SU1446290A1 - Method of determining the locations of manifestations or caving-in in wells - Google Patents
Method of determining the locations of manifestations or caving-in in wells Download PDFInfo
- Publication number
- SU1446290A1 SU1446290A1 SU874197789A SU4197789A SU1446290A1 SU 1446290 A1 SU1446290 A1 SU 1446290A1 SU 874197789 A SU874197789 A SU 874197789A SU 4197789 A SU4197789 A SU 4197789A SU 1446290 A1 SU1446290 A1 SU 1446290A1
- Authority
- SU
- USSR - Soviet Union
- Prior art keywords
- fluid
- depth
- change
- flow rate
- time
- Prior art date
Links
Abstract
Изобретение относитс к исследованию нефт ных и газовых скважин. Цель изобретени - повьппение точности определени . Подают жидкость в колонну труб. Измер ют расход и показатели подаваемой и выход щей из кольцевого пространства скважины жидкости . Измен ют скачкообразно подачу жидкости. Измер ют рем от момента изменени подачи жидкости до выхода ее с измененными показател ми. Определ ют глубину про влений или осыпей, по которой устанавливают потери давлени в кольцевом пространстве от места про влений до усть . Устанавливают первоначальную подачу жидкости. Повторно мен ют : скачкообразно подачу по истечении времени, превышающего врем стабилизации дебита пласта. Создают на устье противодавление, равное потер м давлени . Определ ют значение глубины про влени или осыпи. Использование данного способа позвол ет получать необходимую информацию без остановки основного технологического процесса, 3 ил.,1 табл. ю (ЛThe invention relates to the study of oil and gas wells. The purpose of the invention is to determine the accuracy of determination. Liquid is supplied to the pipe string. The flow rate and the values of the fluid supplied and released from the annulus of the well are measured. Abrupt fluid changes. The rem is measured from the moment the fluid supply changes to its output with altered indicators. The depth of manifestations or debris is determined, over which the pressure loss in the annular space is established from the place of manifestation to the mouth. Establish the initial flow of the fluid. Re-change: stepwise flow after a time longer than the time taken to stabilize the production rate. A back pressure equal to the pressure loss is created at the wellhead. The depth of occurrence or debris is determined. Using this method allows you to obtain the necessary information without stopping the main process, 3 Il., 1 tab. yu (L
Description
4 4;:4 4 ;:
о ьоoh
соwith
114А6290114A6290
относитс к исследогазовых и других сквавозможно создание цири .refers to the research and other squash creation of cyri.
ени - повышение точи местонахождени осыпай в скважинах,Eni - increase the point of location of the scatter in the wells,
бражена скважина с зона определ емой глу10a borehole with a zone defined by depth 10
ра не Из пр об В дв ем чт ре На до за жи зо хоra not from pr about the two th
бине X; на фиг.2 и 3 диаграммы изменени плотности соответственно при определении приближенного и уточненного значени глубины про влений или осыпей в скважинах.Bine X; Figures 2 and 3 show density change diagrams, respectively, when determining the approximate and refined depth of occurrence or debris in wells.
Особенностью движущейс жидкости как канала св зи вл етс задержка информации на врем , необходимое дл перемещени жидкости, изменившей свои свойства от места-рзмене- ни -эткк свойств (например, забо ) д о места установки датчиков информации на дневной поверхности. Этот интервал времени .определ етс выражениемThe peculiarity of the moving fluid as a communication channel is the delay of information for the time required to move the fluid, which has changed its properties from the location of a variety of properties (for example, a hole) to the place where the information sensors are installed on the surface. This time interval is defined by the expression
V QV q
L-SLs
(О(ABOUT
де V - объем затрубного пространства скважишз ; глубина бурени ; расход жидкости на выходе из скважины;de V is the volume of the well annulus; drilling depth; fluid flow at the well outlet;
коэффщщент кавернозности ствола, показывающий отношение действительной дпоща- ди или диаметра ствола скважины к номинальной S или Dbore cavernosity ratio showing the ratio of the actual diameter or diameter of the well bore to the nominal S or D
LL
Q. кQ. to
D,dD, d
ОтсюдаFrom here
S 0,785(KD - d ); - диаметры ;долота и труб.S 0.785 (KD - d); - diameters; bits and pipes.
Qa „. SQa „. S
(2)(2)
Циркулирующей жидкостью бурении скважин может быть буровой раствор, вода, аэрированна мд- кость, при эксплуатации скважин - нефть, конденсат; показател ми раствора , которые способны фиксироватьс датчиками и демонтироватьс самописцами , - ппотность, электрическое сопротивление, содержание газа, осыпающиес частицы породы.The drilling fluid circulating fluid may be drilling mud, water, aerated tissue, in the operation of wells - oil, condensate; indicators of the solution, which are capable of being fixed by sensors and dismantled by recorders, are capacity, electrical resistance, gas content, precipitated rock particles.
При движении жидкости по кольцевому пространству мимо зоны притока.When fluid flows through the annular space past the inflow zone.
00
5five
00
5five
00
5five
00
расположенного на любой глубине, в нее поступает инородное вещество. Изменение подачи жидкости насосами приводит к изменению содержани в объеме жидкости инородного вещества, В результате жидкость делитс на две части с различным их содержанием , а следовательно, и показател ми, что могут зафиксировать датчики, определ ющие показатели В жидкости, Наход щейс над зоной про влений до момента изменени расхода, пока затели отличны от показателей той жидкости, котора протекала мимо зоны гфо влений после изменени расхода .located at any depth, it enters a foreign substance. A change in the fluid supply by the pumps leads to a change in the content of a foreign substance in the fluid volume. As a result, the fluid is divided into two parts with different contents and, consequently, indicators that sensors can detect which measure the values of B in the fluid, located above the area of interest, can be fixed. until the change in the flow rate, while the batteries are different from the indicators of the liquid that flowed past the gof zone after the change in flow.
При изменении расхода по каналу св зи подаетс сигнал в виде изменени показателей жидкости, В практике исследовани гидротермических объектов примен ют в основном скачкообразные и импульсные сигналы, а не синусоидальные, трапецеидальные и т,п,, т,е, плавно измен ющиес , так как эксперименты с такими сигналами св заны с применением специальной аппаратуры и большими затратами времени на эксперимент, эксперименты со скачкообразными сигналами специальной аппаратуры не требуют.When the flow rate changes over the communication channel, a signal is given in the form of a change in the liquid indices. In the practice of studying hydrothermal objects, mainly discontinuous and pulsed signals are used, rather than sinusoidal, trapezoidal, and t, n, t, e, varying smoothly, since experiments with such signals are associated with the use of special equipment and a large amount of time spent on the experiment; experiments with hopping signals do not require special equipment.
Поэтому дл исключени ошибки расход требуетс мен ть именно скачкообразно , т,е. в течение одной или нескольких секунд, что по сравнению с временем одного цикла циркул ции раствора через скважину витс скачком или мгновенным изменением расхода .Therefore, in order to eliminate the error, the flow rate must be varied in steps, t, e. within one or several seconds, which, compared with the time of one cycle of circulation of the solution through the well, is abrupt or an instantaneous change in the flow rate.
Фиксиру на устье момент начала изменени расхода t , моменты времениThe fixative on the mouth the time of the beginning of the change in consumption t, the time
по влени на устье on the mouth
показател ми, отличными отindicators other than
лей ранее выход щего, динамику изменени этих свойств до момента стабилизации tj, определ ют врем Т с учетом времени транспортного запаздывани 2 ,the time of leaving, the dynamics of changes in these properties until the stabilization tj, determine the time T taking into account the transport delay time 2,
На основании выражени (2) определ ют рассто ние от усть скважины до зоны притока X,Based on the expression (2), the distance from the wellhead to the inflow zone X is determined,
На изменение показателей раствора во времени может оказать вли ние изменение гидросопротивлени потоку раствора в кольцевом пространстве в св зи с изменением расхода, так как потери давлени на устье пропорциональны расходы Sj.Changes in the solution parameters over time can be affected by changes in the flow resistance of the solution in the annular space due to changes in flow, since the pressure losses at the wellhead are proportional to the flow rates Sj.
РГ + р,WP + p,
кп ;kn;
РR
рR
knkn
-потери давлени в трубах;- pressure losses in pipes;
-потери давлени в кольце-.- ring pressure loss.
81,81,
пP
вом пространстве,space,
2 132 13
JJ
LQiJ. rCD+cLQiJ. rCD + c
L,( ()(D+d) L, (() (D + d)
(3)(3)
где Xwhere is x
коэффициент гидросопротивлени ;hydraulic resistance coefficient;
р - ппотность жидкости в кольцевом пространстве; L, - длина труб с различными диаметрами.p is the liquidity ratio in the annular space; L, is the length of pipes with different diameters.
Изменение потерь давлени от места про влени до усть скважины повлечет изменение дебита притока (например, при водопро влении) с некоторым запазданием. Изменение дебита приведет к изменению содержй- ни инородного агента (впды) в потоке раствора после изменени расхода. Из-за этого фиксируема крива показатель раствора - врем может быть ступенчатым на участке монотонного повышени величины показател , что не позволит определить точку перегиба, а следовательноj внесет ошибку в определение.A change in pressure loss from the site of production to the wellhead will entail a change in the flow rate of the flow (for example, during water supply) with some delay. A change in flow rate will lead to a change in the content of a foreign agent (vpd) in the solution flow after a change in the flow rate. Because of this, the fixed curve of the indicator of the solution - the time can be stepped at the site of a monotonous increase in the value of the indicator that does not allow to determine the inflection point, and therefore j will introduce an error in the definition.
Поэтому дл повышени точности определени местонахождени про влений или осыпей S скважинах согласно предлагаемому способу после изменени расхода определ ют приближенно глубину про влени , а затем рассчитывают величину необходимого противодавлени потоку жидкости, на уст|ае скважины, равную гидропотер м в кольцевом пространстве от места про влени до усть , и повтор ют измерение, но при этом искусственно создают противодавление.Therefore, to improve the accuracy of determining the location of occurrences or debris S wells, according to the proposed method, after changing the flow rate, the depth of occurrence is approximately determined, and then the required back pressure to the fluid flow is calculated at the wellhead, equal to the hydraulic losses in the annulus Up to the mouth, and the measurement is repeated, but at the same time artificially creating a back pressure.
Ввиду того, что изменение противодавлени , вызванное изменением расхода , может повлечь изменение дебита повторное измерение производ т после стабилизации-дебита пласта.Due to the fact that a change in backpressure caused by a change in flow rate may entail a change in flow rate, re-measurement is performed after the formation-flow rate stabilizes.
Способ осуществл ют следующим образом.The method is carried out as follows.
На вход 1 скважины поступает жидкость с расходом Q, и показателем р, На выходе 2 из скважины расходомером 3 контролируетс расход и прибором А - величина показател р раствора. После про влени выход щий из скважины раствор измен ет свои свойства , т,е, показатель становитс равным р1, расход Q;,, ДифференциальныйAt the inlet 1 of the well, a liquid flows at the flow rate Q, and the exponent p. At the exit 2 of the well, the flowmeter 3 controls the flow and the device A is the value of the indicator p of the solution. After the development, the solution leaving the well changes its properties, t, e, the indicator becomes equal to p1, the flow rate Q; ,, Differential
А62904A62904
расход q ( Q,, Это означает начало про влени .flow q (Q ,, This means the beginning of the appearance.
Измен ют подачу раствора насосами с Q, на Q, например отключением одного из двух работающих насосов, и в то же врем начинают фиксировать в.рем , измер ют расход выход щего раствора Q, которое должно бытьThe solution supply is changed by pumps from Q to Q, for example, by turning off one of the two operating pumps, and at the same time they begin to fix in time, the flow rate of outgoing solution Q is measured, which should be
10 QJ Ч После этого фиксируют врем t начала изменени показател , t, - стабилизации показател , В случае увеличени дебита пласта за этот промежуток времени расчет становит15 с невозможным. Поэтому Т t - t,. Определ ют по формуле приближенную глубину про влени х .10 QJ × After that, the time t of the beginning of the change in the indicator, t, - the stabilization of the indicator, is recorded. In the case of an increase in the production rate during this period of time, the calculation becomes 15 s impossible. Therefore, T t - t ,. The approximate depth of the manifestations is determined by the formula.
Затем вновь подают -раствор с подачей QJ, рассчитывают гидропотериThen the -J solution is fed again with the QJ feed, the hydro loss is calculated
2Q в .кольцевом пространстве от места про влени до усть ,2Q in the annular space from the place of occurrence to the mouth,
Дп некоторого сочетани диаметров труб и скважины на длину интервала 1000 м и рассчитанные гидропо25 тери ДР представлены в таблицеDp of a certain combination of pipe and bore diameters for the interval length of 1000 m and the calculated hydraulic hydrodynamics are presented in the table.
3535
Через некоторое врем Т повтор ют операцию, но на устье создают противодавление, равное гидропотер м в кольцевом пространстве с глубины 40 х до усть , В этом случае гидродинамическое воздействие на штаст минимально или исключаетс , поэтому возможно определение Z по кривой, в которой не имеетс скачков, роста 45 показател от р. Я° РЗ ° времени t - до t. На основании этого рассчитывают и Т и уточненное значение глубины про влени X,After some time T, the operation is repeated, but a back pressure is created at the wellhead equal to the hydraulic losses in the annular space from a depth of 40 x to the mouth. In this case, the hydrodynamic effect on the shtat is minimal or eliminated, therefore it is possible to determine Z from a curve in which there are no jumps 45 growth rate from p. I ° РЗ ° time t - to t. Based on this, T and the refined value of the depth X of the X
00
Пример, В скважине (D Example, Borehole (D
215,9 мм, d 127 мм, К « 1,07) при глубине нахождени долота 2000 м при промывке водой р, 1,0 г/см i началось про вление соленой водой, на что указал дифференциальный расход q Qi - Q, 0,А2 м /мин, Ппотность р2 стала равной 1,03 г/см. Отключили один насос и расход на выходе стал Qi « 2,А м /мин, через 215.9 mm, d 127 mm, K "1.07) when the bit was at a depth of 2000 m when r was washed with water, 1.0 g / cm i, the development of salt water began, as indicated by the differential flow q Qi - Q, 0 , A2 m / min, P2 capacity became equal to 1.03 g / cm. One pump was turned off and the output flow rate became Qi “2, A m / min, after
5 мин - 2,6 м /мин, т.е. дебит пласта увеличилс . Запись диаграммы на плотномере представлена на фиг,2, По истечении 13 мин гшотность стала измен тьс и стабилизировалась че- рез 12 мин на значении р, 1,09 г/с Приблизительно определ ют глубину пройвлени 5 min - 2.6 m / min, i.e. production rate increased. The record of the plotter on the meter is shown in FIG. 2. After 13 minutes, the output level began to change and stabilized after 12 minutes at a value of p, 1.09 g / s. Approximately, the depth of progression is determined
2,4 13 07785 7ТТ07 072Т59 - 07Т27 ) 2.4 13 07785 7ТТ07 072Т59 - 07Т27)
1181,8 м. 1181.8 m.
Рассчитьшают уточнение давлени в кольцевом пространстве в св зи с изменением расхода. По данным в таблице оно равноThe refinement of the pressure in the annular space due to the change in the flow rate is calculated. According to the table it is
,Р о.з|.П|..| . „., .,, R oz | .P | .. | . „.,.,
Вновь восстанавливают первоначальную подачу подключением второго насоса , выжидают пока Qj. Q i - 0,42 м /мин, т.е. дебит пласта стабилизировалс на первоначальном значении и повтор ют опера1;ию. Запись диаграммы на ппотномере пред- , ставлена на фиг.З. Провод касательную в точке перегиба, наход т 0,6 мин.Again restore the original flow by connecting the second pump, wait until Qj. Q i - 0.42 m / min, i.e. the bed rate is stabilized at the initial value and the operation is repeated; Record of the diagram on a ppotnomer is presented on fig.Z. The wire tangent at the inflection point is 0.6 min.
РассчитьшаютCalculating
у 2j,4(13 y 2j, 4 (13
(1,07-0,0466 - 0,01бГ).0,785(1.07-0.0466 - 0.01bG) .0.785
35 35
12361236
м.m
В случае применени предлагаемого способа дл определени места прито- ка инородного вещества в эксплуатационной скважине скачок дебита можно осуществить заменой штуцера на устье скважинь:.In the case of applying the proposed method for determining the place of inflow of foreign matter in the production well, the flow rate can be made by replacing the nozzle at the wellhead :.
Точность определени места зонAccuracy of determining the location of zones
притока инородных веществ в скважину можно повысить повторным изменением расхода, а также одновременным измерением нескольких физических свойств раствора (плотность, температура, концентраци и т.п.).The inflow of foreign substances into the well can be increased by re-changing the flow rate, as well as by simultaneously measuring several physical properties of the solution (density, temperature, concentration, etc.).
00
5five
00
5five
00
3535
0 0
5 five
Q Q
При использовании предлагаемого способа по сравнению с известным возможно получение необходимой информации без остановки основного технологического процесса, не требуетс сложной аппаратуры дл проведени измерений, так как все воздействи и измерени осуществл ютс техническими средствами, участвукшщми в основном технологическом процессе, давление температура в скважине не накладывают ограничений на применение указанного метода, так как все измерени провод тс на устье. Кроме того, предлагаемый способ может использоватьс в автоматизированных и автоматических системах управлени технологическими операци ми в бурении и нефтедобыче.When using the proposed method in comparison with the known, it is possible to obtain the necessary information without stopping the main process, no complicated equipment is required for the measurements, since all the influences and measurements are carried out by technical means involved in the main process, pressure and temperature in the well do not impose restrictions for the application of this method, since all measurements are carried out at the mouth. In addition, the proposed method can be used in automated and automatic control systems for technological operations in drilling and oil production.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU874197789A SU1446290A1 (en) | 1987-02-23 | 1987-02-23 | Method of determining the locations of manifestations or caving-in in wells |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU874197789A SU1446290A1 (en) | 1987-02-23 | 1987-02-23 | Method of determining the locations of manifestations or caving-in in wells |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
SU1446290A1 true SU1446290A1 (en) | 1988-12-23 |
Family
ID=21286839
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
SU874197789A SU1446290A1 (en) | 1987-02-23 | 1987-02-23 | Method of determining the locations of manifestations or caving-in in wells |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
SU (1) | SU1446290A1 (en) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2567573C2 (en) * | 2011-03-30 | 2015-11-10 | Везерфорд Текнолоджи Холдингз, ЛЛК | Calculation of delay with correction of caving in open shaft |
-
1987
- 1987-02-23 SU SU874197789A patent/SU1446290A1/en active
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
Лукь нов Э.Е. Исследование скважин в процессе бурени . - М,j Недра, 1979, с. 74. :(54) СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ МЕСТОПОЛОЖЕНИЯ ПРОЯВЛЕНИЙ ИЛИ ОСЫПЕЙ В СКВАЖИНАХ * |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2567573C2 (en) * | 2011-03-30 | 2015-11-10 | Везерфорд Текнолоджи Холдингз, ЛЛК | Calculation of delay with correction of caving in open shaft |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2577568C1 (en) | Method for interpreting well yield measurements during well treatment | |
RU2301319C2 (en) | Device and method for dynamic pressure control in annular space | |
US6257354B1 (en) | Drilling fluid flow monitoring system | |
US4665981A (en) | Method and apparatus for inhibiting corrosion of well tubing | |
US20160348452A1 (en) | Managed pressure drilling with rig heave compensation | |
US10697273B2 (en) | Method for scale treatment optimization | |
CA2404168A1 (en) | Method and apparatus for determining fluid viscosity | |
CN107191180A (en) | A kind of accurate flow rate log means of interpretation of fluid trajectory | |
RU2680566C1 (en) | Method for determining flow profile in low-rate horizontal wells with multi-stage hydraulic fracturing | |
CN108571319B (en) | Differential pressure type gas invasion and displacement type gas invasion judgment method and device | |
SU1446290A1 (en) | Method of determining the locations of manifestations or caving-in in wells | |
CN109944588A (en) | High porosity reservoir containing soluble salt protects drilling fluid composition optimization method | |
US4346594A (en) | Method for locating the depth of a drill string washout or lost circulation zone | |
CN109162707A (en) | Drop ply position judgment method in a kind of drilling process | |
CN116378641A (en) | Multiphase quantum dot tracing horizontal well fracturing production fluid profile testing method | |
US4342222A (en) | Method for the determination of depth of a fluid-saturated stratum and fluid type | |
CN114991690A (en) | Formation pressure test while drilling method and device | |
RU2108460C1 (en) | Device for setting bed pressure in oil deposit | |
RU2269000C2 (en) | Method for permeable well zones determination | |
RU2034141C1 (en) | Method for determination of well volume | |
CN117588204A (en) | Well cementation liquid level monitoring and intelligent liquid filling control method | |
RU2566160C1 (en) | Water loss control method for circulating fluid | |
CN218381126U (en) | Dynamic monitoring device for hydrogen sulfide and flow at return outlet | |
RU1807330C (en) | Method of determination of rheological characteristics of drilling flushing fluid | |
SU1373799A1 (en) | Method of determining density of flushing fluid |