RU2795225C1 - Method for determining operating intervals in operating wells - Google Patents
Method for determining operating intervals in operating wells Download PDFInfo
- Publication number
- RU2795225C1 RU2795225C1 RU2022120551A RU2022120551A RU2795225C1 RU 2795225 C1 RU2795225 C1 RU 2795225C1 RU 2022120551 A RU2022120551 A RU 2022120551A RU 2022120551 A RU2022120551 A RU 2022120551A RU 2795225 C1 RU2795225 C1 RU 2795225C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- casing
- downhole tool
- along
- temperature
- heating
- Prior art date
Links
Abstract
Description
Изобретение относится к области геофизических исследований действующих нефтедобывающих скважин, оборудованных обсадной металлической колонной, в частности к способам определения работающих интервалов и может быть использовано при контроле за разработкой нефтегазового пласта.The invention relates to the field of geophysical research of existing oil wells equipped with a metal casing, in particular to methods for determining operating intervals and can be used to control the development of an oil and gas reservoir.
Известен способ определения профиля притока жидкости в действующих скважинах, оборудованных обсадной металлической колонной, включающий спуск в скважину скважинного прибора, содержащего электронагреватель и термометр, равномерный нагрев ствола скважины по всей его длине в процессе подъема скважинного прибора с постоянной скоростью, одновременную с подъемом скважинного прибора регистрацию температуры по стволу скважины с помощью термометра и определение профиля притока по изменению температуры жидкости в интервале перфорации (RU 2194855, Е21В 47/00, Е21В 47/06).A known method for determining the profile of fluid inflow in operating wells equipped with a casing metal string, including lowering a downhole tool containing an electric heater and a thermometer into the well, uniform heating of the wellbore along its entire length in the process of lifting the downhole tool at a constant speed, recording simultaneously with the lifting of the downhole tool temperature along the wellbore using a thermometer and determining the inflow profile by changing the temperature of the fluid in the perforation interval (RU 2194855, E21B 47/00, E21B 47/06).
Недостатками данного способа является:The disadvantages of this method are:
- малая точность в определении профиля притока по изменению температуры жидкости из-за нивелирования температурного фронта скважинной жидкости в процессе ее перемещения по стволу скважины;- low accuracy in determining the inflow profile by changing the temperature of the fluid due to the leveling of the temperature front of the well fluid in the process of its movement along the wellbore;
- погрешность в определении профиля притока из-за влияния на показания термометра термогравитационного расслоения потока жидкости при проведении работ в горизонтальных и наклонных скважинах.- error in determining the inflow profile due to the influence of thermogravitational stratification of the fluid flow on the thermometer readings during work in horizontal and inclined wells.
Наиболее близким по технической сущности к заявляемому изобретению является способ определения заколонного перетока жидкости в действующих скважинах, оборудованных обсадной металлической колонной, включающий спуск в скважину скважинного прибора, содержащего индукционный нагреватель и датчики температуры, индукционный нагрев обсадной колонны, регистрацию термограмм с помощью датчиков температуры одновременно с нагревом и определение интервалов заколонного перетока по повышенному темпу изменения температуры жидкости (RU 2585301, Е21В 47/103, Е21В 47/06).The closest in technical essence to the claimed invention is a method for determining behind-the-casing fluid flow in operating wells equipped with a metal casing, including lowering a downhole tool containing an induction heater and temperature sensors into the well, induction heating of the casing, recording thermograms using temperature sensors simultaneously with heating and determination of behind-the-casing flow intervals by an increased rate of fluid temperature change (RU 2585301, E21B 47/103, E21B 47/06).
Недостатками данного способа являются:The disadvantages of this method are:
- остановка работы действующей скважины в связи с необходимостью проведения фонового замера температуры и последующий запуск скважины в работу, что в целом усложняет технологический процесс и делает его более трудоемким;- stopping the operation of an existing well due to the need to conduct a background temperature measurement and subsequent start-up of the well, which generally complicates the technological process and makes it more laborious;
- поиск интервалов скважинной жидкости осуществляется методом последовательных приближений по точкам, при этом на каждой точке осуществляется локальный нагрев обсадной колонны и регистрация термограмм до и после нагрева, что также усложняет технологический процесс и делает его трудоемким;- the search for well fluid intervals is carried out by the method of successive approximations by points, while local heating of the casing string and registration of thermograms before and after heating is carried out at each point, which also complicates the technological process and makes it time-consuming;
- малая точность в регистрации темпа изменения температуры жидкости датчиками из-за нивелирования температурного фронта скважинной жидкости в процессе ее перемещения по стволу скважины.- low accuracy in registering the rate of change in the temperature of the fluid by sensors due to the leveling of the temperature front of the well fluid in the process of its movement along the wellbore.
Цель заявляемого технического решения состоит в обеспечении достоверности определения работающих интервалов в действующих скважинах.The purpose of the proposed technical solution is to ensure the reliability of the definition of operating intervals in existing wells.
Данная задача достигается за счет того, что в предлагаемом способе определения работающих интервалов в действующих скважинах, оборудованных обсадной металлической колонной, включающий спуск в скважину скважинного прибора, содержащего индукционный нагреватель и датчики температуры, индукционный нагрев обсадной колонны, регистрацию термограмм с помощью датчиков температуры одновременно с нагревом и определение работающих интервалов по повышенному темпу изменения температуры, осуществляют центрирование скважинного прибора по оси скважины, индукционный нагрев обсадной металлической колонны осуществляют при движении скважинного прибора как против потока скважинной жидкости, так и по потоку, обеспечивая движение фронта нагрева в направлении прибора, регистрацию термограмм осуществляют сканированием температуры внутренней поверхности обсадной колонны датчиками температуры, равномерно распределенными по длине окружности поперечного сечения корпуса скважинного прибора и имеющих тепловой контакт с внутренней поверхностью обсадной металлической колонны.This task is achieved due to the fact that in the proposed method for determining operating intervals in operating wells equipped with a metal casing, including lowering a downhole tool containing an induction heater and temperature sensors into the well, induction heating of the casing, recording thermograms using temperature sensors simultaneously with heating and determination of operating intervals by an increased rate of temperature change, the downhole tool is centered along the axis of the well, induction heating of the casing metal string is carried out when the downhole tool moves both against the flow of the well fluid and downstream, ensuring the movement of the heating front in the direction of the tool, registration of thermograms carried out by scanning the temperature of the inner surface of the casing with temperature sensors uniformly distributed along the circumference of the cross-section of the body of the downhole tool and having thermal contact with the inner surface of the casing metal string.
Кроме того, движение скважинного прибора осуществляют с различными постоянными скоростями.In addition, the movement of the downhole tool is carried out at various constant speeds.
Техническим результатом заявляемого изобретения является снижение эксплуатационных затрат, повышение точности в выявлении аномалии изменения температуры и соответственно определении работающих интервалов.The technical result of the claimed invention is to reduce operating costs, improve accuracy in detecting temperature anomalies and, accordingly, determining operating intervals.
Способ определения работающих интервалов в действующих скважинах, оборудованных металлической обсадной колонной, осуществляется следующим образом. Скважинный прибор, содержащий индукционный нагреватель и датчики температуры, опускают в скважину, раскрывают центраторы прибора, осуществляя тем самым центрирование прибора по оси скважины. При этом датчики температуры, которые с помощью специального устройства крепятся к корпусу прибора и которые равномерно распределены по длине окружности поперечного сечения корпуса скважинного прибора оказываются в непосредственной близости от внутренней поверхности обсадной металлической колонны. Это обстоятельство позволяет, во-первых, обеспечить тепловой контакт датчиков с внутренней поверхностью обсадной металлической колонны и, во-вторых, перемещать прибор по стволу скважины, не опасаясь, что датчики температуры будут повреждены. Кроме того, датчики температуры скважинного прибора конструктивно выполнены таким образом, что воспринимают исключительно температуру внутренней поверхности колонны и не воспринимают температуру потока скважинной жидкости.The method for determining operating intervals in operating wells equipped with a metal casing string is carried out as follows. A downhole tool containing an induction heater and temperature sensors is lowered into the well, the centralizers of the tool are opened, thereby centering the tool along the axis of the well. In this case, temperature sensors, which are attached to the tool body with the help of a special device and which are evenly distributed along the circumference of the cross-section of the downhole tool body, are in close proximity to the inner surface of the casing metal string. This circumstance allows, firstly, to provide thermal contact of the sensors with the inner surface of the casing metal string and, secondly, to move the tool along the wellbore without fear that the temperature sensors will be damaged. In addition, downhole tool temperature sensors are designed in such a way that they perceive only the temperature of the inner surface of the string and do not perceive the temperature of the downhole fluid flow.
Известными способами скважинный прибор доставляют в область, в которой предполагаются (или имеются) места с притоком/поглощением. Такими местами, чаще всего, являются нарушения в обсадной колонне или перфорационные отверстия в ней. Осуществляют индукционный нагрев обсадной металлической колонны, движение скважинного прибора по стволу скважины с некоторой постоянной скоростью и одновременно осуществляют регистрацию термограмм с помощью датчиков температуры. Скорость движения прибора выбирают с учетом мощности нагревателя, скорости потока жидкости по стволу скважины и направления движения прибора (против потока или по потоку). В ходе движения прибора с работающим индукционным нагревателем, фронт нагрева колонны перемещается по направлению прибора, при этом тепло нагретой колонны за счет теплообмена передается скважинной жидкости. В местах притока/поглощения, в которых в колонну поступает/вытекает жидкость, изменяется скорость потока по стволу скважины. Изменение скорости потока, в свою очередь, меняет условие теплообмена между колонной и жидкостью. Колонна в таких местах становится менее нагретой или более нагретой. Это резкое изменение температуры колонны регистрируют датчики, информируя таким образом о наличии и работе интервалов притока/поглощения.By known methods, the downhole tool is delivered to the area in which it is assumed (or there are) places with inflow/absorption. Such places, most often, are violations in the casing string or perforations in it. The metal casing is inductively heated, the downhole tool moves along the wellbore at a certain constant speed and, at the same time, thermograms are recorded using temperature sensors. The speed of movement of the device is selected taking into account the power of the heater, the rate of fluid flow through the wellbore and the direction of movement of the device (upstream or downstream). During the movement of the tool with the induction heater in operation, the heating front of the column moves in the direction of the tool, while the heat of the heated column is transferred to the downhole fluid due to heat exchange. In the places of inflow/absorption, in which liquid enters/outflows into the column, the flow rate along the wellbore changes. Changing the flow rate, in turn, changes the heat exchange condition between the column and the liquid. The column in such places becomes less heated or more heated. This abrupt change in the temperature of the column is recorded by sensors, thus informing about the presence and operation of the inflow / absorption intervals.
Таким образом, сканирование температуры внутренней поверхности обсадной металлической колоны датчиками температуры в процессе индукционного нагрева колонны при движении скважинного прибора позволяет определить работающие интервалы притока/поглощения по повышенному темпу изменения температуры колонны.Thus, scanning the temperature of the inner surface of the casing metal string with temperature sensors during induction heating of the string during the movement of the downhole tool makes it possible to determine the operating inflow/absorption intervals by the increased rate of change in the temperature of the string.
Claims (1)
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2795225C1 true RU2795225C1 (en) | 2023-05-02 |
Family
ID=
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2810775C1 (en) * | 2023-06-29 | 2023-12-28 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский университет науки и технологий" | Method for determining annular fluid flow in production and injection wells |
Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3795142A (en) * | 1972-06-27 | 1974-03-05 | Amoco Prod Co | Temperature well logging |
| SU665082A1 (en) * | 1978-01-05 | 1979-05-30 | Башкирский Государственный Университет Имени 40-Летия Октября | Method of determining liquid movement beyond tubes |
| RU2085727C1 (en) * | 1990-10-29 | 1997-07-27 | Всероссийский научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий "Российского акционерного общества "Газпром" | Method for assessing quality of casing wells in permafrost and low-temperature ground |
| RU2108457C1 (en) * | 1996-04-18 | 1998-04-10 | Государственная акционерная научно-производственная фирма "Геофизика" | Device for measuring fluid inflow in well |
| RU2176731C2 (en) * | 1999-12-27 | 2001-12-10 | Башкирский государственный университет | Method determining perforation interval and perforation quality |
| RU2194160C2 (en) * | 2001-01-22 | 2002-12-10 | Башкирский государственный университет | Method of active temperature logging of operating wells (versions) |
| RU2418159C1 (en) * | 2009-12-25 | 2011-05-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of heavy oil or bitumen mine field with control of heat carrier pumped to well |
| RU2585301C1 (en) * | 2015-04-06 | 2016-05-27 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Башкирский государственный университет" | Method of determining behind-casing fluid flow by active thermometry in wells, covered by tubing strings |
Patent Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3795142A (en) * | 1972-06-27 | 1974-03-05 | Amoco Prod Co | Temperature well logging |
| SU665082A1 (en) * | 1978-01-05 | 1979-05-30 | Башкирский Государственный Университет Имени 40-Летия Октября | Method of determining liquid movement beyond tubes |
| RU2085727C1 (en) * | 1990-10-29 | 1997-07-27 | Всероссийский научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий "Российского акционерного общества "Газпром" | Method for assessing quality of casing wells in permafrost and low-temperature ground |
| RU2108457C1 (en) * | 1996-04-18 | 1998-04-10 | Государственная акционерная научно-производственная фирма "Геофизика" | Device for measuring fluid inflow in well |
| RU2176731C2 (en) * | 1999-12-27 | 2001-12-10 | Башкирский государственный университет | Method determining perforation interval and perforation quality |
| RU2194160C2 (en) * | 2001-01-22 | 2002-12-10 | Башкирский государственный университет | Method of active temperature logging of operating wells (versions) |
| RU2418159C1 (en) * | 2009-12-25 | 2011-05-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of heavy oil or bitumen mine field with control of heat carrier pumped to well |
| RU2585301C1 (en) * | 2015-04-06 | 2016-05-27 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Башкирский государственный университет" | Method of determining behind-casing fluid flow by active thermometry in wells, covered by tubing strings |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2810775C1 (en) * | 2023-06-29 | 2023-12-28 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский университет науки и технологий" | Method for determining annular fluid flow in production and injection wells |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2577568C1 (en) | Method for interpreting well yield measurements during well treatment | |
| US8230917B2 (en) | Methods and systems for determination of fluid invasion in reservoir zones | |
| RU2530930C1 (en) | Oil-filled formation preheating method | |
| RU2584437C1 (en) | Method of operating pair of wells producing high-viscosity oil | |
| CA2841225A1 (en) | Positioning method | |
| RU2795225C1 (en) | Method for determining operating intervals in operating wells | |
| US20190178065A1 (en) | Method for real time flow control adjustment of a flow control device located downhole of an electric submersible pump | |
| RU2680566C1 (en) | Method for determining flow profile in low-rate horizontal wells with multi-stage hydraulic fracturing | |
| CN110929447B (en) | Shaft temperature field numerical calculation method in thickening acid acidification process | |
| RU2585301C1 (en) | Method of determining behind-casing fluid flow by active thermometry in wells, covered by tubing strings | |
| Chen et al. | Modeling transient circulating mud temperature in the event of lost circulation and its application in locating loss zones | |
| RU2678738C1 (en) | Ultra viscous oil heterogeneous reservoir development method | |
| RU2424420C1 (en) | Procedure for determination of heat conduction coefficient of heat insulation of heat insulated lift pipe in well | |
| RU2651647C1 (en) | Determining method for parameters of formation near zone | |
| ATE247222T1 (en) | METHOD FOR DETECTING FLUID INFLOW IN THE BOREHOLE DURING DRILLING AND DEVICE FOR IMPLEMENTING THE METHOD | |
| RU2194160C2 (en) | Method of active temperature logging of operating wells (versions) | |
| RU2817584C1 (en) | Method for determining behind-the-casing fluid flow in operating wells | |
| RU2194855C1 (en) | Method of well research | |
| RU2543848C1 (en) | Development method of heavy oil or bitumen mine field with controlled product extraction from horizontal wells | |
| SU1359435A1 (en) | Method of investigating injection wells | |
| RU2808650C1 (en) | Method for determining operating intervals by active thermometry method | |
| RU2121572C1 (en) | Method for investigation of injection wells | |
| RU2108457C1 (en) | Device for measuring fluid inflow in well | |
| RU2121571C1 (en) | Method of investigating injection wells (versions) | |
| CN113882842A (en) | Method for detecting development scale of early steam cavity along horizontal well |