RU2622974C2 - Monitoring method for horizontal and directional development or injection wells - Google Patents
Monitoring method for horizontal and directional development or injection wells Download PDFInfo
- Publication number
- RU2622974C2 RU2622974C2 RU2015134680A RU2015134680A RU2622974C2 RU 2622974 C2 RU2622974 C2 RU 2622974C2 RU 2015134680 A RU2015134680 A RU 2015134680A RU 2015134680 A RU2015134680 A RU 2015134680A RU 2622974 C2 RU2622974 C2 RU 2622974C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- heat
- temperature
- cooling
- horizontal
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 33
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 title claims abstract description 12
- 238000002347 injection Methods 0.000 title claims abstract description 10
- 239000007924 injection Substances 0.000 title claims abstract description 10
- 238000011161 development Methods 0.000 title abstract description 7
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims abstract description 26
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 19
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 claims abstract description 4
- 230000003213 activating effect Effects 0.000 claims abstract 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 17
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 13
- 230000004913 activation Effects 0.000 claims description 3
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims description 2
- 229910052702 rhenium Inorganic materials 0.000 claims 1
- WUAPFZMCVAUBPE-UHFFFAOYSA-N rhenium atom Chemical compound [Re] WUAPFZMCVAUBPE-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 238000009529 body temperature measurement Methods 0.000 description 7
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 6
- 239000002893 slag Substances 0.000 description 5
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 4
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 4
- 230000005251 gamma ray Effects 0.000 description 3
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 3
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 3
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N Copper Chemical compound [Cu] RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000005481 NMR spectroscopy Methods 0.000 description 2
- HCHKCACWOHOZIP-UHFFFAOYSA-N Zinc Chemical compound [Zn] HCHKCACWOHOZIP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 2
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 2
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 2
- 229910052802 copper Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000010949 copper Substances 0.000 description 2
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 2
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 2
- 230000005855 radiation Effects 0.000 description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 2
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 2
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 description 2
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 2
- 239000011701 zinc Substances 0.000 description 2
- 229910052725 zinc Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 description 1
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 1
- 229910052729 chemical element Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 1
- 239000000284 extract Substances 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 239000000835 fiber Substances 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- -1 fluorocarbon compound Chemical class 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 239000011440 grout Substances 0.000 description 1
- 230000020169 heat generation Effects 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 1
- DNNSSWSSYDEUBZ-OUBTZVSYSA-N krypton-85 Chemical compound [85Kr] DNNSSWSSYDEUBZ-OUBTZVSYSA-N 0.000 description 1
- 238000002372 labelling Methods 0.000 description 1
- 239000011133 lead Substances 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 239000004575 stone Substances 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 1
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/10—Locating fluid leaks, intrusions or movements
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/06—Measuring temperature or pressure
- E21B47/07—Temperature
Landscapes
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Investigating Or Analyzing Materials Using Thermal Means (AREA)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, в частности к области эксплуатации горизонтальных или наклонно направленных скважин, и может быть использовано при разработке нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений.The invention relates to the field of oil and gas industry, in particular to the field of operation of horizontal or directional wells, and can be used in the development of oil, gas and gas condensate fields.
Известен (патент RU 2171888, опубл. 10.08.2001) способ мониторинга герметичности затрубного пространства. Согласно известному способу осуществляют закачку за обсадную колонну труб тампонажного раствора с газообразными химически инертными радиоизотопами, проведение фонового гамма-каротажа после образования цементного камня и гамма-каротажей через заданные периоды времени с определением момента начала заколонного перетока по результатам сравнения контрольных гамма-каротажей с фоновым, причем в качестве радиоизотопа используют долгоживущий газообразный химически инертный радиоизотоп с монохроматическим гамма-излучением, у которого отсутствуют короткоживущие продукты распада, которые вводят непосредственно в тампонажный раствор. Обычно рекомендуют использовать радиоизотоп криптон-85, период полураспада которого составляет 10,71 года, имеющий монохроматическое гамма-излучение энергией 0,5 МэВ, при отсутствии короткоживущих продуктов распада.Known (patent RU 2171888, publ. 10.08.2001) a method for monitoring the tightness of the annulus. According to the known method, cement slurry pipes with gaseous chemically inert radioisotopes are injected over the casing, gamma-ray logging is carried out after the formation of cement stone and gamma-ray logs after predetermined time periods with the determination of the beginning of the annular flow according to the results of comparing the gamma-ray logs with the background, moreover, as a radioisotope using a long-lived gaseous chemically inert radioisotope with monochromatic gamma radiation, which there are no short-lived decomposition products that are introduced directly into the grout. Usually it is recommended to use the krypton-85 radioisotope, whose half-life is 10.71 years, having monochromatic gamma radiation with an energy of 0.5 MeV, in the absence of short-lived decay products.
Недостатком известного способа можно признать его малую информативность, сложность реализации и недостаточную точность.The disadvantage of this method can be recognized as its low information content, complexity of implementation and lack of accuracy.
Известен (авторское свидетельство SU 977726, опубл. 30.11.1982) способ контроля за разработкой нефтегазового месторождения. Согласно известному способу для контроля используют метящее вещество, предварительно вводимое в тело продуктивного пласта, причем в качестве метящего вещества используют по меньшей мере одно фторуглеродное соединение. Для его качественного и количественного определения в продукции скважины используют метод ядерно-магнитного резонанса.Known (copyright certificate SU 977726, publ. 11/30/1982) a way to control the development of oil and gas fields. According to the known method, a control substance is used for control, which is previously introduced into the body of the reservoir, and at least one fluorocarbon compound is used as the labeling substance. For its qualitative and quantitative determination in the well production, the method of nuclear magnetic resonance is used.
Недостатками известного способа контроля следует признать его малую информативность, а также использование сложного аналитического оборудования - ЯМР-анализатора.The disadvantages of the known control method should be recognized as its low information content, as well as the use of sophisticated analytical equipment - NMR analyzer.
Известен (патент RU 2383727, опубл. 10.03.2010) способ проверки работы эксплуатационной скважины, работающей с использованием технологии гидравлического разрыва пласта. Согласно известному способу проводят закачку по крайней мере в две трещины гидроразрыва или в две зоны трещины гидроразрыва вместе с проппантом индикатора - частицами шлака, различного для каждой трещины гидроразрыва или зоны трещины гидроразрыва, выбранного из группы: медьсодержащий, свинецсодержащий, цинксодержащий, железосодержащий, откачивание нефте-водной смеси из указанной скважины, отделение твердой фазы от жидкой, разделение твердой фазы по удельной плотности на фракции - выделение частиц шлака, отмыв частиц шлака от нефти, измельчение, обработку кислотой, анализ кислотной вытяжки с использованием ионоселективных электродов на содержание ионов меди, свинца, железа, цинка, вынесение суждений о продуктивности различных областей пласта в скважине и о том, какая из трещин гидроразрыва или зон трещины гидроразрыва подвержена выносу проппанта.Known (patent RU 2383727, publ. 03/10/2010) a method for verifying the operation of a production well operating using hydraulic fracturing technology. According to the known method, at least two hydraulic fractures or two hydraulic fracture zones are injected together with an indicator proppant — slag particles different for each hydraulic fracture or hydraulic fracture zone selected from the group: copper-containing, lead-containing, zinc-containing, iron-containing, oil pumping -a water mixture from the indicated well, separation of the solid phase from the liquid, separation of the solid phase by specific gravity into fractions - separation of slag particles, washing of slag particles from oil, ism lchenie, acid treatment, the acidic extracts analysis using ion-selective electrodes on the content of ions of copper, lead, iron, zinc, making judgments about the productivity of different areas of the formation in the well and on which of the cracks or fracture zones subject to hydraulic fracture proppant.
Недостатком известного способа следует признать его узкую область применения (только технология гидроразрыва), техническую сложность (необходимость помещения индикатора - шлака одного состава - строго только в одну гидротрещину или ее зону), сложность выделения шлака и его анализа.The disadvantage of this method should be recognized its narrow scope (only fracturing technology), technical complexity (the need to place the indicator - slag of the same composition - strictly only in one hydraulic crack or its zone), the complexity of the selection of slag and its analysis.
Наиболее близким аналогом разработанного технического решения можно признать (патент RU 2544923, опубл. 20.03.2015) способ мониторинга добывающих или нагнетательных горизонтальных или наклонно направленных скважин. Согласно известному способу в скважину устанавливают систему, состоящую из распределенных по длине скважины датчиков измерения температуры, и распределенные по длине скважины источники тепла/охлаждения, во время работы скважины на добычу или перед началом работы скважины для определения профиля притока пластового флюида активируют распределенные источники тепла/охлаждения с образованием в скважине тепловых меток-индикаторов, а затем с использованием датчиков измерения температуры определяют скорость продвижения и изменения тепловых меток по скважине, по измеренным значениям рассчитывают распределение скорости движения потока в скважине, применяемой для определения технологических характеристик скважины.The closest analogue of the developed technical solution can be recognized (patent RU 2544923, publ. March 20, 2015) a method for monitoring production or injection horizontal or directional wells. According to the known method, a system is installed in the well, consisting of temperature measuring sensors distributed along the length of the well, and heat / cooling sources distributed along the length of the well, while the well is operating for production or before the start of the well to determine the profile of formation fluid inflow, the distributed heat sources are activated / cooling with the formation of thermal markers in the well, and then using the temperature measurement sensors determine the rate of advancement and changes in heat s labels borehole from the measured values calculated flow velocity distribution in the well used for determining process characteristics of the well.
Недостатком известного способа следует признать его недостаточную точность, обусловленную неопределенностью расстояния, которое проходит тепловая метка от момента генерации до момента обнаружения ее температурным датчиком.The disadvantage of this method should be recognized as its lack of accuracy, due to the uncertainty of the distance that the heat label passes from the moment of generation to the moment it is detected by the temperature sensor.
Техническая задача, решаемая посредством разработанного способа, состоит в расширении ассортимента средств контроля эксплуатации скважины.The technical problem solved by the developed method is to expand the range of means of monitoring the operation of the well.
Технический результат, получаемый при реализации разработанного способа, состоит в повышении точности способа мониторинга работы добывающих или нагнетательных горизонтальных или наклонно направленных скважин.The technical result obtained by the implementation of the developed method consists in increasing the accuracy of the method for monitoring the operation of production or injection horizontal or directional wells.
Для достижения указанного технического результата предложено использовать разработанный способ мониторинга добывающих или нагнетательных горизонтальных или наклонно направленных скважин. Согласно разработанному способу проводят установку в скважину системы, состоящей из датчика измерения температуры и распределенных по длине скважины источников тепла/охлаждения, активирование во время работы скважины на добычу или перед началом работы скважины для определения профиля притока пластового флюида распределенных источников тепла/охлаждения с образованием в скважине тепловых меток-индикаторов с последующим определением с использованием датчика измерения температуры скорости продвижения и, предпочтительно, изменения тепловых меток по скважине и расчетом по измеренным значениям распределения скорости движения потока в скважине, применяемым для определения технологических характеристик скважины, причем замер температуры осуществляют на расстоянии 1÷10 м от ближайшего источника тепла/охлаждения, при этом используют источники тепла/охлаждения многоразового использования, установленные на одинаковом расстоянии друг от друга и подключенные в систему с возможностью выборочной их активации.To achieve the specified technical result, it is proposed to use the developed method for monitoring production or injection horizontal or directional wells. According to the developed method, a system consisting of a temperature measurement sensor and heat / cooling sources distributed along the length of the well is installed in the well, activation during production of the well or before the start of the well to determine the profile of the formation fluid inflow of distributed heat / cooling sources with borehole heat indicator marks with subsequent determination using a sensor to measure the temperature of the speed of advancement and, preferably, changes in well marks and calculation based on the measured values of the flow velocity distribution in the well, used to determine the technological characteristics of the well, and the temperature is measured at a distance of 1 ÷ 10 m from the nearest heat / cooling source, using reusable heat / cooling sources, installed at the same distance from each other and connected to the system with the possibility of selective activation.
При разработке нефтяных месторождений горизонтальными или наклонно направленными скважинами одной из важнейших задач становится мониторинг распределения притока по стволу скважины. Возможные неравномерности притока связаны, прежде всего, с неоднородностью в распределении фильтрации и неоднородностью емкостных свойств вдоль ствола скважины, неравномерностью в распределении депрессии, а также с возможной пересыпкой ствола скважины, частичной или полной закупоркой противопесочных фильтров механическими примесями либо глинистым материалом, несовершенным освоением скважин (часть глинистой корки остается на стенке скважины), постепенным засорением пор призабойной зоны, прорывами воды и газа и другим.When developing oil fields with horizontal or directional wells, one of the most important tasks is monitoring the distribution of inflows along the wellbore. Possible irregularities in the inflow are primarily associated with heterogeneity in the distribution of filtration and heterogeneity of the capacitive properties along the wellbore, unevenness in the distribution of depression, as well as possible overfilling of the wellbore, partial or complete blockage of sand filters by mechanical impurities or clay material, imperfect well development ( part of the clay crust remains on the wall of the well), gradual clogging of the pores of the bottomhole zone, breakthroughs of water and gas, and others.
Мониторинг профиля притока позволяет выявить причины снижения эффективности работы скважины, вовремя запланировать и провести соответствующие геолого-технические мероприятия. Также данная информация позволит вовремя обновлять гидродинамические модели разработки месторождения для принятия стратегических решений.Monitoring the flow profile allows you to identify the reasons for the decrease in the efficiency of the well, to plan and carry out appropriate geological and technical measures in time. Also, this information will allow timely updating of hydrodynamic models of field development for strategic decisions.
Основной идеей, на которой основан разработанный способ, является наличие в интервалах пласта горизонтальной или наклонно направленной скважины распределенной системы измерения температуры и распределенных источников тепла/охлаждения.The main idea on which the developed method is based is the presence in the formation intervals of a horizontal or directional well of a distributed temperature measurement system and distributed heat / cooling sources.
Указанный технический результат достижим за счет того, что:The specified technical result is achievable due to the fact that:
- достаточно точно известно расстояние от источника тепла/охлаждения до датчика температуры, поскольку известно, какой из источников тепла/охлаждения генерировал тепловую метку-индикатор, что позволяет точно рассчитать скорость потока флюида в скважине;- the distance from the heat / cooling source to the temperature sensor is known quite accurately, since it is known which of the heat / cooling sources generated a heat indicator label, which allows you to accurately calculate the fluid flow rate in the well;
- неоднократное измерение скорости потока флюида в скважине с использованием одного и того жеисточника тепла/охлаждения и датчика температуры позволяет получить усредненные данные с исключением случайных флуктуаций скорости потока;- repeated measurement of the fluid flow rate in the well using the same heat / cooling source and temperature sensor allows obtaining averaged data with the exception of random fluctuations in the flow rate;
- возможность использования различных источников тепла/охлаждения с известным местонахождением используемого источника позволяет определить характеристики потока флюида в любой точке скважины, а также динамики изменения скорости потока флюида.- the ability to use various sources of heat / cooling with a known location of the source used allows you to determine the characteristics of the fluid flow at any point in the well, as well as the dynamics of the fluid flow rate.
В качестве средства измерения температуры могут быть использованы как термодатчики любого типа, так и системы измерения температуры на базе оптоволокна. Подобные системы позволяют оценивать профиль притока, в том числе и для вертикальных скважин, путем сравнения с геотермией. Также возможно оценить профиль закачки в горизонтальных скважинах методом восстановления температуры либо с использованием сформировавшихся во время остановок температурных меток.As a means of measuring temperature, both temperature sensors of any type and fiber-based temperature measurement systems can be used. Such systems make it possible to evaluate the inflow profile, including for vertical wells, by comparing it with geothermy. It is also possible to evaluate the injection profile in horizontal wells using a temperature recovery method or using temperature marks formed during shutdowns.
При реализации способа в скважину устанавливают систему, состоящую из датчика измерения температуры, а также распределенных по длине скважины источников тепла/охлаждения.When implementing the method, a system is installed in the well, consisting of a temperature measuring sensor, as well as heat / cooling sources distributed along the length of the well.
В качестве распределенных по длине скважины многоразовых источников тепла/охлаждения могут быть использованы точечные нагреватели, вмонтированные химические элементы для выделения тепла, дроссельные охлаждающие элементы при закачке газа с поверхности, контрольные линии, позволяющие заканчивать тепловые агенты и другие.As reusable heat / cooling sources distributed along the length of the well, spot heaters, mounted chemical elements for heat generation, throttle cooling elements when injecting gas from the surface, control lines that allow terminating thermal agents, and others can be used.
Данные системы могут быть установлены в скважину как на постоянной основе с использованием систем заканчивания скважин для проведения постоянного мониторинга, так и на различных средствах доставки во время проведения промыслово-геофизических исследований скважин. Такими средствами доставки могут быть геофизический кабель, гибкие насосно-компрессорные трубы, провод и другие.These systems can be installed in the well on an ongoing basis using completion systems for continuous monitoring, as well as on various delivery vehicles during field geophysical surveys of wells. Such delivery vehicles can be a geophysical cable, flexible tubing, wire, and others.
Во время работы скважины на добычу для определения профиля притока пластового флюида следует включить на определенное время один из распределенных источников тепла/охлаждения. Время работы источника будет зависеть от его мощности, геометрических размеров скважины, типа и размеров заканчивания скважины, дебитов скважины, фазового состава пластовой жидкости и ее термальных свойств, а также термальных свойств горных пород. Заданное время работы источника можно будет получить как опытным путем, так и с использованием предварительных расчетов процессов теплообмена.During production well operation, to determine the profile of formation fluid inflow, one of the distributed heat / cooling sources should be turned on for a certain time. The operating time of the source will depend on its power, the geometrical dimensions of the well, the type and size of the completion of the well, production rates, the phase composition of the reservoir fluid and its thermal properties, as well as the thermal properties of the rocks. The predetermined time of the source’s operation can be obtained both experimentally and using preliminary calculations of heat transfer processes.
Вследствие работы источника тепла/охлаждения в скважине будет формироваться тепловая метка, которая будут постепенно перемещаться с потоком пластового флюида от места ее образования в сторону пятки скважины и затем от заканчивания скважины на поверхность. Скорость продвижения данной температурной метки будет зависеть от скорости притока пластового флюида в каждой зоне и от скорости движения флюида по скважине до данного интервала. Следовательно, скорость движения тепловой метки будет накопленной функцией, характеризующей движение пластового флюида от притока к скважине. Минимальная скорость будет в носке скважины и максимальная в пятке. Точно известное расстояние от места формирования метки до термодатчика позволит точно рассчитать скорость потока пластового флюида. Возможность неоднократного генерирования метки из одного источника позволит более точно установить скорость.Due to the operation of the heat / cooling source, a heat mark will be formed in the well, which will gradually move with the flow of formation fluid from the place of its formation towards the heel of the well and then from the completion of the well to the surface. The rate of advancement of this temperature label will depend on the rate of formation fluid inflow in each zone and on the velocity of the fluid in the well to a given interval. Consequently, the speed of movement of the heat mark will be the accumulated function characterizing the movement of the formation fluid from the inflow to the well. The minimum speed will be in the toe of the well and the maximum in the heel. A well-known distance from the place where the mark is formed to the temperature sensor will accurately calculate the flow rate of the formation fluid. The ability to repeatedly generate tags from one source will allow you to more accurately set the speed.
Использование распределенной системы измерения температуры позволяет отследить движение данных тепловых меток по всему стволу скважины и получить распределение скорости потока.Using a distributed temperature measurement system allows you to track the movement of these thermal marks throughout the wellbore and obtain the distribution of flow velocity.
Использование распределения скорости потока флюида по стволу скважины позволяет в свою очередь найти распределение профиля притока пластового флюида к скважине.Using the distribution of fluid flow rate along the wellbore allows in turn to find the distribution profile of the flow of formation fluid to the well.
Разработанный способ иллюстрирован следующим примером реализации. Систему устанавливают в добывающей горизонтальной скважине, законченной противопесочным фильтром. Распределенную систему измерения температуры и источники тепла/охлаждения устанавливают на горизонтальном участке скважины на насосно-компрессорных трубах (НКТ) либо гибких насосно-компрессорных трубах (ГНКТ) малого диаметра. В случае добычи с использованием насоса их подвешивают ниже мотора погружного электроцентробежного насоса. При работе скважины на добычу периодически или постоянно включают нагревательные/охлаждающие элементы и проводят измерения распределения температуры вдоль ствола скважины. По данным изменения температуры во времени определяют профиль притока и, возможно, фазовый состав жидкости, поступающей в скважину из разных интервалов скважины.The developed method is illustrated by the following implementation example. The system is installed in a producing horizontal well completed with a sand filter. A distributed temperature measurement system and heat / cooling sources are installed on the horizontal section of the well on tubing (tubing) or flexible tubing (CT) of small diameter. In the case of extraction using a pump, they are suspended below the motor of a submersible electric centrifugal pump. When a well is operating for production, heating / cooling elements are periodically or continuously switched on and temperature distribution is measured along the wellbore. According to the temperature change over time, the inflow profile and, possibly, the phase composition of the fluid entering the well from different intervals of the well are determined.
Данная технология может найти широкое применение для мониторинга профиля притока добывающей скважины в тех случаях, когда существующие технологии не позволяют сделать это, а именно способ применим для следующих случаев:This technology can be widely used to monitor the profile of the inflow of a producing well in cases where existing technologies do not allow this, namely the method is applicable for the following cases:
- горизонтальные скважины с большими отходами или сложными профилями траектории;- horizontal wells with large waste or complex trajectory profiles;
- месторождения с высоковязкой нефтью;- deposits with high viscosity oil;
- скважины с многостадийным гидроразрывом пласта;- wells with multi-stage hydraulic fracturing;
- многозабойные скважины и скважины с зарезкой бокового ствола;- multilateral wells and sidetracking wells;
- скважины, эксплуатирующиеся механизированным способом;- wells operated mechanized;
- офшорные скважины и т.д.- offshore wells, etc.
Также разработанный способ можно применить для мониторинга профиля закачки в нагнетательных скважинах. Несомненным преимуществом данной технологии является отсутствие необходимости останавливать скважину для формирования естественной тепловой метки в стволе скважины и возможность проводить мониторинг в тех случаях, когда температура закачиваемой воды совпадает с геотермальной температурой пласта.Also, the developed method can be used to monitor the injection profile in injection wells. The undoubted advantage of this technology is the absence of the need to stop the well to form a natural heat mark in the wellbore and the ability to monitor when the temperature of the injected water coincides with the geothermal temperature of the formation.
Способ также может быть применен в качестве мониторинга изменения свойств призабойной зоны пласта.The method can also be applied as monitoring changes in the properties of the bottomhole formation zone.
В этом случае в остановленной скважине необходимо включить на определенное время распределенный источник тепла/охлаждения. После остановки данного источника с использованием распределенной системы измерения температуры проводят отслеживания скорости восстановления температуры к невозмущенному состоянию. Данная характеристика будет зависеть от общего коэффициента теплообмена между скважиной и пластом. Соответственно скорость отвода тепла будет зависеть от теплофизических свойств горных пород в призабойной зоне пласта.In this case, in the stopped well, it is necessary to turn on the distributed heat / cooling source for a certain time. After stopping this source using a distributed temperature measurement system, the rate of temperature recovery to an unperturbed state is monitored. This characteristic will depend on the overall heat transfer coefficient between the well and the formation. Accordingly, the rate of heat removal will depend on the thermophysical properties of the rocks in the bottomhole formation zone.
Проведение таких исследований на различных этапах эксплуатации скважины позволит оценить изменения насыщенности в различных зонах скважины, так как теплофизические свойства горных пород будут зависеть от характера и их насыщения.Carrying out such studies at various stages of well operation will allow us to assess changes in saturation in different zones of the well, since the thermophysical properties of the rocks will depend on the nature and saturation of the rocks.
Также данные исследования могут быть использованы при оценке изменения величины пористости в процессе эксплуатации скважины.Also, these studies can be used to assess changes in porosity during the operation of the well.
Таким образом, предложенная технология позволит проводить мониторинг изменения профиля притока добывающих скважин или приемистости нагнетательных скважин, а также оценивать изменения характера насыщенности в призабойной зоне. Это может найти широкое применение в нефтегазовой индустрии и связано с более широким внедрением разработки месторождений с использованием горизонтальных скважин и наклонно направленных скважин.Thus, the proposed technology will make it possible to monitor changes in the profile of the inflow of production wells or injectivity of injection wells, as well as to assess changes in the nature of saturation in the bottom-hole zone. This can be widely used in the oil and gas industry and is associated with a wider introduction of field development using horizontal wells and directional wells.
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015134680A RU2622974C2 (en) | 2015-08-19 | 2015-08-19 | Monitoring method for horizontal and directional development or injection wells |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015134680A RU2622974C2 (en) | 2015-08-19 | 2015-08-19 | Monitoring method for horizontal and directional development or injection wells |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2015134680A RU2015134680A (en) | 2017-02-27 |
| RU2622974C2 true RU2622974C2 (en) | 2017-06-21 |
Family
ID=58453824
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2015134680A RU2622974C2 (en) | 2015-08-19 | 2015-08-19 | Monitoring method for horizontal and directional development or injection wells |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2622974C2 (en) |
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2702042C1 (en) * | 2018-11-21 | 2019-10-03 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпромнефть Научно-Технический Центр" (ООО "Газпромнефть НТЦ") | Method of quantitative assessment of inflow profile in low- and medium-rate horizontal oil wells with mhfr |
| RU2724064C1 (en) * | 2020-01-13 | 2020-06-19 | Общество с ограниченной ответственностью "Айсико" | Method for determination of liquid rate in marginal wells |
| RU2727966C1 (en) * | 2020-01-09 | 2020-07-28 | Общество с ограниченной ответственностью "Айсико" | Method for determination of liquid level in well |
| RU2735795C1 (en) * | 2020-03-27 | 2020-11-09 | Общество с ограниченной ответственностью "Айсико" | Method of determining interval inflow of fluid in production wells |
| RU2741888C1 (en) * | 2020-02-03 | 2021-01-29 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Method of evaluation of parameters of fractures of formation hydraulic fracturing for horizontal well |
| RU2743917C1 (en) * | 2020-05-12 | 2021-03-01 | Общество с ограниченной ответственностью "ВОРМХОЛС Внедрение" | Method for monitoring the quality and tightness of well cementing |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU742583A1 (en) * | 1978-03-23 | 1980-06-25 | Научно-Производственное Объединение "Геофизика" Министерства Геологии Ссср | Apparatus for determining speed and direction of liquid flow in a well |
| SU802793A1 (en) * | 1979-02-15 | 1981-02-07 | Московское Ордена Ленина И Орденатрудового Красного Знамени Высшеетехническое Училище Им. H.Э.Баумана | Mark-type flowmeter sensor |
| SU1161826A1 (en) * | 1983-11-16 | 1985-06-15 | Научно-Исследовательский Институт Механики При Горьковском Ордена Трудового Красного Знамени Государственном Университете Им.Н.И.Лобачевского | Heat flowmeter |
| RU2014568C1 (en) * | 1991-12-25 | 1994-06-15 | Научно-исследовательский институт "Нефтеотдача" | Method of determining the phase rate of the multiphase liquid flow and device for its realization |
| RU2455482C2 (en) * | 2010-09-30 | 2012-07-10 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Method of determination of fluid-movement profile and parameters of near-wellbore |
| US20140144226A1 (en) * | 2010-11-01 | 2014-05-29 | David Sirda Shanks | Distributed Fluid Velocity Sensor and Associated Method |
| RU2544923C1 (en) * | 2013-12-02 | 2015-03-20 | Общество с ограниченной ответственностью "ВОРМХОЛС" | Monitoring method for horizontal or directional producers or injectors |
-
2015
- 2015-08-19 RU RU2015134680A patent/RU2622974C2/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU742583A1 (en) * | 1978-03-23 | 1980-06-25 | Научно-Производственное Объединение "Геофизика" Министерства Геологии Ссср | Apparatus for determining speed and direction of liquid flow in a well |
| SU802793A1 (en) * | 1979-02-15 | 1981-02-07 | Московское Ордена Ленина И Орденатрудового Красного Знамени Высшеетехническое Училище Им. H.Э.Баумана | Mark-type flowmeter sensor |
| SU1161826A1 (en) * | 1983-11-16 | 1985-06-15 | Научно-Исследовательский Институт Механики При Горьковском Ордена Трудового Красного Знамени Государственном Университете Им.Н.И.Лобачевского | Heat flowmeter |
| RU2014568C1 (en) * | 1991-12-25 | 1994-06-15 | Научно-исследовательский институт "Нефтеотдача" | Method of determining the phase rate of the multiphase liquid flow and device for its realization |
| RU2455482C2 (en) * | 2010-09-30 | 2012-07-10 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Method of determination of fluid-movement profile and parameters of near-wellbore |
| US20140144226A1 (en) * | 2010-11-01 | 2014-05-29 | David Sirda Shanks | Distributed Fluid Velocity Sensor and Associated Method |
| RU2544923C1 (en) * | 2013-12-02 | 2015-03-20 | Общество с ограниченной ответственностью "ВОРМХОЛС" | Monitoring method for horizontal or directional producers or injectors |
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2702042C1 (en) * | 2018-11-21 | 2019-10-03 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпромнефть Научно-Технический Центр" (ООО "Газпромнефть НТЦ") | Method of quantitative assessment of inflow profile in low- and medium-rate horizontal oil wells with mhfr |
| RU2727966C1 (en) * | 2020-01-09 | 2020-07-28 | Общество с ограниченной ответственностью "Айсико" | Method for determination of liquid level in well |
| RU2724064C1 (en) * | 2020-01-13 | 2020-06-19 | Общество с ограниченной ответственностью "Айсико" | Method for determination of liquid rate in marginal wells |
| RU2741888C1 (en) * | 2020-02-03 | 2021-01-29 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Method of evaluation of parameters of fractures of formation hydraulic fracturing for horizontal well |
| RU2735795C1 (en) * | 2020-03-27 | 2020-11-09 | Общество с ограниченной ответственностью "Айсико" | Method of determining interval inflow of fluid in production wells |
| RU2743917C1 (en) * | 2020-05-12 | 2021-03-01 | Общество с ограниченной ответственностью "ВОРМХОЛС Внедрение" | Method for monitoring the quality and tightness of well cementing |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2015134680A (en) | 2017-02-27 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2622974C2 (en) | Monitoring method for horizontal and directional development or injection wells | |
| RU2544923C1 (en) | Monitoring method for horizontal or directional producers or injectors | |
| RU2324810C2 (en) | Method for determining dimensions of formation hydraulic fracture | |
| RU2577568C1 (en) | Method for interpreting well yield measurements during well treatment | |
| US8770284B2 (en) | Systems and methods of detecting an intersection between a wellbore and a subterranean structure that includes a marker material | |
| CA2687892C (en) | Real time closed loop interpretation of tubing treatment systems and methods | |
| NO20121120A1 (en) | System and method for determining the penetration of water into a well | |
| CN104018822A (en) | Oil well staged fracturing effect monitoring method | |
| WO2009070050A1 (en) | Method for monitoring the operation of an oil well using hydraulic fracturing technics | |
| MXPA05001618A (en) | Use of distributed temperature sensors during wellbore treatments. | |
| WO2016016335A1 (en) | Fluid identification system | |
| RU2482272C2 (en) | Control method of development of hydrocarbon deposit | |
| Yanagisawa et al. | Temperature-dependent scale precipitation in the Hijiori Hot Dry Rock system, Japan | |
| RU2580547C1 (en) | Method for determining profile of water injection in injection well | |
| US20150353817A1 (en) | Smart proppant technology for fracking and well production performance monitoring | |
| US9650881B2 (en) | Real time tool erosion prediction monitoring | |
| WO2014104914A1 (en) | Hydrocarbon field development control method | |
| RU2680566C1 (en) | Method for determining flow profile in low-rate horizontal wells with multi-stage hydraulic fracturing | |
| Gashimov et al. | Well Completion Technology Evaluation for Oil Rim Field Development Using Permanent Tracers: A Case Study from North-Komsomolskoye Field | |
| US10386215B2 (en) | Method for monitoring a flow using distributed acoustic sensing | |
| RU2433261C1 (en) | Method for detection of salt deposition zones in well | |
| Adebayo et al. | An experimental investigation of the use of combined resistivity and temperature logs for scale monitoring in carbonate formations during CO2 sequestration | |
| RU2585301C1 (en) | Method of determining behind-casing fluid flow by active thermometry in wells, covered by tubing strings | |
| US9803454B2 (en) | Sand control device and methods for identifying erosion | |
| Brehme et al. | Injectiontriggered occlusion of flow pathways and its remediation in Mezoberény-Hungary |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20180820 |