SU1328502A1 - Method of detecting intervals of beyond-casing fluid movement in well - Google Patents
Method of detecting intervals of beyond-casing fluid movement in well Download PDFInfo
- Publication number
- SU1328502A1 SU1328502A1 SU853993020A SU3993020A SU1328502A1 SU 1328502 A1 SU1328502 A1 SU 1328502A1 SU 853993020 A SU853993020 A SU 853993020A SU 3993020 A SU3993020 A SU 3993020A SU 1328502 A1 SU1328502 A1 SU 1328502A1
- Authority
- SU
- USSR - Soviet Union
- Prior art keywords
- density
- well
- fluid
- interval
- convection
- Prior art date
Links
Landscapes
- Investigating Or Analyzing Materials Using Thermal Means (AREA)
Abstract
Изобретение относитс к области нефтедобьшающей промьшшенности. Цель изобретени - повьшение достоверности способа за счет учета вли ни конвекции замещени . Перед пуском скважины в работу производ т фоновые замеры т-ры и плотности флюида. После пуска скважин в работу при плотности флюида в подошве работающего пласта , равной или большей, чем плотность жидкости, поступающей из интервала перфорации, регистрируют в исследуе-- мом интервале одновременно несколько термограмм и серию плотнограмм. Об интервалах заколонного движени жидкости суд т по изменению плотности и наличию скачкообразных изменений градиента температуры в каждой точке ис- следуемого интервала. 3 ил. § (ЛFIELD OF THE INVENTION The present invention relates to the oil industry. The purpose of the invention is to increase the reliability of the method by taking into account the effect of substitution convection. Before starting the well, background measurements of the fluid and fluid density are performed. After the wells are commissioned, when the fluid density in the bottom of the working formation is equal to or greater than the density of the fluid coming from the perforation interval, several thermograms and a series of density diagrams are recorded simultaneously in the interval under study. The intervals of behind-the-ring fluid motion are judged by the change in density and the presence of abrupt changes in the temperature gradient at each point of the studied interval. 3 il. § (L
Description
Изобретение относитс к нефтедо- бьшающей промьтшенности и может быть использовано дл определени затрубного движени жидкости в нефтегазоI ) вых и нагнетательных скважинах.The invention relates to the oil industry and can be used to determine the annular fluid flow in oil and gas wells and injection wells.
Целью изобретени вл етс повышение достоверности вы влени интервалов заколонного движени за счет учета вли ни конвекции замещени , IQThe aim of the invention is to increase the reliability of detecting the annular motion intervals by taking into account the effects of convection substitutions, IQ
На фиг.1-3 представлены результаты исследований при реализации способа на скважинах.Figure 1-3 presents the results of studies in the implementation of the method on wells.
На фиг . 1 - 3 обозначены кривые 1 само- пол ризации горных пород (ПС),кривые 2 15 естественной активности горных пород (ГК), распределение 3 плотности (ГГП) в простаивающей скважине, распределение 4 плотности даедкости в процессе работы скважины (по ГГП), термограм- 20 мы 5-10.FIG. 1 - 3 are marked curves of 1 self-polarization of rocks (PS), curves 2 15 of the natural activity of rocks (HA), distribution of 3 densities (HGP) in an idle well, distribution of 4 density of damages in the course of well operation (according to HGP), thermogram- 20 we are 5-10.
Способ осуществл ют следующим образом .The method is carried out as follows.
Опускают термометр-плотномер в скважину, регистрируют фоновое рас- 25 пределение температуры и плотности флюида в исследуемом интервале, а также провод т серию измерений непосредственно после пуска скважины. В случае, если плотность флюида в ЗО подошве работающего пласта не меньше .плотности жидкости/ поступающей из интервала перфорации, то определение заколонной циркул ции осуществл ют по изменению плотности флюида и наличию скачкообразных изменений градиен- та температуры в каждой точке исследуемого интервала. Если плотность флюида в подошве работающего пласта ниже плотности жидкости, поступающей 40 из интервала перфорации, то повышают плотность флюида в зумпфе скважины любыми известными г-риемами, нап- ример путем повышени минерализации, после чего провод т измерени . gThe thermometer-density meter is lowered into the well, the background distribution of the temperature and density of the fluid in the test interval is recorded, and a series of measurements is carried out immediately after the start of the well. If the fluid density in the aeral zone of the working formation is not less than the fluid density / coming from the perforation interval, the annular circulation is determined by changing the fluid density and the presence of abrupt changes in the temperature gradient at each point of the studied interval. If the density of the fluid in the bottom of the working formation is lower than the density of the fluid coming 40 from the perforation interval, then the density of the fluid in the sump of the well is increased by any known means, for example, by increasing the salinity, after which measurements are made. g
Пример 1. Записывают фоновую термограмму 5 до начала работы компрессора и ппотнограмму 3 (фиг.1). После этого из скважины возбуждают gQ приток с помощью компрессора и провод т измерени распределени темпера-, туры и плотности: термограмма 6 - через 1 ч после начала работы компрессора; термограмма 7 - через 2 ч пос- gg ле начала работы компрес сора; термограмма 8 - через 2 ч после остановки компрессора; термограмма 9 - через 3 ч после остановки компрессора; тер35Example 1. Record the background thermogram 5 before the start of operation of the compressor and pnogram 3 (figure 1). After that, gQ inflows are excited from the well by means of a compressor and temperature, temperature and density distributions are measured: thermogram 6 — 1 hour after the compressor starts operation; thermogram 7 - after 2 hours after the start of operation of the compressor; thermogram 8 - 2 hours after the compressor stops; thermogram 9 - 3 hours after the compressor stops; ter35
) )
5 0 50
5 О 0 g5 o 0 g
Q g Q g
5five
мограмма 10 - через 4 ч после остановки компрессора. Одновременно с замером 10 провод т из-мерени распределени ixTOTHocTH в стволе скважины (крива 4).Program 10 - 4 hours after the compressor stops. Simultaneously with the measurement 10, the ixTOTHocTH distribution in the wellbore (curve 4) is measured.
По результатам исследований видно, что в интервале глубин 1334,8-1349 м наблюдаетс искажение естественного теплового пол , св занное с конвективным переносом тепла. В том же интервале на замерах плотномера в процессе работы (крива 4) наблюдаетс уменьшение плотности жидкости с глубиной . Аналогичные изменени плотности на замерах в простаивающей скважине отсутствуют. Такое распределение плотности св занр с конвекцией замещени скважинной жидкости высокоминерализованной более плотной жидкостью, поступающей из интервала перфорации.From the results of the research, it can be seen that in the depth interval of 1334.8-1349 m, a distortion of the natural thermal floor is observed, associated with convective heat transfer. In the same interval, on the measurements of the densitometer in the process of operation (curve 4), a decrease in the density of the liquid with depth is observed. Similar changes in density on measurements in the idle well are absent. This density distribution is associated with convection of the replacement of well fluid with highly mineralized, more dense fluid coming from the perforation interval.
Таким образом, повышенный темп измерени температуры в зумпфе скважины в данном случае св зан с конвекцией замещени (затеканием более плотной пластовой жидкости в зумпф скважины ) . Заколонна г.диркул ци йдесь отсутствует. Об этом свидетельствуют также монотонные изменени температу ры и плотности жидкости в зумпфе скважины .Thus, the increased temp measurement temperature in the well sump in this case is associated with the convection of the substitution (the more dense formation fluid flows into the sump well). Zakolonna g. Dirkul qi is absent. This is also indicated by monotonic changes in the temperature and density of the fluid in the sump of the well.
П р и м е р 2. Записывают фоновую термограмму (крива 5) и распределение плотности (крива 3) до начала работы компрессора (фиг, 2). После зтого из сква шны возбуждают приток с помощью компрессора и провод т измерени температуры и плотности; тер- мограппа 6 - черезJ ч после начала дренировани термограмма 7 -через 2 ч после начала дренировани ; термограмма 8 - через 3 ч после начала работы компрессора; термограмма 9 - после остановки компрессора после 4 ч работы; плотнограмма 4 и термограмма 10 - через 1 ч после остановки компрессора. Повышенньш темп изменени температуры в зумпфе скважины, излом термограммы 7 на глубине 1379м и изменени плотности позвол ют сделать вывод о н,аличии конвективного переноса вследствие заколонного движени ЖИД.КОСТИ и конвекции замещени , про вл ющейс на замерах 8,9 и 10.PRI mme R 2. Record the background thermogram (curve 5) and the density distribution (curve 3) before the compressor starts (Fig. 2). After this, the wells excite the inflow with a compressor and measure the temperature and density; thermographer 6 — after JH after the start of drainage; thermogram 7 — 2 hours after the start of drainage; thermogram 8 - 3 hours after the compressor starts operation; thermogram 9 - after stopping the compressor after 4 hours of operation; density diagram 4 and thermogram 10 - 1 hour after the compressor stops. The increased rate of temperature change in the sump of the well, the fracture of the thermogram 7 at a depth of 1379 m, and the change in density allow us to conclude that convective transfer is due to ring-shaped movement of the LIQUID and convection of the substitution shown in measurements 8.9 and 10.
Таким образом, обводнение скважины в данном случае происходит вследствие заколонного движени жидкости из нижележащих водоносных пластов.Thus, the irrigation of the well in this case occurs due to the annular movement of fluid from the underlying aquifers.
П р и м е р 3. Записывают фоновую термограмму до начала работы компрессора (НА графиках не приведена). После этого из скважины возбуждают поток с помощью компрессора и провод т измерени распределени температуры, плотности и положени текущего забо : термограмма 5 - через 1 ч после начала работы компрессора; термограмма 6 - через 2 ч; термограмма 7 - через 1 ч после остановки компрессора; термограмма 8 - через 2 ч; термограмма 9 - через 3 ч; термограмма 10 - через 4 ч. Крива 11 - локатор муфт до начала работы, крива 12 - после работы компрессора, крива 13 - через 3 сут (фиг. 3).PRI me R 3. Record the background thermogram before the compressor starts (not shown in the graphs). After that, a stream is excited from the well by means of a compressor and measurements of the distribution of temperature, density and the position of the current bottom are taken: thermogram 5 - 1 hour after the compressor starts operation; thermogram 6 - after 2 h; thermogram 7 - 1 hour after the compressor stops; thermogram 8 - after 2 h; thermogram 9 - after 3 h; thermogram 10 — after 4 hours. Curve 11 — coupling locator before starting work, curve 12 — after compressor operation, curve 13 — after 3 days (Fig. 3).
В зумпфе скважины наблюдаетс изменение естественного теплового пол и аномалий цементировани с амплитудами пор дка 0,5 К. Эти изменени обусловлены конвекцией замещени твердых частиц горных пород, вымываемых из пласта и осаждающихс в зумпфе скважины. Об .этом свиедельствует изменение положени текущего забо с 1564 до 1540 м за 6 ч исследований.A change in the natural thermal field and cementing anomalies with amplitudes of the order of 0.5 K are observed in the sump of the well. These changes are due to convection of substitution of solid rock particles leached from the formation and deposited in the sump of the well. On this, a change in the position of the current slab from 1564 to 1540 m in 6 hours of research is considered.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU853993020A SU1328502A1 (en) | 1985-12-20 | 1985-12-20 | Method of detecting intervals of beyond-casing fluid movement in well |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU853993020A SU1328502A1 (en) | 1985-12-20 | 1985-12-20 | Method of detecting intervals of beyond-casing fluid movement in well |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
SU1328502A1 true SU1328502A1 (en) | 1987-08-07 |
Family
ID=21211054
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
SU853993020A SU1328502A1 (en) | 1985-12-20 | 1985-12-20 | Method of detecting intervals of beyond-casing fluid movement in well |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
SU (1) | SU1328502A1 (en) |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2474687C1 (en) * | 2011-10-26 | 2013-02-10 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Method for determining profile of fluid influx of multiformation deposits |
RU2603145C1 (en) * | 2015-07-09 | 2016-11-20 | Закрытое акционерное общество "ХИМЕКО-ГАНГ" | Method for detection of wells watered with behind-casing flows of water |
US11066925B2 (en) | 2013-05-17 | 2021-07-20 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for determining fluid flow characteristics |
-
1985
- 1985-12-20 SU SU853993020A patent/SU1328502A1/en active
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
Авторское свидетельство СССР № 933964, кп. Е 21 В 47/10, 1980. Авторское свидетельство СССР № 665082, кл. Е 21 В 47/10, 1978. * |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2474687C1 (en) * | 2011-10-26 | 2013-02-10 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Method for determining profile of fluid influx of multiformation deposits |
US11066925B2 (en) | 2013-05-17 | 2021-07-20 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for determining fluid flow characteristics |
RU2603145C1 (en) * | 2015-07-09 | 2016-11-20 | Закрытое акционерное общество "ХИМЕКО-ГАНГ" | Method for detection of wells watered with behind-casing flows of water |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
EA200500619A1 (en) | SYSTEM AND METHOD FOR INSTALLATION AND USE OF DEVICES IN DRILLING MACHINES | |
Barton et al. | Reservoir-scale fracture permeability in the Dixie Valley, Nevada, geothermal field | |
SU1328502A1 (en) | Method of detecting intervals of beyond-casing fluid movement in well | |
US20140288836A1 (en) | Method for determining the inflow profile of fluids of multilayer deposits | |
RU2143064C1 (en) | Method of research of internal structure of gas- oil pools | |
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) | |
SU1411446A1 (en) | Method of thermometry of transient processes in wells | |
SU1359435A1 (en) | Method of investigating injection wells | |
RU2808650C1 (en) | Method for determining operating intervals by active thermometry method | |
RU2813871C1 (en) | Method for development of paired horizontal wells producing high-viscosity oil | |
Glover et al. | A novel way of using gas and enthalpy data | |
SU1182161A1 (en) | Method of determining out-of-casing motion of fluid in producing wells | |
SU1160013A1 (en) | Method of investigating operational condition of well | |
RU2285798C1 (en) | Method to reveal behind-the-casing flows, which cause gypsum deposits | |
SU1551801A1 (en) | Method of detecting salt deposits in gas well | |
SU1737108A1 (en) | Method for determination of fluid passage in annulus | |
RU1776780C (en) | Method for investigating producing formations | |
SU1745916A1 (en) | Gas leak location in annulus | |
SU1254145A1 (en) | Method of determining fluid flow rate in well | |
SU1511378A1 (en) | Method of determining parameters of low-permeability gas-bearing formation | |
SU1744244A1 (en) | Method for well drilling and completion | |
SU1305321A1 (en) | Method of determining vertical motion of liquid in well | |
RU2164292C2 (en) | Method determining pressure of start of condensation of stratal gas | |
SU1120103A1 (en) | Method of determining the height of fissured zone communicating with subterranean mine working |