sensor readings are analyzed in the studied interval after a time of not less than
Figure 00000003
where R k is the radius of the column, a is the thermal diffusivity of the medium between the tubing and the column after the start of the well.

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.According to the results of the analysis, sections of an abnormal temperature change are detected with respect to the base sensor 4 and the fact of the presence or absence of a casing flow in the studied interval is established.

Пример практической реализации.An example of practical implementation.

Проведен следующий комплекс работ.The following set of works was carried out.

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). Компоновка спущена таким образом, чтобы пакер 6 был установлен на несколько метров выше интервала предполагаемого заколонного перетока. 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.The insulated tubing 3 with the external temperature sensor 4, the control temperature sensors 5.1, 5.2, 5.3, the packer 6 and the jet pump 7 (Fig. 1) are lowered into the zone of the proposed annular overflow. The layout was lowered so that the packer 6 was installed several meters above the interval of the proposed annular overflow. In this case, the base sensor 4 is located above the roof of the non-perforated aquifer 8, and three control sensors 5.1, 5.2, 5.3 are located between the bottom of the non-perforated aquifer 8 and the roof of the perforated oil reservoir 9.

Скважина 1 с помощью струйного насоса 7 запускается в работу и выводится на режим стабильного отбора продукции. В течение всего периода нахождения датчиков 4, 5.1, 5.2, 5.3 в скважине 1 проводится регистрация изменения температуры в точках их расположения.Well 1 with the help of a jet pump 7 is put into operation and displayed on the regime of stable selection of products. During the entire period the sensors 4, 5.1, 5.2, 5.3 are in well 1, temperature changes are recorded at their locations.

Затем работа насоса 7 прекращается, вся компоновка извлекается из скважины 1, зарегистрированные данные по температуре скачиваются и расшифровываются.Then the operation of the pump 7 is stopped, the entire layout is removed from the well 1, the recorded temperature data is 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.Based on the results of comparing the nature of the temperature change over time for all sensors 4, 5.1, 5.2, 5.3, a conclusion is made about the presence of an annular flow.

На фиг. 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.In FIG. Figure 2 shows the temperature changes over time at the locations of the sensors 4, 5.1, 5.2, 5.3 in the absence of a casing flow from the overlying non-perforated aquifer 8. According to the readings of all sensors 4, 5.1, 5.2, 5.3, a slight increase in temperature relative to the background measurement after a certain time t after the start of well 1 in the work associated with the rise through the tubing 3 of a warmer fluid from the perforated oil reservoir 9. The time t depends on the radius of the column and the thermal diffusivity of the medium between the tubing 3 and the string.

На фиг. 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.In FIG. Figure 3 shows the temperature changes over time at the locations of the sensors 4, 5.1, 5.2, 5.3 in the presence of a casing flow from the overlying non-perforated 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.According to the testimony of the basic sensor 4, there is a slight increase in temperature relative to the background measurement after a certain time t after the start of well 1 in work associated with the rise of a warmer fluid from the oil-bearing formation 9 along the tubing 3.

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.According to the test sensors 5.1, 5.2, 5.3, located between the sole of the non-perforated aquifer 8 and the roof of the perforated oil reservoir 9, after the start of the well 1 after a time t has elapsed, a gradual decrease in temperature relative to the background measurement is observed, associated with filtering over the cooler annulus fluid from the overlying aquifer 8 into 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.The use of the proposed method, in comparison with the known ones, allows to increase the reliability of determining the intervals of annular fluid flow in wells blocked by thermally insulated tubing.

Способ определения заколонного перетока жидкости в скважине в интервалах, перекрытых НКТ, может быть осуществлен с использованием современных материалов и оборудования.The method for determining annular fluid flow in the well at intervals overlapped by tubing can be carried out using modern materials and equipment.

Claims (4)

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 в исследуемом интервале через время не менее
Figure 00000004
, где Rk - радиус колонны, а - температуропроводность среды между насосно-компрессорными трубами и колонной после начала работы скважины, об интервале заколонного перетока судят по аномалиям температуры.1. The method of determining annular fluid flow in the well at intervals blocked by tubing by simultaneously recording the temperature along the wellbore with subsequent analysis, characterized in that thermally insulated tubing with temperature sensors is lowered into the well, simultaneously registration of temperature along the wellbore in the studied interval, and after the extraction of thermally insulated tubing, the readings of the sensors are analyzed in the studied interval after a time of at least
Figure 00000004
where R k is the radius of the column, and is the thermal diffusivity of the medium between the tubing and the column after the start of the well operation, the annular flow interval is judged by the temperature anomalies. 2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что применены насосно-копрессорные трубы с термоизоляцией только на участках размещения датчиков температуры.2. The method according to p. 1, characterized in that the applied tubing with thermal insulation only in areas of temperature sensors. 3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в интервале заколонного перетока устанавливают не менее 3-х датчиков температуры.3. The method according to p. 1, characterized in that in the interval of annular flow install at least 3 temperature sensors. 4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что выше интервала заколонного перетока устанавливают базовый датчик температуры. 4. The method according to claim 1, characterized in that a basic temperature sensor is installed above the annular flow interval.
RU2014137513/03A 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
RU2014137513/03A 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
RU2014137513/03A 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
RU2014137513/03A 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)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2772032C1 (en) * 2021-12-14 2022-05-16 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method for isolating behind-the-casing flows in a well with a water-and-oil-swellable packer

Citations (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU1160013A1 (en) * 1982-11-03 1985-06-07 Башкирский государственный университет им.40-летия Октября Method of investigating operational condition of well
SU1359435A1 (en) * 1985-05-22 1987-12-15 Башкирский государственный университет им.40-летия Октября Method of investigating injection wells
SU1421858A1 (en) * 1986-11-19 1988-09-07 Среднеазиатский научно-исследовательский институт природного газа Method and apparatus for determining the profile of fluid inflow in operating gas well
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. METHOD FOR DETERMINING BOTTOM AND BOTTOM HOLE ZONE PARAMETERS

Patent Citations (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU1160013A1 (en) * 1982-11-03 1985-06-07 Башкирский государственный университет им.40-летия Октября Method of investigating operational condition of well
SU1359435A1 (en) * 1985-05-22 1987-12-15 Башкирский государственный университет им.40-летия Октября Method of investigating injection wells
SU1421858A1 (en) * 1986-11-19 1988-09-07 Среднеазиатский научно-исследовательский институт природного газа Method and apparatus for determining the profile of fluid inflow in operating gas well
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. METHOD FOR DETERMINING BOTTOM AND BOTTOM HOLE ZONE PARAMETERS

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2772032C1 (en) * 2021-12-14 2022-05-16 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method for isolating behind-the-casing flows in a well with a water-and-oil-swellable packer
RU2817584C1 (en) * 2023-10-24 2024-04-16 федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский университет науки и технологий" Method for determining behind-the-casing fluid flow in operating wells

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US4832121A (en) Methods for monitoring temperature-vs-depth characteristics in a borehole during and after hydraulic fracture treatments
RU2577568C1 (en) Method for interpreting well yield measurements during well treatment
US11921246B2 (en) Measurement of poroelastic pressure response
US11111778B2 (en) Injection wells
US3483730A (en) Method of detecting the movement of heat in a subterranean hydrocarbon bearing formation during a thermal recovery process
EP3631164B1 (en) Improvements in or relating to injection wells
RU2008134796A (en) METHOD FOR TESTING AND RESEARCHING OIL AND GAS WELLS
RU2422633C1 (en) Investigation method of properties of rock mass and device for its implementation
RU2585301C1 (en) Method of determining behind-casing fluid flow by active thermometry in wells, covered by tubing strings
RU2143064C1 (en) Method of research of internal structure of gas- oil pools
RU2569391C1 (en) Method for identification of behind-casing flow in well within intervals covered by tubing strings
RU2485310C1 (en) Well surveying method
RU2528307C1 (en) Well surveying method
RU2560003C1 (en) Method for determining interval of free gas flow from reservoir in operating horizontal well
GB2574349A (en) A method for injectivity profiling of injection wells
RU2527960C1 (en) Well surveying method
Zayed et al. Zohr field: enhanced characterization of productive intervals by means of an innovative temperature monitoring application during well testing
CA2897686A1 (en) Hydrocarbon recovery process
RU2298094C2 (en) Method for finding mineral resources
US20190323344A1 (en) Method for monitoring salinity within an underground formation
RU2269000C2 (en) Method for permeable well zones determination
RU2752802C1 (en) Method for determining porosity and permeability characteristics of reservoir and method for increasing petroleum recovery thereby
RU2510457C1 (en) Method for determining behind-casing flows
RU2171373C1 (en) Method of determination of fluid flow in annular space of injection well
RU2530806C1 (en) Method for determining behind-casing flows