SU1421858A1 - Method and apparatus for determining the profile of fluid inflow in operating gas well - Google Patents
Method and apparatus for determining the profile of fluid inflow in operating gas well Download PDFInfo
- Publication number
- SU1421858A1 SU1421858A1 SU864149887A SU4149887A SU1421858A1 SU 1421858 A1 SU1421858 A1 SU 1421858A1 SU 864149887 A SU864149887 A SU 864149887A SU 4149887 A SU4149887 A SU 4149887A SU 1421858 A1 SU1421858 A1 SU 1421858A1
- Authority
- SU
- USSR - Soviet Union
- Prior art keywords
- tubing
- holes
- determining
- thermograms
- profile
- Prior art date
Links
Abstract
Изобретение относитс к области геофизических исследований. Цель изобретени - повьшение точности определени , В обсадн то колонну с пер форированнЫми отверсти ми 4 спускают заглушенные заглушкой 2 в нижней ч. с-; ти насосно-компрессоркые трубы (НКТ) 1. Снимают термограмму и определ ют (Л Ь9 сд 00The invention relates to the field of geophysical research. The purpose of the invention is to increase the accuracy of determination. In the casing, the column with perforated holes 4 is lowered, muffled by plug 2, into the lower part of the tower; These tubing pipes (tubing) 1. Remove the thermogram and determine (L L9 cd 00
Description
«вы./"you./
профиль притока пластового флюида по т-рным аномали м на термограммах. Через отверсти периодически сообщают трубное и затрубнсе пространства выше интервала отверстий колонны. При этом термограммы снимают на различных режимах работы скважины. Устр- во дл осуществлени способа содержит узел перекрыти отверстий, выполненный с возможностью поворота на фиксирующий угол до 9t)° ротора-заслонки 7 с отверсти ми 8, выполненными на одной оси с отверсти ми НКТ 1. Внутриthe profile of the influx of reservoir fluid by the T-type anomalies m in thermograms. Through the holes periodically report the pipe and the annulus of space above the interval of the holes of the column. At the same time, the thermograms are taken on various operating modes of the well. The device for the implementation of the method contains a node of blocking the holes, made rotatable at a fixing angle up to 9t) ° of the rotor flap 7 with holes 8, made on the same axis with the holes of the tubing 1. Inside
ротора-заслонки 7 размещен статор 12 с трехфазной обмоткой 11. Суммарна площадь отверстий НКТ 1 не меньше площади проходного сечени последних. При подходе ста.тора к ротору-заслонке 7 импульсивно подаетс трехфазньй ток питани . Последний передаетс на обмотки 11 так, чтобы поворот ротора-заслонки 7 со.отйетствовал сообщению трубного и затрубного пространства , Тоео отверсти 8 и отверсти в НКТ 1 совмещаютс о 2 СоП„ ф-лы, 2 ил оthe rotor flap 7 is placed the stator 12 with a three-phase winding 11. The total area of the holes in the tubing 1 is not less than the area of the flow section of the latter. At the approach of the stator to the damper rotor 7, a three-phase supply current is impulsively supplied. The latter is transmitted to the windings 11 so that the rotation of the rotor-flap 7 soothes the message of the tubular and annular space, the Tooe holes 8 and the holes in the tubing 1 are aligned with 2 CoP f-ly, 2 silt
1.one.
Изобретение относитс к геофизи- ческим исследовани м,.в частности к исследовани м действующих скважин, в том числе с аномально- высоким пластовым давлением, и скважин, снабженных пакером, и может найти применение в газовых, нефт ных и гидрогеологических скважинахоThe invention relates to geophysical studies, in particular to studies of existing wells, including those with abnormally high reservoir pressure, and wells equipped with a packer, and can be used in gas, oil and hydrogeological wells.
Цель изобретени - повьшение точности определени профил притока флюида в действующей, газовой скважине оThe purpose of the invention is to increase the accuracy of determining the flow profile of a fluid in an active, gas well
; На фиг о 1 представлена схема дл реализации способа; на фиг о 2 - тер- могра ммы. ,.. ; Fig. 1 shows a scheme for implementing the method; FIG. 2 shows the terms. ..
Дл осуществлени предлагаемого способа заполненна жидкостью насос- но-компрессорна труба (НКТ) 1 снабжена имеющей вид конусной манжеты заглушкой 2 и пр мым клапаном 3 (может быть заменен резиновым шаром). Выше верхних перфорационных отверсти . 4 обсадной колонны 5 и ниже эксплуатационного пакера 6 устанавливаетс составна часть электромагнитного устройства - ротор-заслонка 7, выполненна в виде ципиндрического отрезка трубы из магнитного материала. На внутренней поверхности цилиндрического отрезка трубы имеютс кайавки, залитые металлом с мальм электрическим сопротивлением (например, алюминием ) так, что 1ЩЛИНДР представл ет собой известную конструкцию внешнего полого ротора с отверсти ми, выполненными на одной оси с отверсти ми НКТ (в форме беличьего колеса) ко- роткозамкнутого двигател .In order to implement the proposed method, the pump-compressor tubing (NKT) 1 filled with liquid is provided with a plug 2 and a straight valve 3 (which can be replaced with a rubber ball), which has the shape of a tapered cuff. Above the top perforations. 4 of the casing 5 and below the production packer 6 is installed a part of the electromagnetic device - the rotor valve 7, made in the form of a cypindric pipe segment of magnetic material. On the inner surface of the cylindrical pipe section there are kaivas filled with metal with malm electrical resistance (for example, aluminum) so that 1SCHLINDR is a well-known design of an external hollow rotor with holes made on the same axis with tubing holes (in the form of a squirrel wheel) short-circuited engine.
00
5five
00
5five
00
5five
В стенке ротора-заслонки имеютс два отверсти 8.There are two holes 8 in the wall of the rotor flap.
Ротор-заслонка установлен в пат- рубке 9, который жестко сварен с НКТ. Патрубок имеет два отверсти 10, рас- попоженные на одной оси с отверсти ми 8 заслонки. При таком расположении отверстий через них происходит сообщение трубного и затрубного пространства . :. The rotor valve is installed in the pipe 9, which is rigidly welded to the tubing. The nozzle has two openings 10 located on the same axis with the openings 8 of the flap. With this arrangement, the holes through them there is a message tube and annular space. :.
Поворот ротора-заслонки 7 на некоторый угол (до 90) осуществл етс под действием электромагнитного пол трехфазной обмотки 11 статора 12, который размещен внутри ротора-заслонки и опускаетс в НКТ на кабеле 13 и импульсно включаетс в 3oiie заслонки 7. Противовес 14 преп тствует раскручиванию ротора в момент импульсного включени . В результате поворота ротора-заслонки 7 на некоторый угол происходит разобщение трубного и затрубного пространства, так как отверсти 10 НКТ не совпадают с отверсти ми 8 в роторе-заслонке. Суммарна площадь отверстий НКТ не меньше площади проходного сечени НКТ„The rotation of the rotor flap 7 at a certain angle (up to 90) is carried out under the action of the electromagnetic field of the three-phase winding 11 of the stator 12, which is located inside the rotor flap and lowers into the tubing on the cable 13 and impulsively turns into the 3oiie flap 7. The counterweight 14 prevents the unwinding rotor at the time of pulse switching. As a result of the rotation of the rotor flap 7 at some angle, the pipe and annulus space are separated, since the holes 10 of the tubing do not coincide with the holes 8 in the rotor flap. The total area of the holes in the tubing is not less than the area of the tubing through passage "
Устройство работает следунмцим об- разом.:The device works in the following way:
При режиме разобщени (отверсти 8 в роторе-заслонке и отверсти 10 в НКТ смещены от носитепьно друг друга ) в скважину опускают пр мой клапан 3 под давлением закачиваемой жидкости . Затем опускаетс на кабеле 13 трехфазный статор 12 и при подходе к ротору-заслонке 7 импульсивно подаетс трехфазный ток питани , которьй передаетс на обмотки статора так, чтобы поворот ротора-заслонки соответствовал сообщению трубного и затрубного пространства, т.е. отверсти 8 в.роторе-заслонке и отверсти . 10 в НКТ совместилирь. Далее с помощью геофизического прибора производитс запись фонового замера при закрытой задвижке на устье скважины. Затем задвижку открывают и провод т измерени и запись термограмм на различных режимах работы скважины„ После проведени геофизическихIn the disengagement mode (the openings 8 in the rotor gate and the openings 10 in the tubing are offset from each other), the straight valve 3 is lowered into the well under the pressure of the injected fluid. Then, a three-phase stator 12 is lowered on the cable 13 and, when approaching the rotor-valve 7, a three-phase supply current is impulsively supplied to the stator windings so that the rotation of the rotor-valve corresponds to the tube and annulus space, i.e. 8 holes in the rotor flap and holes. 10 in the tubing Then, using a geophysical instrument, background recording is performed with the valve closed at the wellhead. Then the valve is opened and measurements are taken and thermograms are recorded in various modes of operation of the well "After performing geophysical
исследований с помощью электромагнит- ig и через отверсти под пакером, повы35research with the help of electromagnetic ig and through the holes under the packer,
ноге устройства разобщение трубного и затрубного пространства осщуествл - ют путем подачи на трехфазные статер- ные обмотки тока питани таким обра- зом, чтобы осуществить вращение рото- 2о ра-заслонки в сторону з акрыти отверстий 10 в НКТ, Затем удал ют заглушку на башмаке НКТ и эксплуатацию сква- жины производ т по НКТ.The device disassociates the pipe and annular space by supplying the supply current to the three-phase stater windings in such a way as to rotate the roto-2-valve to close the holes 10 in the tubing, then remove the cap on the tubing boot and the operation of the well is done through tubing.
Пример, Способ испьгган в. ла- 25 бораторных услови х на модели газовой скважины с имитацией п ти газоносных пластов разной продуктивности.Example, Method f. laboratory conditions on a gas well model with simulated five gas-bearing formations of different productivity.
По всему стволу модели скважины установлены датчики температур. Резульзо таты проведенных испытаний/показаны . на фиг о 2, где 1-5 отмечены места расположени иммитаторов газоносных пластов.Temperature sensors are installed throughout the wellbore model. Results of tests performed / shown. Fig. 2, where 1-5 are marked locations of gas-bearing layer simulators.
Температурна крива 6 (фиг.2), . представл юща собой пр мую линию, что соответствует одинаковой вдоль ствола скважины температуре, получена при отсутствии движени газа.Temperature curve 6 (figure 2),. is a straight line, which corresponds to the same temperature along the wellbore, obtained in the absence of gas movement.
Термограмма 7 (фиг„ 2) соответствует модельным измерени м при движении газа, когдд сообщение трудного и затрубного пространства происходит снизу .через башмак НКТ. Как видно на этой кривой, отклонение температуры отмечаетс лишь против иммитатора газоносного пласта (аномали темпе-; ратуры составл ет 0,02°). Другие ра- ботак цие интервалы на термограмме не вьщел ютс .Thermogram 7 (Fig „2) corresponds to model measurements during gas movement, when difficult and annular space communicates from below through the tubing shoe. As can be seen in this curve, the temperature deviation is observed only against the simulator of the gas-bearing formation (temperature anomalies; temperature is 0.02 °). Other working intervals on the thermogram are not selected.
Крива 8 (фиг. 2) соответствует распределению температуры вдоль ствола скважины, когда сообщение трубного и затрубного пространства осуществл етс через отверстие в НКТ, которые открываютс и закрываютс с помощью электромагнитного устройства, причем эти отверсти наход тс вьш1е продуктивных пластов, но ниже разде40 Curve 8 (Fig. 2) corresponds to the temperature distribution along the wellbore when the tube and annulus communicate through a hole in the tubing, which is opened and closed using an electromagnetic device, and these holes are located above the productive formations, but below section 40
. .
4545
.- .-
gQ gQ
5555
л ющего трубное и затрубное пространство пакераpipe and annulus space packer
Снизу НКТ заглушена. Как видно иэ полученной термограммы, напротив каж дого иммитатор а-пласта отмечаетс отрицательные , аномалии от 0,1 до 0,2Bottom tubing muted. As can be seen from the obtained thermogram, negative for each a-layer imitator, anomalies from 0.1 to 0.2 are noted.
Сравнение полученных кривых локазы- шают большую эффективность способа за счет того, что увеличиваетс дебит скважины за счет возможности работы как по трубе, так и по з трубью,, имеетс возможность работы скважины как через нижний конец.(башмак) НКТ, такComparison of the obtained curves shows a greater efficiency of the method due to the fact that the well flow rate increases due to the possibility of working both through the pipe and through the pipe, it is possible to work the well through the lower end.
5five
5 five
о about
шаетс возможность точного вьделени работающих интервалов, что дает возможность целенаправленно проводить работы по интенсификации скважинThere is a possibility of precise fit of the working intervals, which makes it possible to purposefully carry out work on the intensification of wells
Фор.мула изобретени Formula of invention
1.Способ определени лрсхЬнл притока флюида в действующей газовой скважине, включающий спуск заглушенных в нижней части иасрско-коьшрес- сорных труб в обсадную капонну с перфорированными отверсти ми, сн тие термограмм и определение щ офип притока пластового флют-гда по тe mepaтyp-- ным аномали м на термо.граммах5, о т-- л ичающийс тем, что, с целью повьш1ени точности опре лелеки , периодически- сообщают трубное и за- трубное пространства вьппе интерза.ла перфорационных отверстий обсадной колонны , а сн тие термогра№ 1 производ т1. A method for determining the fluid flow in an active gas well, including lowering plugged in the lower part of the Iasra-contactor pipes into a casing with perforated holes and removing thermograms and determining the flow of the flux fluids from the thermometer, and measuring the thermograms and determining the flow of the flux fluids from the thermometer, and measuring the thermograms and determining the flow flux of the reservoir flute through the thermometer and determining the thermograms and determining the flow flux of the reservoir flute through the thermometer and measuring the thermograms and determining the flow flux of the reservoir flute through the thermometer and measuring the thermograms and determining the flow flux of the reservoir flute through the thermometer and measuring the thermograms and determining the hydraulic flux of the reservoir flute through the thermometer and measuring the thermograms and determining the hydraulic flux of the flux fluorescent tubes by measuring the thermograms and determining the thermograms. anomalies m on thermo. grams5, which is due to the fact that, in order to improve the accuracy of the test, periodically report the pipe and backpipe spaces of the casing perforations, and the removal of thermogram 1 makes
,на различных режимах работы сквалааны, on various modes of operation squalane
2,Устройство дл опре,целен11Я про- 0 фил притока флюида в действующей2, The device for the determination, purpose of the pro-fluid flow in the current
газовой скважине,включающее заполненные жидкостьЕо насосно-компрессорные трубы -с заглушкой -в нижней части и . установленньй в .них датчик температу5 отличающеес тем,a gas well including fluid-filled tubing pipes with a plug at the bottom and. Installed in their temperature sensor5 characterized by
что, с целью повьш1ени точности епре™ .- делени , в насосно-компрассорных трубах выполнены отверсти дл сообще™ трубного и затрубного пространствthat, in order to improve the accuracy of the enamel.-division, in the pump-compressor pipes there are holes for the communication of the tubular and annular spaces
Q устройство снабжено установленным з насосно-компрессорных трубах у апом перекрыти отверстий, вьшолненным в виде установленного с возможностью поворота на фиксируемый угол до 90° ротора-заслонки с отверсти ми, вшол- ненными на одной оси с отверсти ми насосно-компрессорных труб и размещенного внутри ротора-заслонки стато- . ра с трехфазной обмоткой, причем сум5The Q device is equipped with installed tubing pipes at the top of the orifice closure, executed in the form of a rotor gate rotated at a fixed angle up to 90 ° with openings axially aligned with the tubing openings rotor flap stat-. pa with three-phase winding, and sum5
514218586514218586
марна площадь отверстий насосно-проходного сечени насосно-компрескомпрессорных труб не меньше площадисорных труб.The marna has a hole area of the pumping-through section of the pumping and compression compressor pipes that are not less than the square pipes.
Z1.0 0.1Z1.0 0.1
А...Ч A ... H
....
9 ..«-.9 .."-.
«:о:-.г ": O: -. G
5 b .- :v .5 b .-: v.
в . е at . e
.О ..«.ABOUT .."
....
4 l-v 4 l-v
- . .. -. ..
,-:й: ., -: st:.
а;but;
«JT"JT
Puz.2Puz.2
Claims (2)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU864149887A SU1421858A1 (en) | 1986-11-19 | 1986-11-19 | Method and apparatus for determining the profile of fluid inflow in operating gas well |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU864149887A SU1421858A1 (en) | 1986-11-19 | 1986-11-19 | Method and apparatus for determining the profile of fluid inflow in operating gas well |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
SU1421858A1 true SU1421858A1 (en) | 1988-09-07 |
Family
ID=21268541
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
SU864149887A SU1421858A1 (en) | 1986-11-19 | 1986-11-19 | Method and apparatus for determining the profile of fluid inflow in operating gas well |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
SU (1) | SU1421858A1 (en) |
Cited By (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO2011081552A1 (en) * | 2009-12-31 | 2011-07-07 | Шлюмберже Холдингс Лимитед | Method for determining the profile of an inflow and the parameters of a well-surrounding area in a multipay well |
RU2460878C2 (en) * | 2010-09-30 | 2012-09-10 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Method for determining profile of fluid influx and parameters of borehole environment |
RU2531499C1 (en) * | 2013-08-23 | 2014-10-20 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Method of determining fluid movement profile of stacked pools in well |
RU2537446C1 (en) * | 2013-10-18 | 2015-01-10 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Method of determination of filtration rate of formation fluids |
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 |
RU2645692C1 (en) * | 2016-12-21 | 2018-02-27 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Method for determining profile of fluid influx in multi-pay well |
-
1986
- 1986-11-19 SU SU864149887A patent/SU1421858A1/en active
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
Авторское свидетельство СССР 1271163, КЛ.1 Е 21 В 47/10, 1983. * |
Cited By (9)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO2011081552A1 (en) * | 2009-12-31 | 2011-07-07 | Шлюмберже Холдингс Лимитед | Method for determining the profile of an inflow and the parameters of a well-surrounding area in a multipay well |
RU2505672C1 (en) * | 2009-12-31 | 2014-01-27 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Method for determination of influx profile and borehole environment parameters in multilay well |
US9348058B2 (en) | 2009-12-31 | 2016-05-24 | Schlumberger Technology Corporation | Method for determining the profile of an inflow and the parameters of a well-surrounding area in a multipay well |
RU2460878C2 (en) * | 2010-09-30 | 2012-09-10 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Method for determining profile of fluid influx and parameters of borehole environment |
US8701762B2 (en) | 2010-09-30 | 2014-04-22 | Schlumberger Technology Corporation | Method of determination of fluid influx profile and near-wellbore space parameters |
RU2531499C1 (en) * | 2013-08-23 | 2014-10-20 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Method of determining fluid movement profile of stacked pools in well |
RU2537446C1 (en) * | 2013-10-18 | 2015-01-10 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Method of determination of filtration rate of formation fluids |
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 |
RU2645692C1 (en) * | 2016-12-21 | 2018-02-27 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Method for determining profile of fluid influx in multi-pay well |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
EP0977932B1 (en) | A method and an apparatus for use in production tests, testing an expected permeable formation | |
US6543540B2 (en) | Method and apparatus for downhole production zone | |
CN205297504U (en) | Bridge type is tested with one heart and is sealed measure and regulate integration controlling means | |
CN109025977B (en) | Low-cost long-acting intelligent password water finding and controlling system and method | |
EA001569B1 (en) | Method for monitoring physical characteristics of fluids in downhole and device therefor | |
CN106593422A (en) | Storage type test method and pipe column in horizontal well oil pipe | |
SU1421858A1 (en) | Method and apparatus for determining the profile of fluid inflow in operating gas well | |
CN107939376A (en) | A kind of gas well gas testing operation integrated synthesis completion method | |
CN111577257B (en) | Horizontal well subsection setting type flow metering water exploration pipe column and water exploration method thereof | |
CN105443072A (en) | Horizontal well oil-string casing well cementation method | |
CN101338668B (en) | Method and system for determining drilling fluids leakage and overflow | |
CN206617162U (en) | A kind of oil pipe of horizontal well memory storage formula test string | |
US3357492A (en) | Well completion apparatus | |
CA2367075A1 (en) | Method and system for testing a borehole by the use of a movable plug | |
CN104763409B (en) | A kind of oil downhole flow measurement apparatus and measuring method | |
WO2001049973A1 (en) | Method and apparatus for downhole production testing | |
NO20013116D0 (en) | A method for detecting the flow of fluid from a formation into a well during drilling, and apparatus for carrying out the method | |
CN207177888U (en) | Well logging tubing string | |
CN204571946U (en) | A kind of casing programme for natural petroleum gas field | |
RU2256773C1 (en) | Device for determining water influx intervals and water influx isolation in slanted and horizontal wells | |
US3014533A (en) | Permanent completion of wells | |
US2347746A (en) | Method of measuring fluid flow | |
CN207436998U (en) | For the water detection instrument of High water cut stop-spraying horizontal well | |
RU2269000C2 (en) | Method for permeable well zones determination | |
RU1799997C (en) | Method for well completion |