SU1359435A1 - Method of investigating injection wells - Google Patents
Method of investigating injection wells Download PDFInfo
- Publication number
- SU1359435A1 SU1359435A1 SU853898622A SU3898622A SU1359435A1 SU 1359435 A1 SU1359435 A1 SU 1359435A1 SU 853898622 A SU853898622 A SU 853898622A SU 3898622 A SU3898622 A SU 3898622A SU 1359435 A1 SU1359435 A1 SU 1359435A1
- Authority
- SU
- USSR - Soviet Union
- Prior art keywords
- well
- temperature
- tubing
- sampling
- injection
- Prior art date
Links
Landscapes
- Testing Or Calibration Of Command Recording Devices (AREA)
Abstract
Изобретение относитс к промыс- лово-геофизическим исследовани м нефт ных и газовых скважин (С). Цель изобретени - повышение точности и надежности вы влени мест притока (оттока) жидкости и определени интервалов движени жидкости в затруб- ном пространстве С. Дл этого измер ют распределение температуры (Т) вдоль ствола С с помощью термометра, спускаемого в С. Осуществл ют предварительную интерпретацию данных,полученных при этом замере, и определ ют интервалы дальнейших исследований. Затем перевод т С в режим закачки в течение времени t V/Q, где V - внутренний объем труб от воронки до усть , м, Q - приемистость, С . Далее С перевод т в режим отбора и производ т измерени Т в вьзделенном интервале через 0,5-5 ч после начала отбора воды из С. Поинтервально регистрируют Т в каждой из вы вленных зон температурных аномалий в течение времени, не превьш1ающего ,2 после начала отбора, где R - рассто ние от насосно-компрессорной трубы до обсадной колонны, м; а - темпе-ра- туропроводность среды, заполн ющей межтрубное пространство, . Смену режима работы С и измерени периодически повтор ют..Полученные термограммы сопоставл ют с фоновой и производ т интерпретацию. 2 ил. S (Л 00 ел СО Ntiii 00 слThe invention relates to the exploration of oil and gas wells in the field of geophysical exploration (C). The purpose of the invention is to improve the accuracy and reliability of detecting the places of fluid inflow (outflow) and to determine the intervals of fluid movement in the annular space C. interpretation of the data obtained from this measurement, and determine the intervals for further research. Then C is transferred to the injection mode during the time t V / Q, where V is the internal volume of the pipes from the funnel to the mouth, m, Q is the pickup, C. Next, C is transferred to the sampling mode and measurements of T are taken in the selected interval 0.5-5 h after the start of water withdrawal from C. T. selection, where R is the distance from the tubing to the casing, m; a - temperature – flow conductivity of the medium filling the annular space,. The change of operating mode C and measurements are periodically repeated. The obtained thermograms are compared with the background and are interpreted. 2 Il. S (L 00 ate WITH Ntiii 00 cl
Description
1one
Изобретение относитс к исследовани м нагнетательных скважин при контроле за разработкой нефт ных месторождений и, в частности, может быть использовано при промыслово-геофизи- чеГских исследовани х нефт ных и газовых скважин.The invention relates to injection well studies in monitoring the development of oil fields and, in particular, can be used in field geophysical surveys of oil and gas wells.
Целью изобретени вл етс повышение точности и надежности вы влени мест притока (оттока) жидкости . и определени интервалов движени жидкости в затрубном пространстве скважины.The aim of the invention is to improve the accuracy and reliability of detection of places of inflow (outflow) of fluid. and determining the fluid flow intervals in the annulus of the well.
Способ исследовани нагнетательных скважин основан на зависимости радиуса зоны термических исследований от времени. При малых временах определ ющее вли ние на регистрируемое температурное поле оказывает скважинаj а при больших временах увеличиваетс вклад окружающих горных пород. Это позвол ет разделить температурные сигналы из скважины и окружающих горных пород с помощью выбора специальной методики исследований (временна фильтраци температурных сигналов).The method of investigating injection wells is based on the time dependence of the radius of the thermal research zone. At short times, the well has a determining effect on the recorded temperature field, and at longer times the contribution of the surrounding rocks increases. This makes it possible to separate temperature signals from the well and the surrounding rocks by choosing a special research technique (temporal filtering of temperature signals).
Способ осуществл ют следующим образом .The method is carried out as follows.
Измер ют распределение температуры вдоль ствола скважины с помощью термометра, спускаемого в скважину, осуществл ют предварительную интер- претацию данных, полученных при этом замере, и определ ют интервалы дальнейших исследований. Затем перевод скважину в режим закачки и производ т ее в течение времени t ь V/Q, после этого скважину перевод т в режим отбора и производ т измерение распределени температуры в вьщелен ном интервале через 0,5-5 ч после нчала отбора воды из скважины непо-. средственно после периодической смены закачки на отбор с последующей поинтервальной регистрацией температуры в каждой из вы вленных зон температурных аномалий в течение времени, не превышающего ,2 после начала отбора. Смену режима рботы скважины и измерени периодичеки повтор ют, причем поинтервальные измерени производ т с перекрытием 30-50 м. Полученные термограммы сопоставл ют с фоновой и производ т итерпретацию ,The temperature distribution along the wellbore is measured using a thermometer descending into the well, pre-interpretation of the data obtained during this measurement is carried out, and intervals for further studies are determined. Then, the well is transferred to the injection mode and is made during the V / Q time t, then the well is switched to the extraction mode and the temperature distribution is measured in the defined interval 0.5–5 h after the beginning of the water withdrawal from the well. not after a periodic change of injection for sampling, followed by interval recording of temperature in each of the identified zones of temperature anomalies for a time not exceeding 2 after the start of sampling. The change in the mode of operation of the well and the measurement of the periodicity is repeated, and the interval measurements are made with an overlap of 30-50 m. The obtained thermograms are compared with the background and are interpreted as
Верхн и граница временного интервала задержки соответстUpper and Delay Limits Corresponding
ГR
00
5five
00
вует двум крайним случа м положени приб|эра и насосно-компрессорных труб (НКТ) относительно оси обсадной колонны и их размеров. Нижн граница |соответствует эксцентричному распо- ;ложению прибора, НКТ и обсадной колонны (прибор лежит на НКТ, а НКТ на обсадной колонне). Верхн граница соответствует центрированному положению прибора, НКТ и обсадной колонны .There are two extreme cases of the position of the instrument and tubing (tubing) relative to the casing axis and their dimensions. The lower boundary | corresponds to the eccentric position of the device, tubing and casing (the device lies on the tubing, and tubing on the casing). The upper limit corresponds to the centered position of the instrument, tubing and casing.
При проведении измерений предполагаетс , что регистрирующий прибор лежит на стенке НКТ, а НКТ на стенке обсадной колонны вследствие невертикального расположени оси скважины. Такое расположение НКТ в стволе скважины , а соответственно, и регистрирующего прибора в НКТ реализуетс на практике на некотором удалении от усть скважины и от пакера, установ- ленно го на воронке НКТ.When measuring, it is assumed that the recording device lies on the wall of the tubing, and the tubing on the wall of the casing string due to the non-vertical position of the borehole axis. This arrangement of the tubing in the wellbore, and, accordingly, of the recording device in the tubing is implemented in practice at some distance from the wellhead and from the packer installed on the tubing funnel.
Выбор верхней границы интервала задержки соответствует такому значению времени, когда минимальна допустима величина температурного сигнала пород может быть зарегистрирована термометром в случае обсадной колонны большого диаметра при расположении прибора вдоль оси скважины.The choice of the upper limit of the delay interval corresponds to the value of the time when the minimum allowable value of the temperature signal of rocks can be recorded with a thermometer in the case of a casing of large diameter when the device is located along the axis of the well.
На фиг. 1, 2 представлены графики реализаций способа.FIG. 1, 2 presents graphs of implementations of the method.
На фиг. 1 обозначено: 1 - термограмма , зарегистрированна вдоль всего ствола скважины через 20 мин после начала отбора, 2-5 - термограммы, зарегистрированные соответственно в интервалах: 1120-820 м, 850-520 м,550- 220 м, 250-0 м сразу после многократного перевода скважины из режима закачки на режим отбора. Спуск серийного термометра СТЛ-28 в скважину осуществл лс через лубрикатор и НКТ. 5 Воронка НКТ находилась на глубине 1309 м. Перфорирован интервал 1331, 6-1336, 8 м. Приемистость скважины Q 300 мз/сут.FIG. 1 is indicated: 1 - thermogram recorded along the entire wellbore 20 minutes after the start of sampling, 2-5 - thermograms recorded respectively in the intervals: 1120-820 m, 850-520 m, 550-220 m, 250-0 m immediately after multiple transfer of the well from the injection mode to the selection mode. The STL-28 serial thermometer was lowered into the well through a lubricator and tubing. 5 The funnel tubing was at a depth of 1309 m. The perforated interval was 1331, 6-1336, 8 m. The injection capacity of the Q hole 300 m3 / day.
На фиг. 2 обозначено: 1 - термо- 0 грамма, зарегистрированна вдоль всего ствола скважины через 22 мин после начала отбора, 2 - термограмма, зарегистрированна сразу после перевода скважины КЗ режима закачки на ре- 5 жим отбора. Исследовани проведены через НКТ. Воронка НКТ находилась на глубине 1303 м. Перфорирован интервал 1347,2-1350 м. Приемистость скважины Q 800 м /сут.FIG. 2 is designated: 1 - thermogram recorded along the entire wellbore 22 minutes after the start of sampling, 2 thermogram recorded immediately after transferring the short-circuit of the injection mode to the sampling mode. Studies conducted through the tubing. The tubing funnel was located at a depth of 1303 m. The interval of 1347.2-1350 m was perforated. The injection capacity of the well Q is 800 m / day.
5five
00
Пример 1. После стравливани давлени опустили термометр в скважину до глубины 1120 м. Провели закачку воды в скважину в течение 12 мин. По истечении этого времени перевели скважину на режим отбора. Через 20 мин после начала отбора зарегистрировали распределение темпе- ратуры (фиг. 1, термограмма 1) в НКТ в интервале глубин 1120-0 м. После регистрации термограммы 1 опустили термометр до глубины 1120 м. Провели закачку воды в скважину в течение 12 мин, перевели ее на режим отбора и одновременно с последним зарегистрировали распределение температуры (фиг. 1, термограмма 2) в НКТ в интервале глубин 1120-820 м, скважина вновь отработана под закачкой в течение 12 мин и переведена на режим отбора. Сразу после перевода скважины на режим отбора начата регистраци температуры (фиг. 1, термограмма 3) в НКТ в интервале глубин 850-520 м. Аналогичные операции произведены при исследовании интервалов глубин 550-220 м (фиг.1, термограммы 4, 5 соответственно).Example 1. After the pressure was etched, the thermometer was lowered into the well to a depth of 1120 m. Water injection into the well was carried out for 12 minutes. After this time, the well was transferred to the selection mode. 20 minutes after the start of sampling, the temperature distribution was recorded (Fig. 1, thermogram 1) in the tubing in the depth range of 1120–0 m. After thermogram 1 was recorded, the thermometer was lowered to a depth of 1120 m. Water was pumped into the well for 12 min. transferred it to the sampling mode and simultaneously with the last recorded temperature distribution (Fig. 1, thermogram 2) in the tubing in the depth range of 1120-820 m, the well was re-drilled for 12 min and transferred to the selection mode. Immediately after the transfer of the well to the selection mode, the registration of temperature (Fig. 1, thermogram 3) in the tubing was started in the depth interval of 850-520 m. .
Из результатов исследований видно ,-, -что аномалии температуры в интервалах глубин: 70-120 м, 210-280 м, 860-900 м (фиг. 1, термограмма 1) не св заны с негерметичностью обсадной колонны, а обусловлены околоскважин- ными процессами, .так как на термограммах 2-5 аналогичные аномалии отсутствуют . Замер, проведенный расходомером в свободной колонне вдоль всего ствола скважины, подтверждает заключение, выданное по результатам термических исследований о герметичности обсадной металлической колонны .From the research results it can be seen that the temperature anomalies in the depth intervals: 70–120 m, 210–280 m, 860–900 m (Fig. 1, thermogram 1) are not related to casing leakage, but are due to near-wellbore processes, as in thermograms 2-5, there are no similar anomalies. The measurement carried out by the flow meter in a free column along the entire wellbore confirms the conclusion issued from the results of thermal studies on the tightness of the casing metal column.
Таким образом, из результатов исследований видно, что обсадна колонна герметична в указанных интервалах глубин. IThus, from the research results it can be seen that the casing string is tight at the indicated depth intervals. I
Пример 2. После стравливани давлени опустили термометр в скважину до глубины 1280 м. Провели закачку воды в скважину в течение 15 мин. По истечении этого времени перевели скважину на режим отбора. Через 22 мин после начала отбора зарегистрировали распределение температуры (фиг.2, термограмма 1) в НКТ в интервале глубин 1280 - О м в режиме отбора воды из скважины. После ре0Example 2. After the pressure was relieved, a thermometer was lowered into the well to a depth of 1280 m. Water injection into the well was carried out for 15 minutes. After this time, the well was transferred to the selection mode. 22 minutes after the start of sampling, the temperature distribution was recorded (Fig. 2, thermogram 1) in the tubing in the depth range of 1280 - O m in the mode of water extraction from the well. After re0
5five
гистрации термограммы 1 опустили термометр до глубины 310 м. Провели закачку воды в скважину в тече ние .Thermogram 1 hys- tration lowered the thermometer to a depth of 310 m. We carried out water injection into the well over.
12 мин, перевели ее из режима закачки на рейсим отбора и одновременно с последним зарегистрировали распределение температуры (фиг. 2, термограмма 2) в НКТ в интервале глубин 310 0 О м в режиме отбора. 12 minutes, transferred it from the injection mode to the sampling withdrawal, and simultaneously with the latter, they recorded the temperature distribution (Fig. 2, thermogram 2) in the tubing in the depth interval of 310 0 O m in the selection mode.
Из результатов исследований сле- дует, что аномали температуры на глубине 200 м (фиг. 2, термограммы 1, 2) обусловлена негерметичностьюFrom the research results it follows that the temperature anomalies at a depth of 200 m (Fig. 2, thermograms 1, 2) are due to leaks
5 обсадной колонны, так как характер распределени температуры в интервале глубин 310-0 м на термограммах 1 и 2 один.5 of the casing string, since the nature of the temperature distribution in the depth interval of 310-0 m in thermograms 1 and 2 is one.
Факторами, подтверждающими заключение , сделанное по результатам термических исследований в скважине, вл ютс : по вление воды на поверхности между зксплуатационной колонной и колонной кондуктора (вода,по - . вивша с на поверхности земли у усть скважины, по результатам анализа вл етс закачиваемой, а не пластовой), насосно-компрессорные трубы герметичны в интервале глубин 340-0 м (по ре0 зультатам исследований глубинным ходомером РГД-4), заколонный переток в скважине ниже глубины 200 м не отмечаетс , так как градиент температуры (см. фиг. 2, термограмма 1) в интервале глубин 1280-200 м практически не измен етс . Factors confirming the conclusion made from the results of thermal studies in the well are: the occurrence of water on the surface between the production column and the conductor column (water that has appeared on the surface of the well at the wellhead, according to the results of the analysis is injected, and non-reservoir), the tubing is sealed at a depth range of 340–0 m (as measured by the RGD-4 depth gauge), the annular flow in the well below the depth of 200 m is not observed, as the temperature gradient (see FIG. 2, thermogram 1) practically does not change in the depth interval of 1280–200 m.
Таким образом, из результатов исследований видно, что эксплуатационна колонна не герметична на глубине 200 м.Thus, from the research results it can be seen that the production string is not hermetic at a depth of 200 m.
Дл реализации способа необходимо использовать скважинные термометры с разрешающей способностью 0,01 К иTo implement the method it is necessary to use downhole thermometers with a resolution of 0.01 K and
инерционностью не более 1 с.inertia no more than 1 s.
tt
5 Предлагаемый способ позвол ет повысить однозначность вы влени мест притока (оттока) жидкости в интервалах , перекрытых НКТ. При этом достигаетс уменьшение трудовых зат0 рат, так как исключаетс необходимость спускоподъемных операций НКТ и вследствие этого создаетс экономический эффект около 800 руб на скважину. Реализаци способа позво5 л ет определ ть скважины, в которых происходит осолонение пресноводных источников за счет заколонной циркул ции , что очень важно дл охраны окружающей среды.5 The proposed method makes it possible to increase the unambiguity of the detection of the places of fluid inflow (outflow) in the intervals covered by the tubing. This results in a reduction in labor costs, since it eliminates the need for tripping operations and, as a result, creates an economic effect of about 800 rubles per well. The implementation of the method allows one to determine wells in which salinity of freshwater sources occurs due to annular circulation, which is very important for environmental protection.
5five
00
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU853898622A SU1359435A1 (en) | 1985-05-22 | 1985-05-22 | Method of investigating injection wells |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU853898622A SU1359435A1 (en) | 1985-05-22 | 1985-05-22 | Method of investigating injection wells |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
SU1359435A1 true SU1359435A1 (en) | 1987-12-15 |
Family
ID=21178382
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
SU853898622A SU1359435A1 (en) | 1985-05-22 | 1985-05-22 | Method of investigating injection wells |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
SU (1) | SU1359435A1 (en) |
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2530806C1 (en) * | 2013-11-07 | 2014-10-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for determining behind-casing flows |
RU2541671C1 (en) * | 2013-12-16 | 2015-02-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпромнефть Научно-Технический Центр" (ООО "Газпромнефть НТЦ") | Method for determination of flowing intervals in horizontal wells |
RU2560003C1 (en) * | 2014-07-09 | 2015-08-20 | Общество с Ограниченной Ответственностью "ТНГ-Групп" | Method for determining interval of free gas flow from reservoir in operating horizontal well |
RU2569391C1 (en) * | 2014-09-16 | 2015-11-27 | Общество с Ограниченной Ответственностью "ТНГ-Групп" | Method for identification of behind-casing flow in well within intervals covered by tubing strings |
-
1985
- 1985-05-22 SU SU853898622A patent/SU1359435A1/en active
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
Авторское свидетельство СССР № 672335, кл. Е 21 В 47/00, 1979. Авторское .свидетельство СССР № 987082, кл.Е 21 В 47/00, 1983. * |
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2530806C1 (en) * | 2013-11-07 | 2014-10-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for determining behind-casing flows |
RU2541671C1 (en) * | 2013-12-16 | 2015-02-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпромнефть Научно-Технический Центр" (ООО "Газпромнефть НТЦ") | Method for determination of flowing intervals in horizontal wells |
RU2560003C1 (en) * | 2014-07-09 | 2015-08-20 | Общество с Ограниченной Ответственностью "ТНГ-Групп" | Method for determining interval of free gas flow from reservoir in operating horizontal well |
RU2569391C1 (en) * | 2014-09-16 | 2015-11-27 | Общество с Ограниченной Ответственностью "ТНГ-Групп" | Method for identification of behind-casing flow in well within intervals covered by tubing strings |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US5561245A (en) | Method for determining flow regime in multiphase fluid flow in a wellbore | |
US7580797B2 (en) | Subsurface layer and reservoir parameter measurements | |
US5353873A (en) | Apparatus for determining mechanical integrity of wells | |
CA2501480A1 (en) | System and method for installation and use of devices in microboreholes | |
US8731848B2 (en) | Monitoring flow of single or multiple phase fluids | |
Sellwood et al. | An in-well heat-tracer-test method for evaluating borehole flow conditions | |
Chatelier et al. | Combined fluid temperature and flow logging for the characterization of hydraulic structure in a fractured karst aquifer | |
Keys et al. | The use of temperature logs to trace the movement of injected water | |
US4861986A (en) | Tracer injection method | |
US20150144331A1 (en) | Systems and Methods for Real-Time Evaluation of Coiled Tubing Matrix Acidizing | |
SU1359435A1 (en) | Method of investigating injection wells | |
US4120199A (en) | Hydrocarbon remote sensing by thermal gradient measurement | |
US3285064A (en) | Method for defining reservoir heterogeneities | |
Michalski et al. | Characterization of transmissive fractures by simple tracing of in‐well flow | |
RU2143064C1 (en) | Method of research of internal structure of gas- oil pools | |
RU2194160C2 (en) | Method of active temperature logging of operating wells (versions) | |
SU672333A1 (en) | Method of temperature investigation of producing oil wells | |
RU2121572C1 (en) | Method for investigation of injection wells | |
RU2121571C1 (en) | Method of investigating injection wells (versions) | |
SU953196A1 (en) | Method of investigating oil wells | |
RU2298094C2 (en) | Method for finding mineral resources | |
US2977792A (en) | Method for detecting fluid flow in or near a well bore | |
RU2154161C1 (en) | Method of injection wells research (versions) | |
RU2743114C1 (en) | Method for detecting oil and gas deposits | |
SU1411446A1 (en) | Method of thermometry of transient processes in wells |