RU2808650C1 - Способ определения работающих интервалов методом активной термометрии - Google Patents
Способ определения работающих интервалов методом активной термометрии Download PDFInfo
- Publication number
- RU2808650C1 RU2808650C1 RU2023113620A RU2023113620A RU2808650C1 RU 2808650 C1 RU2808650 C1 RU 2808650C1 RU 2023113620 A RU2023113620 A RU 2023113620A RU 2023113620 A RU2023113620 A RU 2023113620A RU 2808650 C1 RU2808650 C1 RU 2808650C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- casing
- interval
- intervals
- temperature
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 18
- 238000004861 thermometry Methods 0.000 title description 5
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 19
- 230000006698 induction Effects 0.000 claims abstract description 14
- 238000001757 thermogravimetry curve Methods 0.000 claims abstract description 14
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims abstract description 13
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 7
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims abstract description 5
- 238000009529 body temperature measurement Methods 0.000 claims abstract description 4
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 4
- 230000004941 influx Effects 0.000 claims abstract description 3
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 2
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей отрасли, а именно к контролю за разработкой нефтяных месторождений промыслово-геофизическими методами исследования скважин, и может быть использовано для оценки характера насыщеннности пласта. Способ определения интервалов притока флюида из пласта в ствол добывающей скважины, включающий проведение серии временных замеров температуры с последующим сопоставлением полученных термограмм в процессе работы скважины, регистрацию термограммы проводят в остановленной скважине до нагрева обсадной колонны во всем предполагаемом интервале притока флюида, далее осуществляют индукционный нагрев обсадной колонны при спуске индукционного нагревателя со скоростью движения, обеспечивающей равномерный нагрев обсадной колонны и определяемой из условия v<L*a/R2, где v - скорость движения индукционного нагревателя, м/час; L - длина предполагаемого интервала, м; а - температуропроводность среды, м 2 /час; R - радиус скважины, м; и проводят регистрацию температуры стенки обсадной колонны распределенными прижимными датчиками температуры, в предполагаемом интервале притока на подъеме после пуска скважины в работу, в течение времени не более t<R2/a, где R - радиус скважины, м; а - температуропроводность среды, м 2 /час, и об интервалах притока флюида в скважину судят по наличию аномалий охлаждения на термограммах. Предлагаемый способ позволяет достоверно оценить насыщенность пласта независимо от первоначальной величины давления насыщения нефти газом, а оперативность достигается за счет сокращения операций на скважине: достаточно снизить давление в скважине ниже давления насыщения. 1 ил.
Description
Изобретение относится к контролю за разработкой месторождений и может быть использовано при промыслово-геофизических исследованиях нефтяных и газовых скважин при определении работающих интервалов.
Известен способ термических исследований действующих скважин (Дворкин И.Л. и др. Термометрия действующих скважин. Учебное пособие. Башгосуниверситет. Уфа, 1976), заключающийся в спуске термометра в действующую скважину и регистрации температуры вдоль ее ствола. О состоянии скважины и пласта судят по характеру температурной кривой. Способ характеризуется использованием высокочувствительных термометров с разрешающей способностью порядка 0,01°С, источников полезной информации: эффекта Джоуля-Томсона и калориметрического смешивания.
Недостатком способа является ограниченная возможность регистрации малых температурных аномалий в скважине, особенно в низкодебитных скважинах.
Известен также способ термометрии нефтяных скважин путем спуска термометра в скважину и двукратной регистрации распределения температуры потока жидкости вдоль ее ствола с интервалом во времени с последующим сопоставлением полученных термограмм (свидетельство №212190, Е21В 47/06, опубл. 07.05.1968 г.).
Указанный способ также не обеспечивает однозначности интерпретации термограмм при исследовании низкодебитных скважин, что обусловлено невысокой скоростью движения жидкости по стволу скважины и неинтенсивным калориметрическим смешиванием в интервале перфорации.
Известен также способ термометрии действующих нефтяных скважин (свидетельство №672333, Е21В 47/06, опубл. 15.07.1979 г.), в котором спускают высокочувствительный термометр в скважину и регистрируют температуру потока жидкости вдоль ее ствола. После регистрации температуры поток в зоне перед датчиком температуры подвергают перемешиванию с помощью известных средств и одновременно с этим регистрируют температуру вдоль ствола скважины, а по сопоставлению полученных температурных кривых судят о состоянии скважины и пласта.
Недостатком данного способа является низкая информативность при определении работающих интервалов, особенно при малых температурных аномалиях.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому эффекту является способ активной термометрии действующих скважин (RU 2194160, E21B 47/06, опубл. 10.12.2002 г.), заключающийся в проведении серии временных замеров температуры с последующим сопоставлением полученных термограмм в процессе работы скважины. Регистрируют термограммы до и после кратковременного локального нагрева обсадной колонны в предполагаемом интервале движения флюида. О характере движения флюида судят по темпу возрастания температуры.
Недостатком известного способа является неоднозначность в определении работающих интервалов при локальном нагреве обсадной колонны.
Техническим результатом заявляемого изобретения является повышение точности определения работающих интервалов за счет увеличения температурного контраста между температурой стенки обсадной колонны и температурой притекающего флюида после равномерного индукционного нагрева обсадной колонны в интервале предполагаемой области притока.
Данная задача решается, а технический результат достигается за счет того, что в способе определения интервалов притока флюида из пласта в ствол добывающей скважины, включающем проведение серии временных замеров температуры с последующим сопоставлением полученных термограмм в процессе работы скважины, в отличие от прототипа, проводят регистрацию термограммы в остановленной скважине до нагрева обсадной колонны во всем предполагаемом интервале притока флюида, далее осуществляют индукционный нагрев обсадной колонны при спуске индукционного нагревателя и проводят регистрацию температуры стенки обсадной колонны распределенными прижимными датчиками температуры в предполагаемом интервале притока на подъеме после пуска скважины в работу в течение времени не более t<R2/a, где R - радиус скважины, м; а - температуропроводность среды, м 2 /час, и об интервалах поступления флюида в скважину судят по наличию аномалий охлаждения на термограммах. Согласно изобретению скорость движения индукционного нагревателя можно выбирать из условия v<L*a/R2 для равномерного нагрева обсадной колонны, где v - скорость движения индукционного нагревателя, м/час; L - длина предполагаемого интервала, м; а - температуропроводность среды, м 2 /час; R - радиус скважины, м.
Способ осуществляют следующим образом:
1. Проводят регистрацию термограммы в остановленной скважине до нагрева обсадной колонны во всем предполагаемом интервале притока флюида.
2. Осуществляют индукционный нагрев обсадной колонны при спуске индукционного нагревателя (длиной 0.5 м) со скоростью, не выше определяемой из выражения v<L*a/R2, для обеспечения равномерного нагрева обсадной колонны, где v - скорость движения индукционного нагревателя, м/час; L - длина предполагаемого интервала притока флюида, м; а - температуропроводность среды, м 2 /час; R - радиус скважины, м.
3. Проводят регистрацию температуры стенки обсадной колонны распределенными прижимными датчиками температуры в исследуемом интервале на подъеме после пуска скважины в работу в течение времени не более t<R2/a, где R - радиус скважины, м; а - температуропроводность среды, м 2 /час.
Пример осуществления способа проиллюстрирован схематически на чертеже, где представлены результаты расчета распределения температуры стенки обсадной колонны по глубине в разные моменты времени при проведении исследований в скважине: 1 - 10 минут остывания; 2 - 30 минут; 3 - 1 час; 4 - 2,5 часа. Работающие интервалы на графике обозначены П1-П3.
Как следует из полученных в результате расчетов диаграмм, интервалы притока флюида в скважину отмечаются аномалиями охлаждения (снижениями температуры относительно остальной части обсадной колонны). Причем температурный контраст в ранние моменты времени (кривая 1) после прекращения индукционного нагрева более выраженный и интервалы притока флюида определяются более уверенно, чем в поздние моменты времени, когда температурная аномалия значительно уменьшается (кривая 4).
Таким образом, предложенное изобретение позволяет повысить точность определения работающих интервалов.
Claims (1)
- Способ определения интервалов притока флюида из пласта в ствол добывающей скважины, включающий проведение серии временных замеров температуры с последующим сопоставлением полученных термограмм в процессе работы скважины, отличающийся тем, что регистрацию термограммы проводят в остановленной скважине до нагрева обсадной колонны во всем предполагаемом интервале притока флюида, далее осуществляют индукционный нагрев обсадной колонны при спуске индукционного нагревателя со скоростью движения, обеспечивающей равномерный нагрев обсадной колонны и определяемой из условия v<L*a/R2, где v – скорость движения индукционного нагревателя, м/час; L – длина предполагаемого интервала, м; а – температуропроводность среды, м2/час; R – радиус скважины, м; и проводят регистрацию температуры стенки обсадной колонны распределенными прижимными датчиками температуры в предполагаемом интервале притока на подъеме после пуска скважины в работу в течение времени не более t<R2/a, где R – радиус скважины, м; а –температуропроводность среды, м2/час, и об интервалах притока флюида в скважину судят по наличию аномалий охлаждения на термограммах.
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2808650C1 true RU2808650C1 (ru) | 2023-11-30 |
Family
ID=
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU212190A1 (ru) * | В. А. Гринь, И. А. Пилипец , С. Б. Чекалюк Нефтепромысловое управление Долинанефть | Способ выявления обводнившихся пропластков \ в нефтяных скважинах | ||
| SU672333A1 (ru) * | 1977-12-07 | 1979-07-05 | Башкирский государственный университет им.40-летия Октября | Способ термометрии действующих нефт ных скважин |
| EP1109990A1 (en) * | 1998-08-25 | 2001-06-27 | Baker Hughes Incorporated | Method of using a heater with a fiber optic string in a wellbore |
| RU2194160C2 (ru) * | 2001-01-22 | 2002-12-10 | Башкирский государственный университет | Способ активной термометрии действующих скважин (варианты) |
| RU2701272C1 (ru) * | 2018-11-16 | 2019-09-25 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпромнефть Научно-Технический Центр" (ООО "Газпромнефть НТЦ") | Способ количественной оценки профиля притока в горизонтальных нефтяных скважинах с многостадийным грп |
| US11098575B2 (en) * | 2018-02-26 | 2021-08-24 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for flow profiling using active-source heating or cooling and temperature profiling |
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU212190A1 (ru) * | В. А. Гринь, И. А. Пилипец , С. Б. Чекалюк Нефтепромысловое управление Долинанефть | Способ выявления обводнившихся пропластков \ в нефтяных скважинах | ||
| SU672333A1 (ru) * | 1977-12-07 | 1979-07-05 | Башкирский государственный университет им.40-летия Октября | Способ термометрии действующих нефт ных скважин |
| EP1109990A1 (en) * | 1998-08-25 | 2001-06-27 | Baker Hughes Incorporated | Method of using a heater with a fiber optic string in a wellbore |
| RU2194160C2 (ru) * | 2001-01-22 | 2002-12-10 | Башкирский государственный университет | Способ активной термометрии действующих скважин (варианты) |
| US11098575B2 (en) * | 2018-02-26 | 2021-08-24 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for flow profiling using active-source heating or cooling and temperature profiling |
| RU2701272C1 (ru) * | 2018-11-16 | 2019-09-25 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпромнефть Научно-Технический Центр" (ООО "Газпромнефть НТЦ") | Способ количественной оценки профиля притока в горизонтальных нефтяных скважинах с многостадийным грп |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US4520666A (en) | Methods and apparatus for determining flow characteristics of a fluid in a well from temperature measurements | |
| US3981187A (en) | Method for measuring the thermal conductivity of well casing and the like | |
| US6789937B2 (en) | Method of predicting formation temperature | |
| US3864969A (en) | Station measurements of earth formation thermal conductivity | |
| CN107842361B (zh) | 原始地层温度、空井筒静态温度、环空静态温度以及环空动态温度的测量方法 | |
| US5159569A (en) | Formation evaluation from thermal properties | |
| Witterholt et al. | Temperature logging in injection wells | |
| US3483730A (en) | Method of detecting the movement of heat in a subterranean hydrocarbon bearing formation during a thermal recovery process | |
| US20170226850A1 (en) | Method for determining a thermal conductivity profile of rocks in a wellbore | |
| Allawi et al. | Effect of temperature on drilling mud | |
| RU2808650C1 (ru) | Способ определения работающих интервалов методом активной термометрии | |
| RU2549663C1 (ru) | Способ определения коэффициентов теплопроводности пород, теплопередачи через насосно-компрессорные трубы и обсадную колонну и длины циркуляционной системы скважины | |
| SU672333A1 (ru) | Способ термометрии действующих нефт ных скважин | |
| RU2386028C1 (ru) | Способ теплового каротажа скважин и устройство для его осуществления | |
| RU2194160C2 (ru) | Способ активной термометрии действующих скважин (варианты) | |
| RU2704068C1 (ru) | Способ оценки межпластовых внутриколонных перетоков в скважине | |
| RU2806672C1 (ru) | Способ определения заколонного перетока жидкости в действующих скважинах | |
| SU1359435A1 (ru) | Способ исследовани нагнетательных скважин | |
| US2697941A (en) | Determining zones of fluid flow in a well bore | |
| RU2753129C1 (ru) | Способ определения поинтервальной скорости и расхода жидкости в скважине | |
| SU924449A1 (ru) | Способ контрол технического состо ни скважины | |
| RU2705683C2 (ru) | Способ контроля герметичности нагнетательной скважины (варианты) | |
| Albright | Temperature measurements in the Precambrian section of geothermal test hole No. 2 | |
| RU2817433C1 (ru) | Способ определения градиента температуры вдоль скважин | |
| RU2817584C1 (ru) | Способ определения заколонного движения жидкости в действующих скважинах |