WO2015163781A1 - Method for monitoring the parameters of an active oil and gas well - Google Patents

Method for monitoring the parameters of an active oil and gas well Download PDF

Info

Publication number
WO2015163781A1
WO2015163781A1 PCT/RU2014/000300 RU2014000300W WO2015163781A1 WO 2015163781 A1 WO2015163781 A1 WO 2015163781A1 RU 2014000300 W RU2014000300 W RU 2014000300W WO 2015163781 A1 WO2015163781 A1 WO 2015163781A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
well
frequency
profile
fluid
placement
Prior art date
Application number
PCT/RU2014/000300
Other languages
French (fr)
Russian (ru)
Inventor
Константин Викторович ТОРОПЕЦКИЙ
Виктор Николаевич ЕРЕМИН
Александр Николаевич ЧЕРЕМИСИН
Original Assignee
УЛЬЯНОВ, Владимир Николаевич
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by УЛЬЯНОВ, Владимир Николаевич filed Critical УЛЬЯНОВ, Владимир Николаевич
Priority to PCT/RU2014/000300 priority Critical patent/WO2015163781A1/en
Priority to EA201501084A priority patent/EA201501084A1/en
Publication of WO2015163781A1 publication Critical patent/WO2015163781A1/en

Links

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00—Survey of boreholes or wells
    • E21B47/06—Measuring temperature or pressure
    • E21B47/07—Temperature

Definitions

  • the invention relates to the field of oil production, in particular, to geophysical studies of oil and gas wells, and can be used to determine in real time the profile of the inflow for producers and the injectivity profile for injection wells, as well as to assess the technical condition of the production string wells, namely, for detecting annular flows, above and below the perforation interval.
  • Geophysical studies of wells including the construction of inflow profiles for operating and inflow profiles for injection wells, the determination of casing flows, as a rule, are carried out by means of a whole range of measures, including shutting down the well, extracting the assembly and then lowering the geophysical instrument and stretching it along the studied well intervals.
  • a preliminary study of the bottom of the well is required, and after its shutdown, the creation of an artificial flow.
  • artificially induced inflow does not exactly reproduce the situation of a working well.
  • such well surveys are a time-consuming process, associated with long well downtime, the risk of losing productive parameters of the well, as well as with dangerous " production processes.
  • a known method of researching productive intervals in wells with electric centrifugal pumps including the descent of a deep geophysical instrument to the bottom and its extension along productive intervals with simultaneous measurement parameters, and in order to increase the efficiency of research by providing the possibility of removing the device from the well, before the descent of the well pump into the zone of productive intervals, a flow guide apparatus is installed, and pulling the device and carried inside struenapravlyayuschego apparatus.
  • the advantage of this method is the ability to study the well without stopping directly during operation and without removing the layout. Moreover, this method allows you to measure the distributed parameters in the well table, thereby constructing a flow chart and assessing the technical condition of the casing string.
  • the disadvantages of this method include the need for a hoisting operation with a downhole tool, as well as the need for a special layout design. Moreover, this arrangement design limits the diameter of the borehole pump and the pressure developed by it, which makes it impossible to use in a number of wells with abnormally low reservoir pressure. In addition, the introduction of a geophysical cable through a lubricator at the wellhead entails certain risks of depressurization of the well.
  • a known acoustic method for identifying the location of annular fluid flows (see patent RU2462592, class E21 B47 / 10, E21 B47 / 14, 2012), including the descent and rise in the well of the receiver of acoustic signals.
  • This records on the rise curves of changes in the intensity of the noise signal taken from the output of the receiver, followed by signal processing in the secondary equipment.
  • the rise of the downhole receiver of noise signals is carried out at a constant known speed.
  • the receiver is performed with a sharply directed directional characteristic to the orthogonal axis of the well. Processing of the output signal is carried out by extracting from the registered noise signal the characteristics of the receiver passage relative to the location of the annular fluid flow for a given speed.
  • the advantage of this method is the reliable identification and localization of annular cross-flow areas on the casing, since the well is stopped, and the flow of fluid in the leakage region is reliably recorded by the acoustic method.
  • the disadvantages of this method include the necessity of shutting down the well and removing the layout for research. Also, this method does not allow determining the inflow profile.
  • a known method of controlling the depth parameters during the operation of the well including the descent into the well of a chain of geophysical measuring modules, sequentially interconnected by means of pipe sections, the upper of which is connected - is single through the transitional perforated chamber to the bottom of the riser for the production of the well, and the number of modules is equal to p-1, where n is the number of productive strata of the well.
  • the entire structure is driven by a winch through a lubricator at the wellhead.
  • the advantage of this method is the ability to measure distributed geological and technological parameters in the intervals of perforation of productive strata of a well directly during operation and without stopping it.
  • the disadvantages of this method include the need to introduce a movable geophysical cable through the lubricator at the mouth, which is associated with the risks of depressurization.
  • GIS geophysical well research
  • the advantage of this method is the ability to measure the distributed geological and technological parameters of the well without the need to extend the measuring device along the studied interval. In addition, for the period of the study does not require shutting down the well and removing the layout. This greatly simplifies and speeds up well exploration, and allows real-time construction of thermograms and a noise profile.
  • the optical fiber does not require power supply and is insensitive to various kinds of interference, since it does not contain electrical circuits.
  • the disadvantages of this method include the need to use an expensive multimode optical fiber, which must be extended over the entire length of the well from the wellhead to the sump, including both the observation interval and low-informative sections.
  • the low spatial resolution and “point to point” measurement accuracy cast doubt on the value of this method as a tool for determining the inflow profile from a thermogram.
  • the use of optical fiber is impossible due to the design features of well layout, such as mechanized wells with a submersible pump.
  • the advantage of this method is the ability to measure local geological and technical characteristics of the well in the field of placement of well logging tools in real time using a cable line to transmit data to the surface. These measurements make it possible to solve a number of geological and technological problems, such as selecting the optimal operating mode of the downhole equipment and determining the filtration characteristics of the formation and the bottomhole zone of the well (CCD) using hydrodynamic research (well test), in particular, such as the pressure recovery curve (HP) .
  • the disadvantage of this method is the measurement of physical parameters only at fixed points in the well, which does not allow determining the inflow profile or assessing the technical condition of the casing and annulus.
  • the objective of the present invention is to remedy this drawback, namely, expanding the functionality of the proposed method by real-time monitoring of well parameters, which allows, in addition to selecting the optimal operating mode of the well equipment and determining the filtration characteristics of the formation and CCD, to build an inflow profile and / or component composition in the perforation interval for producing wells; to build injectivity profiles in the perforation interval for injection wells; identify areas of casing leakage and / or annular flows outside the perforation interval; identify areas of narrowing of the cross section due to solid deposits.
  • the indicated problem in a method for monitoring the parameters of an operating oil and gas well including measuring its physical characteristics using geophysical instruments lowered into the well and calculating the geological and technological parameters of the well from them, is solved by the fact that they are produced in real time at locally selected points and / or along selected sections of the well from measuring the physical characteristics of the well, while the physical temperature of the well selects the temperature of the fluid and / or flow rate and / or pressure of the fluid and / or acoustic noise characteristics of the well and / or the composition of the fluid.
  • the inventive method allows, in addition to selecting the optimal operating mode of the well equipment and determining the filtration characteristics of the formation and CCD, without additionally stopping the existing well, and / or extracting the layout and / or carrying out hoisting operations, it is decided tasks for:
  • the frequency of placement of temperature sensors can be increased compared to areas outside the perforation interval.
  • thermodynamic model of the well which includes the thermophysical properties of the fluid and the section rocks of the well (geological model data). This allows one to interpret the temperature distribution in terms of the inflow or absorption in a unit interval.
  • thermo-profile is supplemented with measurements of the component composition (specific moisture content and / or specific gas content) at least at one point upstream, it will become possible to recognize the nature of the change in the inflow profile and even localize the area of water and / or gas breakthrough. .
  • thermodynamic model The absence of information on the thermophysical properties of section rocks in the geological model of the section casts doubt on the accuracy of the thermodynamic model and interpretation of thermograms.
  • a detailed knowledge of the inflow or injection profile is required, because A priori information about the well section is not enough to build a thermodynamic model.
  • the inflow profile is measured using a chain of sequentially connected flowmeters with a sampling frequency of at least once a day, while the frequency of placement of flowmeters varies depending on the well section, and in the interval of perforation, the frequency of placement of flowmeters can be increased compared to areas outside the perforation interval.
  • the specific moisture content profile and / or specific gas content profile are additionally measured using a chain of sequentially connected moisture meters and / or densitometers with a sampling frequency of at least once a day, while the frequency of placement moisture meters and / or densitometers varies depending on the well site, and in the perforation interval, the frequency of The formation of moisture meters and / or densitometers can be increased compared to areas outside the perforation interval.
  • the composition of the inflow is required to be known not as detailed as the inflow profile, therefore, the frequency of placement of component sensors (moisture content and gas content) can be reduced in comparison with the frequency of placement of debitometers.
  • the acoustic noise profile is measured using a chain of series-connected acoustic sensors with a sampling frequency of at least once a day, while the frequency of placement of acoustic sensors (hydrophones) varies depending on the area wells, and in the perforation interval, the frequency of the placement of hydrophones can be reduced compared to areas outside the perforation interval.
  • a certain frequency band should be selected to distinguish useful noise from the noise from the flow along the borehole (usually low frequencies - up to 1 kHz) or flow in the pore matrix (usually high frequencies above 10 kHz).
  • Downhole pressure knowledge is necessary to optimize well operation and downhole equipment.
  • the rates of fluid withdrawal from the reservoir are determined by depression, i.e. the difference between the reservoir and bottomhole pressures, and the ratio of the selected phases will be different due to the different phase permeability of the reservoir with respect to gas and liquid.
  • depression i.e. the difference between the reservoir and bottomhole pressures
  • the ratio of the selected phases will be different due to the different phase permeability of the reservoir with respect to gas and liquid.
  • the drop and increase in pressure corresponds to the areas of fluid inflow or absorption, which, in combination with measuring the temperature profile, allows more reliably localizing areas of parasitic inflow due to leaking casing string.
  • the implementation of the proposed method depends on the necessary and sufficient set of primary data and on the assigned monitoring tasks, which means that it can be optimally selected for each specific well, taking into account the following factors:
  • the claimed method of monitoring an existing oil and gas well due to the possibility of selecting the most informative set of primary measured data (fluid temperature, fluid flow rate, fluid pressure, acoustic noise characteristics of the well and component composition of the fluid), taking into account the characteristics of a particular well, a wide range of geological, technological and field tasks (to determine the profile, composition of the inflow, the injectivity profile, evaluate the technical condition of the casing string, including to localize and evaluate the extent of leakage and annular circulation, as well as determine the filtration properties of the formation and select the optimal well operation mode), which has no analogues among the well-known methods of geophysical research of wells, which means that it meets the criterion of “inventive step”.
  • FIG. 1 is a diagram of a device for a mechanized oil and gas well, representing the implementation of one of the variants of the proposed method, in particular, with measuring the distribution of fluid temperature in the perforation interval, acoustic noise outside the perforation interval and local fluid pressure over the perforation interval, including: wellbore 1 , wellhead equipment 2, casing 3, into which an assembly consisting of a tubing (H T) 4 immersed in a centrifugal pump (ESP) tubing is immersed 5 driven by a submersible electric motor (PED) with hydroprotection 6, the power of which is provided via cable 7, at the lower end of which is placed a submersible telemetry system (TMS) 8 unit, connected to the cable of the ⁇ 7 for power and data transmission to the surface ; in turn, the unit of transfer electronics 9 is connected to the TMS block 8, to which the chain of temperature sensors 10 and the chain of acoustic sensors 1 1 are connected, and a block for measuring pressure, flow rate and component composition of fluid 12 is
  • FIG. 2 shows the result of measuring the distribution of fluid temperature along the wellbore using the implementation of FIG. 1.
  • the temperature distribution in the well is measured after a long stop, i.e. the geotherm 17, and compare it with the temperature distribution after the inflow 18 is called.
  • the deviation of the temperature profile 18 from the geotherm 17 is caused by the inflow in the interval 19, which causes local heating of the fluid due to throttling of the fluid as it passes through the porous medium.
  • FIG. 3 shows the result of measuring the distribution of fluid temperature along the wellbore using the implementation of FIG. 1.
  • the temperature profile 20 is measured and then interpreted based on the solution of the inverse heat transfer problem 2, the reference profile of the inflow 21 measured as a result of pulling the mechanical flow meter along the studied interval is in good agreement with the profile inflow 21 ', calculated according to the temperature profile 20, with the exception of areas of small fluid flows, where the thermometry gives an underestimation of the flow rate.
  • FIG. 4 shows the result of measuring the fluid temperature distribution along the wellbore using the implementation of FIG. 1.
  • the temperature distribution in the well is measured after a long stop, i.e. geotherm 22, and its comparison with the temperature distribution after calling the inflow at consecutive moments of time after 30 minutes (23) and 6 hours (24), and as a result of the inflow behind the column in the interval 25, thermal profiles 23 and 24 cause anomalies 23a and 24a and, as a result of the inflow into the column in the interval 26, on the thermoprofiles 23 and 24, anomalies 236 and 246 arise.
  • the region of annular circulation is localized, namely, the inflow interval behind the column 25 .
  • FIG. 5 shows the result of measuring the acoustic distribution along the wellbore using the implementation of FIG. 1.
  • the integral noise profile is measured along the wellbore 27, on which the leakage region of the fluid 28, which is accompanied by increased acoustic emission relative to the background, is clearly positioned.
  • FIG. 6 shows the result of measuring the local fluid pressure over the perforation interval using the implementation of FIG. 1.
  • a measurement of the time base of the pressure increase after stopping the well, i.e. pressure recovery curve (VD) 29, and its subsequent analysis, including the selection of a section with a bilinear flow regime 30 (1/4 slope), a section with a linear flow regime 3 1 (1/2 slope) and a pseudo-radial regime current 32.
  • VD pressure recovery curve
  • FIG. 7 is a diagram of a fountain gas condensate well device representing another embodiment of the inventive method, in particular, measuring the distribution of component composition and flow rate in the perforation interval, as well as the pressure distribution in the entire deposited interval, including wellbore 33, wellhead equipment 34, casing 35, into which the arrangement is composed of a tubing 36 ending in funnel 37, packer 38 isolates the casing space at the lower end of of the garden string 35, a suspension 39 of the casing 40 is placed, at the upper end of the casing 40 there is a transmission electronics unit and a wireless telemetry communication unit 41, below which there is a chain of thermoconductive flow meters 42 and sensors of component composition 43 located in the perforation interval, also a chain of pressure sensors 44 located throughout the interval of the casing liner, the casing liner 40 intersects the reservoir 45 in the perforation interval 46, as well as the aquifer ast 47.
  • FIG. 8 is a drawing explaining the result of direct measurements of the profile and composition of the gas condensate well inflow obtained using the implementation shown in FIG. 7.
  • the figure includes the measured distribution of flow rate 48 and fluid composition — condensate-gas factor (GHF), recalculated as the rate of condensate 49, and GHF in turn was determined by measuring the density of fluid 50 along the perforation interval.
  • GHF condensate-gas factor
  • FIG. 9 is a drawing explaining the result of measuring the pressure profile along the casing liner obtained using the implementation of FIG. 7.
  • the figure includes the measured distribution of hydrostatic pressure in a stopped well 5 1 and its comparison with the pressure distribution in dynamics 52, after the inflow is called. On the pressure profile 52, a portion 52a is identified corresponding to a narrowing of the cross section due to the precipitation of gas hydrates.
  • Example 1 Determination of the profile of the inflow, the technical condition of the casing string and the filtration properties of the formation.
  • the distribution of temperature and integral acoustic noise is measured in the wellbore, and the flow rate, component composition and pressure are measured local at a point above the temperature measurement interval.
  • the fluid inflow from the formation is accompanied by a number of thermodynamic processes, therefore, the deviation of the temperature from the stationary value can be a very sensitive indicator of the presence of inflow, and with a thermodynamic model of the well, we can calculate the inflow in a single interval, thus constructing the inflow profile in the perforation interval.
  • the appearance of anomalies in the temperature distribution outside the perforation interval means inflow into the column through the casing stain area, or inflow into the annulus due to the violation of the integrity of the cement stone. It is important to note that in the claimed method, the construction of the inflow profile is carried out in real time, and one can observe the life of the well without any intervention that would introduce a systematic error both at the time of measurement and from one measurement to another .
  • the spatial resolution is determined by the frequency of placement of thermal sensors, and can be made arbitrarily small.
  • C 0 is the heat capacity of the main phase
  • M is the mass of the main phase
  • T 0 is the temperature of the main phase
  • Am is the mass of the additional phase
  • C g is the heat capacity of the additional phase
  • T x is the temperature of the additional phase.
  • thermodynamic model is calculated on the basis of measurements of the total flow rate and component composition of the fluid at a point upstream.
  • the fluid pressure and component composition at the same point make it possible to estimate the pressure and, consequently, the composition of the fluid downstream, and to correct the thermodynamic model of fluid inflow from the formation in the perforation interval.
  • the technical condition of the casing outside the perforation interval is monitored by measuring the distribution of integral acoustic noise in a limited frequency band of 1 - 5 kHz.
  • the outflow of fluid in the area of casing leakage and / or annular circulation is accompanied by increased acoustic emission in the indicated frequency band, and is an addition to the thermal profile.
  • the filtration properties of the formation are determined through the relationship between the production rate of the well and the depression, which is the difference between the bottomhole and formation pressure.
  • the bottomhole pressure during the tests is regulated by the rate of fluid selection by setting certain operating modes of pumping or shut-off and control equipment.
  • a knowledge of the inflow profile is necessary for analyzing the efficiency of the delivery intervals and the localization of intervals with increased returns of water and / or gas, as well as determining the areas of casing leakage and / or annular circulation, which, of course, forms the basis for planning repair and insulation works.
  • the bottomhole pressure and knowledge of the filtration properties are necessary to set the optimal conditions for the removal of fluid from the reservoir and to establish the most optimal operating mode of pumping equipment.
  • FIG. 1 shows a producing mechanized oil and gas well equipped with a deep pump.
  • the immersion telemetry unit 8 there is a transmission electronics unit 9 and an integrated geophysical device 12 that measures the flow, pressure and component composition of the well fluid at the reception of the deep pump 5.
  • a chain of geophysical instruments connected in series to measure temperature 10 and integral acoustic noise 1 1.
  • the frequency of placement of temperature sensors in the perforation interval is increased compared to areas outside the perforation interval, and the integrated acoustic noise sensors there no.
  • the temperature profile in static is measured - geotherm 17, and the acoustic noise profile in the absence of any flow is a “zero” level.
  • the well is put into operation by calling the inflow with a deep pump 5, which takes out the fluid, which causes a decrease in the dynamic level in the annulus and a drop in bottomhole pressure, which in turn causes a depression on the formation and the outflow of fluid.
  • the transmission electronics unit interrogates the complex geophysical instrument 12, as well as both chains of geophysical instruments 10 and 1 1, at a certain interval and transmits data to the surface, where this information is analyzed according to the laid down well models.
  • FIG. Figure 2 shows the use of a temperature profile to indicate flow.
  • the current temperature distribution 18 is compared with the previously measured geotherm 17.
  • the position of this anomaly induces an inflow interval of 19, and after applying the inherent thermodynamic model, the magnitude of this anomaly can be converted into the inflow value.
  • An inflow in the perforation interval is a sign of a normally working well, however, the appearance of a temperature anomaly outside the perforation interval is detracts from a parasitic tributary, i.e. casing leakage and / or annular circulation leakage section.
  • FIG. 3 shows a detailed temperature distribution in the perforation interval.
  • the temperature profile 20 is interpreted using the thermodynamic model of the well in terms of inflow into a unit interval, i.e. inflow profile 2 is being built.
  • thermograms 23 and 24 show the position of the annular circulation region and make it possible to estimate the value of the parasitic flow after interpretation using the thermodynamic model.
  • the frequency of placement of temperature sensors is increased compared to areas outside the perforation interval, since the inflow profile usually needs to be known with a higher spatial resolution than to locate areas of casing leakage and / or annular circulation.
  • FIG. 5 shows the distribution of integral acoustic noise 27 outside the perforation interval.
  • the appearance of a section of increased acoustic emission 28 in the frequency range 1–5 kHz indicates the flow of fluid through the casing leakage region.
  • FIG. Figure 6 shows the HPC after stopping a well with a hydraulic fracture 29 and typical sections, including a section with a bilinear flow regime 30 (inclination 1/4), a section with a linear flow regime 31 (inclination 1/2) and a section with a pseudo-radial flow regime 32.
  • the hydrodynamic model on the basis of the obtained HPC gives the following information: the conductivity of the crack is determined from the section with bilinear flow mode 30, the crack length is determined from the section with linear flow mode 31, and the pseudo-radial flow is determined from the section with pseudo-radial flow mode 32 ny skin factor. (See Karnakhov ML, Pyankova EM, MODERN METHODS OF HYDRODYNAMIC RESEARCHES OF WELLS. Handbook of a well research engineer. Infra-Engineering Publishing House, 2010).
  • Example 2 Determination of the profile and composition of the inflow, as well as sections of narrowing the cross section due to solid deposits.
  • the distribution of flow rate and component composition (specific fluid content) as well as the pressure distribution are measured in the wellbore.
  • FIG. 7 shows a producing flowing gas condensate well.
  • a transmission electronics unit 37 equipped with a wireless telemetry communication unit for transmitting data to the surface.
  • a chain of thermoconductive flow meters 38 and a chain of sensors of component composition 39 under the block of transmission electronics 37 is a chain of thermoconductive flow meters 38 and a chain of sensors of component composition 39, in this case, acoustic densitometers that allow you to determine GF, as well as a chain of pressure sensors 40.
  • f is the friction coefficient
  • p is the average fluid density
  • V is the average fluid flow rate in the wellbore
  • d is the cross-sectional area.
  • the friction coefficient f is calculated from the Blasius equation:
  • the component composition of the gas condensate mixture — KGF a b in the stream is determined by measuring the density of p mix from the relation:
  • Pi p g are the thermobaric values of the density of the liquid and gas.
  • FIG. Figure 8 shows the inflow profile 41 with the GF 42 profile superimposed on it, obtained by direct measurements using a chain of thermo-inductive flow meters 38 in combination with a chain of density sensors 39 located in the perforation interval.
  • FIG. 9 shows a pressure profile 45, in which sections 45a and 456 are marked, corresponding to a narrowing of the cross section due to precipitation of gas hydrates, and also 45b, corresponding to a parasitic inflow into the column, i.e. casing liner leakage area.
  • the chain of acoustic noise and temperature sensors was assembled from the combined geophysical instruments TSh-M (A -2000) manufactured by NPF Geofizika, sequentially connected by a three-core load-bearing geophysical cable. This device allows you to measure the intensity of acoustic noise in the wellbore in four spectral bands, of which only HF (2 - 5 kHz) was used, as well as the temperature of the borehole fluid in the range 0-100 ° C with a resolution of 0.005 ° C and accuracy to ⁇ 1 ° C.
  • a chain of sensors was connected by a geophysical cable to the complex geophysical instrument SAKMAR-5D-42-ETsN produced by NPF Geofizika.
  • This instrument allows measuring the temperature of a well fluid in the range of 0 - 120 ° C with a resolution of 0.003 ° C and accuracy of ⁇ 0.85 ° C, the pressure of the well fluid in the range of 0 - 40 MPa with a resolution of 0.02% VPI and accuracy of ⁇ 0.2% VPI , downhole fluid flow rate in the range of .5-100 m 3 / h with an accuracy of ⁇ 4%, specific moisture content of the downhole fluid in the range 0-100% with an accuracy of ⁇ 5%.
  • the SAKMAR-5D-42-ETSN integrated geophysical instrument was suspended on a load-bearing geophysical cable under the ESC, connecting as an affiliated device to the high-precision submersible telemetry block of the EEC BP-103M4 manufactured by Izhevsk Radio Plant.
  • This TMS unit allows measuring the pressure of the well fluid in the range 0–40 MPa with a resolution of 0.002% VPI and accuracy of ⁇ 0.02%, the temperature of the well fluid in the range 0–150 ° C with a resolution of 0.001 ° C and accuracy of ⁇ 0.3 ° C.

Abstract

The invention relates to the field of geophysical surveying of oil and gas wells, and specifically to a method for monitoring the parameters of an active oil and gas well, and can be used for determining, in real-time, an inflow profile for producing wells and an intake capacity profile for injection wells, and also for assessing the technical condition of a production casing of a well, and more specifically, for detecting crossflows outside the casing which are above and below a perforated interval. The present method for monitoring the parameters of an active oil well is carried out in real-time in locally-selected points and/or along selected intervals of a well for measuring the physical characteristics of the well. The following are selected as well characteristics: fluid temperature and/or fluid flow rate and/or fluid pressure and/or well acoustic noise characteristics and/or fluid composition. The technical result of the invention consists in increasing efficiency while simultaneously decreasing the costs and risks inherent in surveying active oil and gas wells, whether producing wells or injection wells, having any type of arrangement.

Description

Способ мониторинга параметров действующей нефтегазовой скважины  Method for monitoring parameters of an existing oil and gas well
Область техники  Technical field
Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности, к геофизиче- ским исследованиям нефтегазовых скважин, и может быть использовано для опре- деления в режиме реального времени профиля притока для добывающих и профиля приёмистости для нагнетательных скважин, а также для оценки технического со- стояния эксплуатационной колонны скважины, а именно, для выявления заколон- ных перетоков, выше и ниже интервала перфорации.  The invention relates to the field of oil production, in particular, to geophysical studies of oil and gas wells, and can be used to determine in real time the profile of the inflow for producers and the injectivity profile for injection wells, as well as to assess the technical condition of the production string wells, namely, for detecting annular flows, above and below the perforation interval.
Предшествующий уровень техники  State of the art
Геофизические исследования скважин, включающие построение профилей притока для действующих и профилей притока для нагнетательных скважин, опре- деление заколонных перетоков, как правило, выполняются посредством целого комплекса мероприятий, включающего остановку скважины, извлечение компо- новки с последующим спуском геофизического прибора и его протягивание вдоль исследуемых интервалов скважины. В ряде случаев требуется предварительная проработка забоя скважины, а после ее остановки, создание искусственного при- тока. Однако, искусственно вызванный приток в точности не воспроизводит ситу- ацию работающей скважины. Таким образом, подобные исследования скважин представляют собой трудоемкий процесс, связанный с большим временем простоя скважины, с риском потери продуктивных параметров скважины, а также с опас- ными" производственными процессами. С другой стороны, своевременное проведе- ние ремонтно-изоляционных работ, выравнивание профиля и интенсификация при- тока на продуктивных скважинах, выравнивание профиля приемистости на нагне- тательных способно существенно повысить коэффициенты охвата и вытеснения уг- леводородов, коэффициент извлекаемости нефти из пласта, а также свести техно- логические простои скважины до необходимого минимума. Поэтому велика по- требность в способе мониторинга геолого-технологических параметров действую- щих скважин, который бы обеспечивал: Geophysical studies of wells, including the construction of inflow profiles for operating and inflow profiles for injection wells, the determination of casing flows, as a rule, are carried out by means of a whole range of measures, including shutting down the well, extracting the assembly and then lowering the geophysical instrument and stretching it along the studied well intervals. In some cases, a preliminary study of the bottom of the well is required, and after its shutdown, the creation of an artificial flow. However, artificially induced inflow does not exactly reproduce the situation of a working well. Thus, such well surveys are a time-consuming process, associated with long well downtime, the risk of losing productive parameters of the well, as well as with dangerous " production processes. On the other hand, timely repair and insulation works, profile alignment and intensification of inflow in productive wells, alignment of the injectivity profile on injection wells can significantly increase the coverage and displacement factors of hydrocarbons, the recoverable coefficient oil from the reservoir, as well as to reduce the technological downtime of the well to the required minimum, therefore, there is a great need for a method of monitoring the geological and technological parameters of existing wells, which would provide:
- получение геолого-технологических и промысловых параметров скважины в реальном времени прямо в процессе эксплуатации без остановки скважины и/или без извлечения компоновки и/или проведения спуско-подъемных работ;  - obtaining the geological, technological and field parameters of the well in real time directly during operation without stopping the well and / or without extracting the layout and / or hoisting operations;
- работу с любыми конструкциями скважин и скважинных компоновок, как фонтанных, так и механизированных с любым типом скважинного насоса; - определение профиля притока и/или состава флюидов, поступающих в сква- жину из продуктивного пласта в интервале перфорации, для добывающих скважин; - work with any well designs and well layouts, both fountain and mechanized with any type of well pump; - determination of the profile of the inflow and / or composition of fluids entering the well from the reservoir in the perforation interval for production wells;
- определение профиля приемистости для нагнетательных скважин;  - determination of the injectivity profile for injection wells;
- определение технического состояния эксплуатационной колонны, а именно выявления областей негерметичности обсадной колонны и/или заколонных пере- токов выше и/или ниже интервала перфорации;  - determination of the technical condition of the production casing, namely the identification of areas of casing leakage and / or annular flow above and / or below the perforation interval;
- определение фильтрационных свойств пласта;  - determination of the filtration properties of the formation;
- поиск и поддержание оптимального режима работы скважины;  - search and maintenance of the optimal well operation mode;
- определение участков сужения ствола скважины вследствие твердых отло- жений.  - definition of sections of the narrowing of the wellbore due to solid deposits.
Известен способ исследования продуктивных интервалов в скважинах с элек- трическими центробежными насосами (см. патент U 1587991 , кл. Е21 В47/00, 1995 г.), включающий спуск глубинного геофизического прибора до забоя и его протя- гивание вдоль продуктивных интервалов с одновременным измерением парамет- ров, причём с целью повышения оперативности исследований за счет обеспечения возможности извлечения прибора из скважины, перед спуском скважинного насоса в зону продуктивных интервалов устанавливают струенаправляющий аппарат, а протягивание прибора осуществляют внутри струенаправляющего аппарата.  A known method of researching productive intervals in wells with electric centrifugal pumps (see patent U 1587991, class E21 B47 / 00, 1995), including the descent of a deep geophysical instrument to the bottom and its extension along productive intervals with simultaneous measurement parameters, and in order to increase the efficiency of research by providing the possibility of removing the device from the well, before the descent of the well pump into the zone of productive intervals, a flow guide apparatus is installed, and pulling the device and carried inside struenapravlyayuschego apparatus.
Преимуществом данного способа является возможность исследования сква- жины без остановки прямо в процессе эксплуатации и без извлечения компоновки. Более того, данный способ позволяет измерять распределённые параметры в столе скважины, тем самым строить график притока и проводить оценку технического состояния обсадной колонны. К недостаткам данного способа можно отнести необ- ходимость проведения спуско-подъёмной операции со скважинным прибором, а также необходимость применения специальной конструкции компоновки. Более того, такая конструкция компоновки ограничивает диаметр скважинного насоса, и развиваемый им напор, что делает невозможным применения на ряде скважин с аномально низким пластовым давлением. Кроме того, ввод геофизического кабеля через лубрикатор на устье скважины сопряжён с определёнными рисками разгер- метизации скважины.  The advantage of this method is the ability to study the well without stopping directly during operation and without removing the layout. Moreover, this method allows you to measure the distributed parameters in the well table, thereby constructing a flow chart and assessing the technical condition of the casing string. The disadvantages of this method include the need for a hoisting operation with a downhole tool, as well as the need for a special layout design. Moreover, this arrangement design limits the diameter of the borehole pump and the pressure developed by it, which makes it impossible to use in a number of wells with abnormally low reservoir pressure. In addition, the introduction of a geophysical cable through a lubricator at the wellhead entails certain risks of depressurization of the well.
Известен акустический способ выявления места расположения заколонных перетоков флюида (см. патент RU2462592, кл. Е21 В47/10, Е21 В47/14, 2012 г.), включающий спуск и подъем в скважине приемника акустических сигналов. При этом регистрируют на подъеме кривые изменения интенсивности шумового сиг- нала, снимаемого с выхода приемника, с последующей обработкой сигнала во вто- ричной аппаратуре. Подъем скважинного приемника шумовых сигналов проводят с постоянной известной скоростью. Причем приемник выполняют с остронаправ- ленной характеристикой направленности к ортогональной оси скважины. Обра- ботку выходного сигнала проводят путем выделения из зарегистрированного шу- мового сигнала характеристики прохода приемника относительно места располо- жения заколонного перетока флюида для данной скорости. A known acoustic method for identifying the location of annular fluid flows (see patent RU2462592, class E21 B47 / 10, E21 B47 / 14, 2012), including the descent and rise in the well of the receiver of acoustic signals. At This records on the rise curves of changes in the intensity of the noise signal taken from the output of the receiver, followed by signal processing in the secondary equipment. The rise of the downhole receiver of noise signals is carried out at a constant known speed. Moreover, the receiver is performed with a sharply directed directional characteristic to the orthogonal axis of the well. Processing of the output signal is carried out by extracting from the registered noise signal the characteristics of the receiver passage relative to the location of the annular fluid flow for a given speed.
Преимуществом данного способа является надежное выявление и локализа- ция участков заколонных перетоков на обсадной колонне, поскольку скважина останавливается, и истечение флюида в области негерметичности надёжно реги- стрируется акустическим способом. К недостаткам данного способа можно отнести необходимость остановки скважины и извлечение компоновки для проведения ис- следований. Также данный способ не позволяет определять профиль притока.  The advantage of this method is the reliable identification and localization of annular cross-flow areas on the casing, since the well is stopped, and the flow of fluid in the leakage region is reliably recorded by the acoustic method. The disadvantages of this method include the necessity of shutting down the well and removing the layout for research. Also, this method does not allow determining the inflow profile.
Известен способ контроля глубинных параметров в процессе эксплуатации скважины (см. патент RU2270918, кл. Е21 В47/00, 2006 г.), включающий спуск в скважину цепочки геофизических измерительных модулей, последовательно со- единенных между собой посредством трубных секций, верхняя из которых подсо- единена через переходную перфорированную камеру к низу подъемной трубы для продукции скважины, причем число модулей равно п- 1 , где п - число продуктивных пластов скважины. Вся конструкция приводится в движение посредством лебедки через лубрикатор на устье скважины.  A known method of controlling the depth parameters during the operation of the well (see patent RU2270918, class E21 B47 / 00, 2006), including the descent into the well of a chain of geophysical measuring modules, sequentially interconnected by means of pipe sections, the upper of which is connected - is single through the transitional perforated chamber to the bottom of the riser for the production of the well, and the number of modules is equal to p-1, where n is the number of productive strata of the well. The entire structure is driven by a winch through a lubricator at the wellhead.
Преимуществом данного способа является возможность измерения распреде- лённых геолого-технологических параметров в интервалах перфорации продуктив- ных пластов скважины прямо в процессе эксплуатации и без ее остановки. К недо- статкам данного способа можно отнести необходимость ввода подвижного геофи- зического кабеля через лубрикатор на устье, что сопряжено с рисками разгермети- зации.  The advantage of this method is the ability to measure distributed geological and technological parameters in the intervals of perforation of productive strata of a well directly during operation and without stopping it. The disadvantages of this method include the need to introduce a movable geophysical cable through the lubricator at the mouth, which is associated with the risks of depressurization.
Известен способ геофизического исследования скважин (ГИС) реализован- ный с применением оптоволоконного кабеля в качестве чувствительного элемента для измерения температурного и акустического профилей (см. статья «Нефть. Газ. Новации» 1 1 , стр. 73 - 77, 201 1 г.), включающий размещение в скважине многомо- дового оптического волокна, соединённого с наземным блоко.м, который посылает 00300 A known method of geophysical well research (GIS) implemented using fiber optic cable as a sensing element for measuring temperature and acoustic profiles (see article "Oil. Gas. Novation" 1 1, pages 73 - 77, 201 1 g) , including the placement in the well of a multimode optical fiber connected to a ground block m, which sends 00300
4 four
по оптическому волокну серию оптических импульсов и воспринимает обратно от- ражённые сигналы, измеряет интенсивности «стоксовской» и «антистоксовской» компонент в комбинационном рассеянии, и вычисляет величину температурного и акустического полей в конкретной точке оптического волокна, вычисляя, таким об- разом, профиль температуры и шумовой профиль вдоль скважины. a series of optical pulses from an optical fiber and picks up the reflected signals, measures the intensities of the “Stokes” and “anti-Stokes” components in Raman scattering, and calculates the magnitude of the temperature and acoustic fields at a particular point of the optical fiber, thus calculating the temperature profile and noise profile along the well.
Преимуществом данного способа является возможность измерения распреде- лённых геолого-технологических параметров скважины без необходимости протя- гивания измерительного прибора вдоль исследуемого интервала. Кроме того, на период проведения исследований не требуется остановка скважины и извлечение компоновки. Это существенно упрощает и ускоряет исследование скважины, поз- воляет в реальном времени строить термограммы и профиль шума. Кроме того, оп- тическое волокно не требует подведения электропитания и нечувствительно к раз- ного рода помехам, поскольку не содержит электрических схем. К недостаткам данного способа можно отнести необходимость применения дорогостоящего мно- гомодового оптического волокна, которое необходимо протянуть на всю длину скважины от устья до зумпфа, включая как интервал наблюдения, так и мало ин- формативные участки. Более того, невысокое пространственное разрешение и точ- ность измерения «от точки к точке» ставит под сомнение ценность данного способа как инструмента для определения профиля притока по термограмме. В ряде слу- чаев применение оптического волокна невозможно в силу конструктивных особен- ностей компоновки скважин, как например, на механизированных скважинах с по- гружным насосом.  The advantage of this method is the ability to measure the distributed geological and technological parameters of the well without the need to extend the measuring device along the studied interval. In addition, for the period of the study does not require shutting down the well and removing the layout. This greatly simplifies and speeds up well exploration, and allows real-time construction of thermograms and a noise profile. In addition, the optical fiber does not require power supply and is insensitive to various kinds of interference, since it does not contain electrical circuits. The disadvantages of this method include the need to use an expensive multimode optical fiber, which must be extended over the entire length of the well from the wellhead to the sump, including both the observation interval and low-informative sections. Moreover, the low spatial resolution and “point to point” measurement accuracy cast doubt on the value of this method as a tool for determining the inflow profile from a thermogram. In a number of cases, the use of optical fiber is impossible due to the design features of well layout, such as mechanized wells with a submersible pump.
Наиболее близким к заявляемому, является взятый в качестве прототипа спо- соб для одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) двух объектов разработки (см. статья «Инноватор / Добыча» 5 1 , стр. 26 - 30, 201 1 г.), включающий предвари- тельный спуск геофизических приборов напротив каждого продуктивного пласта в единой «гирлянде», соединенной стандартным геофизическим кабелем. Данные, регистрируемые геофизическими приборами, передаются на поверхность в режиме реального времени. Технология предназначена для непрерывного мониторинга в реальном времени геофизических и технологических параметров скважины с це- лью последующего использования этой информации для оптимизации нефтедо- бычи. Механическое и электрическое соединение со скважинным оборудованием одного геофизического прибора или их «гирлянды» в геофизический комплекс осу- ществляется через специально разработанный хвостовик, имеющий проходное от- верстие для пропуска геофизического кабеля и подключения его к системе кон- троля технологических параметров скважинного оборудования. Регистрируемые геофизическими приборами данные передаются на поверхность наземному блоку по жилам силового кабеля питания с использованием блока погружной телеметрии. Closest to the claimed one, is a method as a prototype for simultaneous and separate operation (WEM) of two development objects (see the article “Innovator / Production” 5 1, pp. 26-30, 201 1 g), including preliminary - a continuous descent of geophysical instruments opposite each reservoir in a single "garland" connected by a standard geophysical cable. Data recorded by geophysical instruments is transmitted to the surface in real time. The technology is intended for continuous real-time monitoring of the geophysical and technological parameters of the well with the aim of subsequently using this information to optimize oil production. Mechanical and electrical connection with downhole equipment of one geophysical instrument or their “garland” into the geophysical complex It is available through a specially designed liner having a through hole for passing the geophysical cable and connecting it to the control system of technological parameters of downhole equipment. The data recorded by geophysical instruments are transmitted to the surface to the ground unit through the cores of a power supply cable using a submersible telemetry unit.
Преимуществом данного способа является возможность измерения лока ь- ных геолого-технических характеристик скважины в области размещения скважин- ных приборов ГИС в реальном времени с использованием кабельной линии для пе- редачи данных на поверхность. Эти измерения позволяют решать ряд геологиче- ских и технологических задач, таких как подбор оптимального режима работы скважинного оборудования и определение фильтрационных характеристик пласта и призабойной зоны скважины (ПЗС) методами гидродинамического исследования (ГДИС), в частности, такими как кривая восстановления давления ( ВД). К недо- статку данного способа можно отнести измерение физических параметров только в фиксированных точках скважины, что не позволяет определять профиль притока или проводить оценку технического состояния обсадной колонны и заколонного пространства.  The advantage of this method is the ability to measure local geological and technical characteristics of the well in the field of placement of well logging tools in real time using a cable line to transmit data to the surface. These measurements make it possible to solve a number of geological and technological problems, such as selecting the optimal operating mode of the downhole equipment and determining the filtration characteristics of the formation and the bottomhole zone of the well (CCD) using hydrodynamic research (well test), in particular, such as the pressure recovery curve (HP) . The disadvantage of this method is the measurement of physical parameters only at fixed points in the well, which does not allow determining the inflow profile or assessing the technical condition of the casing and annulus.
Задачей настоящего изобретения является устранение указанного недостатка, а именно, расширение функциональных возможностей заявляемого способа за счет проведения мониторинга параметров скважины в реальном времени, что позволяет дополнительно к подбору оптимального режима работы скважинного оборудова- ния и определение фильтрационных характеристик пласта и ПЗС строить профиль притока и/или компонентного состава в интервале перфорации для добывающих скважин; строить профили приемистости в интервале перфорации для нагнетатель- ных скважин; определять области негерметичности обсадной колонны и/или зако- лонных перетоков вне интервала перфорации; определять участки сужения попе- речного сечения вследствие твердых отложений.  The objective of the present invention is to remedy this drawback, namely, expanding the functionality of the proposed method by real-time monitoring of well parameters, which allows, in addition to selecting the optimal operating mode of the well equipment and determining the filtration characteristics of the formation and CCD, to build an inflow profile and / or component composition in the perforation interval for producing wells; to build injectivity profiles in the perforation interval for injection wells; identify areas of casing leakage and / or annular flows outside the perforation interval; identify areas of narrowing of the cross section due to solid deposits.
Раскрытие изобретения  Disclosure of invention
Указанная задача в способе мониторинга параметров действующей нефтега- зовой скважины, включающем измерение ее физических характеристик с помощью опущенных в скважину геофизических приборов и вычисление по ним геолого-тех- нологических параметров скважины, решена тем, что производят в реальном вре- мени в локально выбранных точках и/или вдоль выбранных участков скважины из- мерения физических характеристик скважины, при этом в качестве физических ха- рактеристик скважины выбирают температуру флюида и/или дебит флюида и/или давление флюида и/или характеристики акустического шума скважины и/или ко - понентный состав флюида. Благодаря проводимому в реальном времени мониторингу скважины, заявля- емый способ позволяет кроме подбора оптимального режима работы скважинного оборудования и определения фильтрационных характеристик пласта и ПЗС допол- нительно без остановки действующей скважины, и/или извлечения компоновки и /или проведения спуско-подъемных работ, решать задачи по: The indicated problem in a method for monitoring the parameters of an operating oil and gas well, including measuring its physical characteristics using geophysical instruments lowered into the well and calculating the geological and technological parameters of the well from them, is solved by the fact that they are produced in real time at locally selected points and / or along selected sections of the well from measuring the physical characteristics of the well, while the physical temperature of the well selects the temperature of the fluid and / or flow rate and / or pressure of the fluid and / or acoustic noise characteristics of the well and / or the composition of the fluid. Thanks to real-time monitoring of the well, the inventive method allows, in addition to selecting the optimal operating mode of the well equipment and determining the filtration characteristics of the formation and CCD, without additionally stopping the existing well, and / or extracting the layout and / or carrying out hoisting operations, it is decided tasks for:
- построению профиля притока и/или компонентного состава в интервале пер- форации для добывающих скважин;  - construction of an inflow profile and / or component composition in the perforation interval for producing wells;
- по построению профилей приемистости в интервале перфорации для нагне- тательных скважин;  - on the construction of injectivity profiles in the perforation interval for injection wells;
- по определению областей негерметичности обсадной колонны и/или зако- лонных перетоков вне интервала перфорации;  - by definition of casing leakage areas and / or annular flows outside the perforation interval;
- по определению участков сужения поперечного сечения вследствие твердых отложений.  - by definition of narrowing sections of the cross section due to solid deposits.
Для построения профиля притока и/или определения участков негерметично- сти обсадной колонны и/или заколонной циркуляции достаточно измерять профиль температуры с помощью цепочки последовательно соединенных термодатчиков с частотой опроса не реже одного раза в минуту, при этом частота размещения тер- модатчиков варьируется в зависимости от участка скважины. Например, в интер- вале перфорации частота размещения термодатчиков может быть увеличена по сравнению с участками вне интервала перфорации. При истечении флюида либо из продуктивного пласта, либо через отверстия перфорации, либо из мест негерметич- ности обсадной колонны, либо из соседнего флюидонасыщенного горизонта в за- колонное пространство на фоне стационарного профиля температуры (геотермы) - появляется аномалия, обусловленная рядом термодинамических эффектов, вклю- чающих калориметрическое смешивание флюидов с различной температурой, сла- бое адиабатическое охлаждение жидкостей и/или газов вследствие их расширения, а также дросселирование при прохождении через пористую среду, которое приво- дит к охлаждению газа, и нагреву жидкостей. Таким образом, по аномалиям на рас- пределении температуры вдоль ствола скважины можно судить качественно об ин- тервалах притока или поглощения и/или участках негерметичности обсадной ко- лонны и/или участках заколонной циркуляции. Для количественного определения величины притока или поглощения, а тем более для построения детального про- филя притока или приемистости необходима априорная информация, необходимая для построения термодинамической модели скважины, которая включает теплофи- зические свойства флюида и пород разреза скважины (данные геологической мо- дели). Это позволяет интерпретировать распределение температуры в терминах ве- личины притока или поглощения в единичном интервале. To build an inflow profile and / or to determine areas of casing leakage and / or annular circulation, it is enough to measure the temperature profile using a chain of series-connected temperature sensors with a sampling frequency of at least once a minute, while the frequency of placement of temperature sensors varies depending on section of the well. For example, in the perforation interval, the frequency of placement of temperature sensors can be increased compared to areas outside the perforation interval. When fluid flows either from the reservoir, or through perforation holes, or from leaks in the casing string, or from an adjacent fluid-saturated horizon into the annulus against the background of a stationary temperature profile (geotherm), an anomaly appears due to a number of thermodynamic effects, including - those calorimetric mixing of fluids with different temperatures, weak adiabatic cooling of liquids and / or gases due to their expansion, as well as throttling when passing through pores stuyu medium, which leads to gas cooling and heating of fluids. Thus, by the anomalies in the temperature distribution along the wellbore, one can qualitatively judge the casing inflow or absorption and / or casing leakage areas and / or annular circulation sections. To quantify the magnitude of the inflow or absorption, and even more so to build a detailed profile of the inflow or injectivity, a priori information is needed to build a thermodynamic model of the well, which includes the thermophysical properties of the fluid and the section rocks of the well (geological model data). This allows one to interpret the temperature distribution in terms of the inflow or absorption in a unit interval.
Данный способ полагается на неизменность свойств флюида, а, значит, будет давать систематическую ошибку при изменении состава, например, удельного вла- госодержания и/или удельного газосодержания. В частности, только по термо- грамме нельзя однозначно судить о прорывах воды или газа. Однако, если термо- профиль скважины дополнить замерами компонентного состава (удельного влаго- содержания и/или удельного газосодержания) хотя бы в одной точке выше по тече- нию - станет возможным распознать природу изменения профиля притока и даже локализовать область прорыва воды и/или газа. This method relies on the constancy of fluid properties, which means that it will give a systematic error when changing the composition, for example, specific moisture content and / or specific gas content. In particular, only by the thermogram it is impossible to unambiguously judge the breakthroughs of water or gas. However, if the well’s thermo-profile is supplemented with measurements of the component composition (specific moisture content and / or specific gas content) at least at one point upstream, it will become possible to recognize the nature of the change in the inflow profile and even localize the area of water and / or gas breakthrough. .
Отсутствие в геологической модели разреза информации о теплофизических свойствах пород разреза ставит под сомнение точность термодинамической модели и интерпретации термограмм. Таким образом, если помимо качественного опреде- ления интервалов притока или поглощения требуется детальное знание профиля притока или приемистости, т.к. априорной информации о разрезе скважины недо- статочно для построения термодинамической модели. С этой целью профиль при- тока измеряют с помощью цепочки последовательно соединенных дебитомеров с частотой опроса не реже одного раза в сутки, при этом частота размещения деби- томеров варьируется в зависимости от участка скважины, причём в интервале пер- форации частота размещения дебитомеров может быть увеличена по сравнению с участками вне интервала перфорации.  The absence of information on the thermophysical properties of section rocks in the geological model of the section casts doubt on the accuracy of the thermodynamic model and interpretation of thermograms. Thus, if, in addition to the qualitative determination of the inflow or absorption intervals, a detailed knowledge of the inflow or injection profile is required, because A priori information about the well section is not enough to build a thermodynamic model. For this purpose, the inflow profile is measured using a chain of sequentially connected flowmeters with a sampling frequency of at least once a day, while the frequency of placement of flowmeters varies depending on the well section, and in the interval of perforation, the frequency of placement of flowmeters can be increased compared to areas outside the perforation interval.
Если помимо профиля притока требуется ещё знание состава притока вдоль профиля, то измеряют дополнительно профиль удельного влагосодержания и/или профиль удельного газосодержания с помощью цепочки последовательно соеди- ненных влагомеров и/или плотномеров с частотой опроса не реже одного раза в сутки, при этом частота размещения влагомеров и/или плотномеров варьируется в зависимости от участка скважины, причём в интервале перфорации частота разме- щения влагомеров и/или плотномеров может быть увеличена по сравнению с участ- ками вне интервала перфорации. Обычно состав притока требуется знать не так де- тально, как профиль притока, поэтому частота размещения компонентных датчи- ков (влагосодержания и газосодержания) может быть уменьшена, по сравнению с частотой размещения дебитометров. If, in addition to the inflow profile, knowledge of the inflow composition along the profile is also required, then the specific moisture content profile and / or specific gas content profile are additionally measured using a chain of sequentially connected moisture meters and / or densitometers with a sampling frequency of at least once a day, while the frequency of placement moisture meters and / or densitometers varies depending on the well site, and in the perforation interval, the frequency of The formation of moisture meters and / or densitometers can be increased compared to areas outside the perforation interval. Usually, the composition of the inflow is required to be known not as detailed as the inflow profile, therefore, the frequency of placement of component sensors (moisture content and gas content) can be reduced in comparison with the frequency of placement of debitometers.
Для определения участков негерметичности обсадной колонны и/или зако- лонной циркуляции измеряют профиль акустического шума с помощью цепочки последовательно соединенных акустических датчиков с частотой опроса не реже одного раза в сутки, при этом частота размещения акустических датчиков (гидро- фонов) варьируется в зависимости от участка скважины, причём в интервале пер- форации частота размещения гидрофонов может быть уменьшена по сравнению с участками вне интервала перфорации. To determine casing leakage areas and / or annular circulation, the acoustic noise profile is measured using a chain of series-connected acoustic sensors with a sampling frequency of at least once a day, while the frequency of placement of acoustic sensors (hydrophones) varies depending on the area wells, and in the perforation interval, the frequency of the placement of hydrophones can be reduced compared to areas outside the perforation interval.
При истечении флюида через области негерметичности обсадной колонны и/или приток из соседнего флюидонасыщенного горизонта в заколонное простран- ство происходит возбуждение акустических волн, и таким образом участки ано- мально высокой акустической эмиссии на шумовом профиле будут соответство- вать областям негерметичности обсадной колонны и/или заколонных перетоков. Для более достоверного определения участков негерметичности обсадной колонны и/или заколонной циркуляции следует выбрать определённую частотную полосу, чтобы выделить полезный шум на фоне шумов от течения по стволу скважины (обычно это низкие частоты - до 1 кГц) или течения в поровой матрице (обычно это высокие частоты, свыше 10 кГц).  When fluid flows through casing leakage areas and / or influx from an adjacent fluid-saturated horizon into the annulus, acoustic waves are excited, and thus areas of abnormally high acoustic emission on the noise profile will correspond to casing leakage areas and / or behind-the-casing flows. For a more reliable determination of casing leakage areas and / or annular circulation, a certain frequency band should be selected to distinguish useful noise from the noise from the flow along the borehole (usually low frequencies - up to 1 kHz) or flow in the pore matrix (usually high frequencies above 10 kHz).
Для получения информации о фильтрационных свойствах ненарушенного пласта или пласта с трещиной гидравлического разрыва пласта (ГРП), таких как проницаемость, скин-фактор и т.д. - проводят запись давления на падающим участке (кривая падения давления - КПД) в установившемся режиме и на возраста- ющем участке (КВД) после остановки скважины, а также запись дебита вдоль КПД. Здесь следует отметить, что КВД по определению требует остановки скважины. Кроме этого существует метод ГДИС. состоящий в регистрации зависимости де- бита скважины от забойного давления, которое в свою очередь регулируется тем- пами отбора флюида с помощью скважинного оборудования (режим работы насос- ного оборудования или запорно-регулирующей арматуры). Предлагаемый способ позволяет проводить весь спектр ГДИС. измеряя дебит и давление в одной или не- скольких точках скважины, как в процессе эксплуатации, так и после остановки скважины. To obtain information on the filtration properties of an undisturbed formation or a formation with a hydraulic fracture (hydraulic fracturing), such as permeability, skin factor, etc. - they record the pressure on the falling section (pressure drop curve - efficiency) in the steady state and on the increasing section (KVD) after the well stops, as well as record the flow rate along the efficiency. It should be noted that the KVD by definition requires a shutdown of the well. In addition, there is a well test method. consisting in recording the dependence of the well production on bottomhole pressure, which, in turn, is regulated by the rate of fluid extraction using downhole equipment (operating mode of pumping equipment or shut-off and control valves). The proposed method allows to carry out the whole range of well testing measuring flow rate and pressure at one or several points of the well, both during operation and after shutting down the well.
Знание забойного давления необходимо для оптимизации работы скважины и скважинного оборудования. Темпы отбора флюида из пласта определяются депрес- сией, т.е. разностью пластового и забойного давлений, а соотношение отбираемых фаз будет различным в силу разной фазовой проницаемости пласта по отношению к газу и жидкости. С ростом депрессии растет общий дебит, однако после критиче- ской точки начинается дегазация и стремительный рост газосодержания, что сни- жает продуктивность. Таким образом, с точки зрения продуктивности скважины, существует оптимальное забойное давление. В случае механизированной сква- жины, знание удельного газосодержания является важной технологической харак- теристикой с точки зрения работы насосного оборудования, и забойное давление подбирается из соображений нахождения в оптимуме напорно-расходной характе- ристики насоса, или минимизации удельного газосодержания на приеме насоса.  Downhole pressure knowledge is necessary to optimize well operation and downhole equipment. The rates of fluid withdrawal from the reservoir are determined by depression, i.e. the difference between the reservoir and bottomhole pressures, and the ratio of the selected phases will be different due to the different phase permeability of the reservoir with respect to gas and liquid. With an increase in depression, the overall production rate increases, however, after a critical point, degassing and a rapid increase in gas content begin, which reduces productivity. Thus, from the point of view of well productivity, there is an optimal bottomhole pressure. In the case of a mechanized well, knowledge of the specific gas content is an important technological characteristic from the point of view of the operation of pumping equipment, and bottom-hole pressure is selected from the considerations of finding the pressure-flow characteristic of the pump at the optimum or minimizing the specific gas content at the pump intake.
Измерение распределения давления в скважине позволяет определить участки сужения поперечного сечения вследствие твердых отложений (парафины, газовые гидраты и т.д.) поскольку на таких участках возникают существенные по- тери давления на трении при протекании флюида (указанная методика подробно изложена в патенте R.U2263210).  Measurement of the pressure distribution in the well makes it possible to determine areas of narrowing of the cross section due to solid deposits (paraffins, gas hydrates, etc.) since significant friction pressure losses occur in such areas during fluid flow (this procedure is described in detail in patent R.U2263210 )
Кроме того, падение и прирост давления соответствует участкам притока или поглощения флюида, что в комбинации с измерением профиля температуры позво- ляет более достоверно локализовывать участки паразитного притока вследствие с негерметичностыо обсадной колонны.  In addition, the drop and increase in pressure corresponds to the areas of fluid inflow or absorption, which, in combination with measuring the temperature profile, allows more reliably localizing areas of parasitic inflow due to leaking casing string.
Реализация заявляемого способа зависит от необходимого и достаточного набора первичных данных и от поставленных задач мониторинга, а значит, может быть оптимально подобрана для каждой конкретной скважины с учетом следую- щих факторов: The implementation of the proposed method depends on the necessary and sufficient set of primary data and on the assigned monitoring tasks, which means that it can be optimally selected for each specific well, taking into account the following factors:
- конструкции скважины (обсаженный или открытый ствол; вертикальная, или наклонная, или горизонтальная) и компоновки, способ и режим эксплуатации (фонтанирование, или глубинный насос, или газлифт и т.д.). - перечня геолого-технологических событий, которые возможны на данной скважине (прорыв воды и/или газа, нарушение герметичности обсадной колонны и/или заколонная циркуляция и т.д.); - well designs (cased or open bore; vertical, or inclined, or horizontal) and layout, method and mode of operation (flowing, or submersible pump, or gas lift, etc.). - a list of geological and technological events that are possible at a given well (water and / or gas breakthrough, casing leakage and / or annular circulation, etc.);
- априорной информация (геологическая модель разреза, свойства пластового флюида и т.д.), необходимой для построения физической модели для интерпрета- ции результатов первичных измерений;  - a priori information (geological model of the section, properties of the reservoir fluid, etc.) necessary for constructing a physical model for interpreting the results of primary measurements;
Таким образом, заявляемый способ мониторинга действующей нефтегазовой скважины, благодаря возможности подбора наиболее информативного набора пер- вичных измеряемых данных (температура флюида, дебит флюида, давление флю- ида, характеристики акустического шума скважины и компонентный состав флюид) с учетом особенностей конкретной скважины, позволяет решать широкий спектр геолого-технологических и промысловых задач (определять профиль, со- став притока, профиль приемистости, оценивать техническое состояние обсадной колонны, в том числе локализовать и оценить масштаб негерметичности и заколон- ной циркуляции, а также определять фильтрационные свойства пласта и подбирать оптимальный режим работы скважины), что не имеет аналогов среди известных способов геофизического исследования скважин, а значит, соответствует критерию «изобретательский уровень».  Thus, the claimed method of monitoring an existing oil and gas well, due to the possibility of selecting the most informative set of primary measured data (fluid temperature, fluid flow rate, fluid pressure, acoustic noise characteristics of the well and component composition of the fluid), taking into account the characteristics of a particular well, a wide range of geological, technological and field tasks (to determine the profile, composition of the inflow, the injectivity profile, evaluate the technical condition of the casing string, including to localize and evaluate the extent of leakage and annular circulation, as well as determine the filtration properties of the formation and select the optimal well operation mode), which has no analogues among the well-known methods of geophysical research of wells, which means that it meets the criterion of “inventive step”.
Краткое описание чертежей  Brief Description of the Drawings
На фиг. 1 представлена схема устройства механизированной нефтегазовой скважины, представляющая реализацию одного из вариантов заявляемого способа, в частности, с измерением распределения температуры флюида в интервале перфо- рации, акустического шума вне интервала перфорации и локального давления флю- ида над интервалом перфорации, включающая: ствол скважины 1 , устьевое обору- дование 2, обсадную колонну 3, в которую погружена компоновка, состоящая из насосно-компрессорной трубы (Н Т) 4, соединённой с насосной колонной центро- бежного насоса (ЭЦН) 5, приводимой во вращение погружным электродвигателем (ПЭД) с гидрозащитой 6, питание которого обеспечивается по кабелю 7, на нижнем конце которого размещается блок погружной телеметрической системы (ТМС) 8, присоединённый к кабельной линии ЭНЦ 7 для питания и передачи данных на по- верхность; в свою очередь к блоку ТМС 8 подключается блок передаточной элек- троники 9, к которому подключается цепочка датчиков температуры 10 и цепочка акустических датчиков 1 1 , под блоком передаточной электроники размещается блок измерения давления, дебита и компонентного состава флюида 12, на нижнем конце цепочек 1 1 и 12 размещается блок измерения давления 13, обсадная колонна 3 пересекает нефтегазоносный пласт 14 в интервале перфорации 15, а также водо- носный пласт 16. In FIG. 1 is a diagram of a device for a mechanized oil and gas well, representing the implementation of one of the variants of the proposed method, in particular, with measuring the distribution of fluid temperature in the perforation interval, acoustic noise outside the perforation interval and local fluid pressure over the perforation interval, including: wellbore 1 , wellhead equipment 2, casing 3, into which an assembly consisting of a tubing (H T) 4 immersed in a centrifugal pump (ESP) tubing is immersed 5 driven by a submersible electric motor (PED) with hydroprotection 6, the power of which is provided via cable 7, at the lower end of which is placed a submersible telemetry system (TMS) 8 unit, connected to the cable of the ЭНЦ 7 for power and data transmission to the surface ; in turn, the unit of transfer electronics 9 is connected to the TMS block 8, to which the chain of temperature sensors 10 and the chain of acoustic sensors 1 1 are connected, and a block for measuring pressure, flow rate and component composition of fluid 12 is located under the block of transfer electronics at the end of the chains 1 1 and 12, a pressure measuring unit 13 is placed, the casing 3 intersects the oil and gas bearing formation 14 in the perforation interval 15, as well as the aquifer 16.
На фиг. 2 представлен результат измерения распределения температуры флю- ида вдоль ствола скважины с помощью реализации, представленной на фиг. 1. Для этого с целью индикации притока, осуществляют измерение распределения темпе- ратуры в скважине после длительной остановки, т.е. геотерму 17, и проводят ее сопоставление с распределением температуры после вызова притока 18. Отклоне- ние профиля температуры 18 от геотермы 17 обусловлено притоком в интервале 19, который вызывает локальный нагрев флюида вследствие дросселирования жид- кости при ее прохождении через пористую среду.  In FIG. 2 shows the result of measuring the distribution of fluid temperature along the wellbore using the implementation of FIG. 1. For this purpose, in order to indicate the inflow, the temperature distribution in the well is measured after a long stop, i.e. the geotherm 17, and compare it with the temperature distribution after the inflow 18 is called. The deviation of the temperature profile 18 from the geotherm 17 is caused by the inflow in the interval 19, which causes local heating of the fluid due to throttling of the fluid as it passes through the porous medium.
На фиг. 3 представлен результат измерения распределения температуры флю- ида вдоль ствола скважины с помощью реализации, представленной на фиг. 1. Для этого с целью определения профиля притока, осуществляют измерение профиля температуры 20 и его последующую интерпретацию на основании решения обрат- ной задачи теплообмена 2 , причем референтный профиль притока 21 , измерен- ный в результате протягивания механического расходомера вдоль исследуемого интервала, хорошо соответствует профилю притока 21 ', вычисленному по про- филю температуры 20, за исключением областей малых потоков флюида, где дан- ные термометрии дают занижение величины дебита.  In FIG. 3 shows the result of measuring the distribution of fluid temperature along the wellbore using the implementation of FIG. 1. To do this, in order to determine the profile of the inflow, the temperature profile 20 is measured and then interpreted based on the solution of the inverse heat transfer problem 2, the reference profile of the inflow 21 measured as a result of pulling the mechanical flow meter along the studied interval is in good agreement with the profile inflow 21 ', calculated according to the temperature profile 20, with the exception of areas of small fluid flows, where the thermometry gives an underestimation of the flow rate.
На фиг. 4 представлен результат измерения распределения температуры флю- ида вдоль ствола скважины с помощью реализации, представленной на фиг. 1. Для этого с целью определения участков заколонной циркуляции, осуществляют изме- рение распределения температуры в скважине после длительной остановки, т.е. геотерму 22, и ее сопоставление с распределением температуры после вызова при- тока в последовательные моменты времени спустя 30 минут (23) и 6 часов (24), причем в результате притока за колонной в интервале 25 на термопрофилях 23 и 24 возникают аномалии 23а и 24а, а в результате притока в колонну в интервале 26 на термопрофилях 23 и 24 возникают аномалии 236 и 246. Таким образом, по откло- нениям профиля температуры 23 и 24 от геотермы 22 локализуется область зако- лонной циркуляции, а именно интервал притока за колонной 25.  In FIG. 4 shows the result of measuring the fluid temperature distribution along the wellbore using the implementation of FIG. 1. For this purpose, in order to determine the annular circulation sections, the temperature distribution in the well is measured after a long stop, i.e. geotherm 22, and its comparison with the temperature distribution after calling the inflow at consecutive moments of time after 30 minutes (23) and 6 hours (24), and as a result of the inflow behind the column in the interval 25, thermal profiles 23 and 24 cause anomalies 23a and 24a and, as a result of the inflow into the column in the interval 26, on the thermoprofiles 23 and 24, anomalies 236 and 246 arise. Thus, according to the deviations of the temperature profile 23 and 24 from geotherm 22, the region of annular circulation is localized, namely, the inflow interval behind the column 25 .
На фиг. 5 представлен результат измерения распределения акустического вдоль ствола скважины с помощью реализации, представленной на фиг. 1. Для этого с целью определения участков негерметичности обсадной колонны, осу- ществляют измерение профиля интегрального шума вдоль ствола скважины 27, на котором четко позиционируется область утечки флюида 28, сопровождаемого по- вышенной акустической эмиссией по отношению к фону. In FIG. 5 shows the result of measuring the acoustic distribution along the wellbore using the implementation of FIG. 1. For In order to determine the casing leakage areas, the integral noise profile is measured along the wellbore 27, on which the leakage region of the fluid 28, which is accompanied by increased acoustic emission relative to the background, is clearly positioned.
На фиг. 6 представлен результат измерения локального давления флюида над интервалом перформации с помощью реализации, представленной на фиг. 1. Для определения фильтрационых характеристик пласта, осуществляют измерение вре- менной развертки прироста давления после остановки скважины, т.е. кривой вос- становления давления ( ВД) 29, и её последующий анализ, включающий выделе- ние участка с билинейным режимом течения 30 (наклон 1/4), участка с линейным режимом течения 3 1 (наклон 1/2) и участок с псевдорадиальным режимом течения 32.  In FIG. 6 shows the result of measuring the local fluid pressure over the perforation interval using the implementation of FIG. 1. To determine the filtration characteristics of the formation, a measurement of the time base of the pressure increase after stopping the well, i.e. pressure recovery curve (VD) 29, and its subsequent analysis, including the selection of a section with a bilinear flow regime 30 (1/4 slope), a section with a linear flow regime 3 1 (1/2 slope) and a pseudo-radial regime current 32.
На фиг. 7 представлена схема устройства фонтанной газоконденсатной сква- жины, представляющая реализацию другого варианта заявляемого способа, в част- ности, измерением распределения компонентного состава и дебита в интервале перфорации, а также распределения давления во всем осаженном интервале, вклю- чающая ствол скважины 33, устьевое оборудование 34, обсадную колонну 35, в ко- торую погружена компоновка, состоящая из насосно-компрессорной трубы (НКТ) 36, оканчивающейся воронкой 37, пакер 38 изолирует пространство обсадной ко- лонны, в нижнем конце обсадной колонны 35 размещается подвеска 39 обсадного хвостовика 40, в верхнем конце обсадного хвостовика 40 размещается блок пере- даточной электроники и коммуникационный узел беспроводной телеметрии 41 , ниже которого располагается цепочка термокондуктивных дебитомеров 42 и дат- чиков компонентного состава 43, располагающихся в интервале перфорации, а также цепочка датчиков давления 44, располагающихся во всем интервале обсад- ного хвостовика, обсадной хвостовик 40 пересекает продуктивный пласт 45 в ин- тервале перфорации 46, а также водоносный пласт 47.  In FIG. 7 is a diagram of a fountain gas condensate well device representing another embodiment of the inventive method, in particular, measuring the distribution of component composition and flow rate in the perforation interval, as well as the pressure distribution in the entire deposited interval, including wellbore 33, wellhead equipment 34, casing 35, into which the arrangement is composed of a tubing 36 ending in funnel 37, packer 38 isolates the casing space at the lower end of of the garden string 35, a suspension 39 of the casing 40 is placed, at the upper end of the casing 40 there is a transmission electronics unit and a wireless telemetry communication unit 41, below which there is a chain of thermoconductive flow meters 42 and sensors of component composition 43 located in the perforation interval, also a chain of pressure sensors 44 located throughout the interval of the casing liner, the casing liner 40 intersects the reservoir 45 in the perforation interval 46, as well as the aquifer ast 47.
На фиг. 8 представлен рисунок, поясняющий результат прямых измерений профиля и состава притока газоконденсатной скважины, полученный с помощью реализации, представленной на фиг. 7. Рисунок включает измеренное распределе- ние дебита 48 и состава флюида - конденсатно-газовый фактор (КГФ), пересчитан- ный в дебит по конденсату 49, причем КГФ в свою очередь определялся по замерам плотности флюида 50 вдоль интервала перфорации. На фиг. 9 представлен рисунок, поясняющий результат измерения профиля давления вдоль обсадного хвостовика, полученный с помощью реализации, пред- ставленной на фиг. 7. Рисунок включает измеренное распределение гидростатиче- ского давления в остановленной скважине 5 1 и сопоставление его с распределе- нием давления в динамике 52, после вызова притока. На профиле давления 52 вы- делен участок 52а, соответствующий сужению поперечного сечения вследствие выпадения газовых гидратов. In FIG. 8 is a drawing explaining the result of direct measurements of the profile and composition of the gas condensate well inflow obtained using the implementation shown in FIG. 7. The figure includes the measured distribution of flow rate 48 and fluid composition — condensate-gas factor (GHF), recalculated as the rate of condensate 49, and GHF in turn was determined by measuring the density of fluid 50 along the perforation interval. In FIG. 9 is a drawing explaining the result of measuring the pressure profile along the casing liner obtained using the implementation of FIG. 7. The figure includes the measured distribution of hydrostatic pressure in a stopped well 5 1 and its comparison with the pressure distribution in dynamics 52, after the inflow is called. On the pressure profile 52, a portion 52a is identified corresponding to a narrowing of the cross section due to the precipitation of gas hydrates.
Лучший вариант осуществления изобретения  The best embodiment of the invention
Работу заявляемого способа рассмотрим на следующих примерах.  The work of the proposed method will consider the following examples.
Пример 1. Определение профиля притока, технического состояния обсадной колонны и фильтрационных свойств пласта.  Example 1. Determination of the profile of the inflow, the technical condition of the casing string and the filtration properties of the formation.
В данном варианте осуществления способа в стволе скважины измеряется распределение температуры и интегрального акустического шума, а дебит, компо- нентный состав и давление измеряются локальной в точке над интервалом измере- ния температуры.  In this embodiment of the method, the distribution of temperature and integral acoustic noise is measured in the wellbore, and the flow rate, component composition and pressure are measured local at a point above the temperature measurement interval.
Приток флюида из пласта сопровождается рядом термодинамических процес- сов, поэтому отклонение температуры от стационарного значения может случить очень чувствительным индикатором наличия притока, а располагая термодинами- ческой моделью скважины, можно посчитать приток в единичный интервал, таким образом, построив профиль притока в интервале перфорации. Появление аномалий на распределении температуры вне интервала перфорации означает приток в ко- лонну через область негреметичности обсадной колонны, или приток в заколонное пространство вследствие нарушения целостности цементного камня. Важно отме- тить, что в заявляемом способе построение профиля притока проводится в реаль- ном времени, и можно наблюдать за жизнью скважины без какого-либо вмешатель- ства, которое бы внесло систематическую ошибку как в момент измерения, так и от одного измерения к другому. В свою очередь пространственное разрешение определяется частотой размещения термодатчи ов, и может быть сделано сколь угодно малым.  The fluid inflow from the formation is accompanied by a number of thermodynamic processes, therefore, the deviation of the temperature from the stationary value can be a very sensitive indicator of the presence of inflow, and with a thermodynamic model of the well, we can calculate the inflow in a single interval, thus constructing the inflow profile in the perforation interval. The appearance of anomalies in the temperature distribution outside the perforation interval means inflow into the column through the casing stain area, or inflow into the annulus due to the violation of the integrity of the cement stone. It is important to note that in the claimed method, the construction of the inflow profile is carried out in real time, and one can observe the life of the well without any intervention that would introduce a systematic error both at the time of measurement and from one measurement to another . In turn, the spatial resolution is determined by the frequency of placement of thermal sensors, and can be made arbitrarily small.
Изменение температуры флюида при дросселировании через пористую среды описывается уравнением Джоуля-Томпсона:
Figure imgf000015_0001
где T - температура флюида, AT— изменение температуры флюида, V -удельный объем флюида, АР— измерение давления флюида, Ср -удельная изобарическая теп- лоемкость флюида, — термический коэффициент объемного расширения флюида. При калориметрическом смешивании результирующая температура смеси выража- ется: The change in fluid temperature during throttling through a porous medium is described by the Joule-Thompson equation:
Figure imgf000015_0001
where T is the temperature of the fluid, AT is the change in fluid temperature, V is the specific volume of the fluid, AP is the measurement of fluid pressure, C p is the specific isobaric heat capacity of the fluid, is the thermal coefficient of volume expansion of the fluid. When calorimetric mixing, the resulting temperature of the mixture is expressed:
Т = (С0МГ0 + AmC /iCoM + mC T = (C 0 MG 0 + AmC / iCoM + mC
где С0 - теплоемкость основной фазы, М - масса основной фазы, Т0 - темпера- тура основной фазы, Am -масса добавочной фазы, Сг - теплоемкость добавочной фазы, Тх - температура добавочной фазы. where C 0 is the heat capacity of the main phase, M is the mass of the main phase, T 0 is the temperature of the main phase, Am is the mass of the additional phase, C g is the heat capacity of the additional phase, T x is the temperature of the additional phase.
Для того, чтобы изменения в профиле притока связать с изменением компо- нентного состава, необходимо измерение компонентного состава по крайней мере в одной точке. Таким образом, резкое увеличение удельного влагосодержания или газосодержания продукции скважины может быть наиболее вероятно отнесено к области наибольшего увеличения отдачи на профиле притока.  In order to associate changes in the inflow profile with a change in the component composition, it is necessary to measure the component composition at least at one point. Thus, a sharp increase in the specific moisture content or gas content of a well’s production can most likely be attributed to the area of greatest increase in return on the inflow profile.
Термодинамическая модель кааибруется на основании измерений суммар- ного дебита и компонентного состава флюида в точке выше по течению. Давление флюида и компонентный состав в этой же точке позволяют оценить давление, а следовательно, и состав флюида ниже по течению, и скорректировать термодина- мическую модель притока флюида из пласта в интервале перфорации.  The thermodynamic model is calculated on the basis of measurements of the total flow rate and component composition of the fluid at a point upstream. The fluid pressure and component composition at the same point make it possible to estimate the pressure and, consequently, the composition of the fluid downstream, and to correct the thermodynamic model of fluid inflow from the formation in the perforation interval.
Техническое состояние обсадной колонны вне интервала перфорации контро- лируется с помощью измерения распределения интегрального акустического шума в ограниченной частотной полосе 1 - 5 кГц. Истечение флюида в области негерме- тичности обсадной колонны и/или заколонной циркуляции сопровождается повы- шенной акустической эмиссией в указанной полосе частот, и является дополнением к термопрофилю.  The technical condition of the casing outside the perforation interval is monitored by measuring the distribution of integral acoustic noise in a limited frequency band of 1 - 5 kHz. The outflow of fluid in the area of casing leakage and / or annular circulation is accompanied by increased acoustic emission in the indicated frequency band, and is an addition to the thermal profile.
Фильтрационные свойства пласта определяются через связь между дебитом скважины и депрессией, которая является разницей между забойным и пластовым давлением. В свою очередь забойное давление во время испытаний регулируется темпами отбора флюида посредством установки определенных режимов работы насосного или запорного-регулирующего оборудования.  The filtration properties of the formation are determined through the relationship between the production rate of the well and the depression, which is the difference between the bottomhole and formation pressure. In turn, the bottomhole pressure during the tests is regulated by the rate of fluid selection by setting certain operating modes of pumping or shut-off and control equipment.
Знание профиля притока необходимо для анализа эффективности работы от- дающих интервалов и локализации интервалов с повышенной отдачей воды и/или газа, равно как и определение областей негерметичности обсадной колонны и/или заколонной циркуляции, что в конечно счете ложится в основу планирования ре- монтно-изоляционных работ. Кроме этого забойное давление и знание фильтраци- онных свойств необходимо для задания оптимальных условий выноса флюида из пласта и установки наиболее оптимального режима работы насосного оборудова- ния. A knowledge of the inflow profile is necessary for analyzing the efficiency of the delivery intervals and the localization of intervals with increased returns of water and / or gas, as well as determining the areas of casing leakage and / or annular circulation, which, of course, forms the basis for planning repair and insulation works. In addition, the bottomhole pressure and knowledge of the filtration properties are necessary to set the optimal conditions for the removal of fluid from the reservoir and to establish the most optimal operating mode of pumping equipment.
Рассмотрим реализацию способа с использованием фиг. 1 - 6. На фиг. 1 изоб- ражена добывающая механизированная нефтегазовая скважина, оснащенная глу- бинным насосом. Под блоком погружной телеметрии 8 размещается блок переда- точной электроники 9 и комплексный геофизический прибор 12, измеряющий де- бит, давление и компонентный состав скважинного флюида на приеме глубинного насоса 5. Ниже размещается цепочка последовательно соединённых геофизических приборов для измерения температуры 10 и интегрального акустического шума 1 1. Причем, частота размещения термодатчиков в интервале перфорации увеличена по сравнению с участками вне интервала перфорации, а датчики интегрального аку- стического шума там вовсе отсутствуют.  Consider the implementation of the method using FIG. 1 to 6. In FIG. 1 shows a producing mechanized oil and gas well equipped with a deep pump. Under the immersion telemetry unit 8, there is a transmission electronics unit 9 and an integrated geophysical device 12 that measures the flow, pressure and component composition of the well fluid at the reception of the deep pump 5. Below is a chain of geophysical instruments connected in series to measure temperature 10 and integral acoustic noise 1 1. Moreover, the frequency of placement of temperature sensors in the perforation interval is increased compared to areas outside the perforation interval, and the integrated acoustic noise sensors there no.
Предварительно перед запуском скважины измеряют профиль температуры в статике - геотерму 17, и профиль акустического шума в отсутствии какого-либо течения - «нулевой» уровень. Далее скважина вводится в эксплуатацию посред- ством вызова притока глубинным насосом 5, который производит отбор флюида, что вызывает снижение динамического уровня в затрубье и падение забойного дав- ления, которое в свою очередь вызывает депрессию на пласт и истечение флюида. После ввода скважины в эксплуатацию блок передаточной электроники с опреде- лённым интервалом опрашивает комплексный геофизический прибор 12, а также обе цепочки геофизических приборов 10 и 1 1 и производит передачу данных на поверхность, где эта информация анализируется согласно заложенным моделям скважины.  Previously, before starting a well, the temperature profile in static is measured - geotherm 17, and the acoustic noise profile in the absence of any flow is a “zero” level. Then, the well is put into operation by calling the inflow with a deep pump 5, which takes out the fluid, which causes a decrease in the dynamic level in the annulus and a drop in bottomhole pressure, which in turn causes a depression on the formation and the outflow of fluid. After putting the well into operation, the transmission electronics unit interrogates the complex geophysical instrument 12, as well as both chains of geophysical instruments 10 and 1 1, at a certain interval and transmits data to the surface, where this information is analyzed according to the laid down well models.
На фиг. 2 изображено использование профиля температуры для индикации притока. Текущее распределение температуры 18 сравнивают с предварительно из- меренной геотермой 17. В первом приближении положение этой аномалии инду- цирует интервал притока 19, а после применения заложенной термодинамической модели величина этой аномалии может быть пересчитана в величину притока. При- ток в интервале перфорации является признаком нормально работающей сква- жины, однако появление температурной аномалии вне интервала перфорации сви- детельствует от паразитном притоке, т.е. участке негерметичности обсадной ко- лонны и/или заколонной циркуляции. На фиг. 3 изображено подробное распреде- ление температуры в интервале перфорации. Профиль температуры 20 интерпре- тируется с помощью термодинамической модели скважины в терминах притока в единичный интервал, т.е. строится профиль притока 2 . In FIG. Figure 2 shows the use of a temperature profile to indicate flow. The current temperature distribution 18 is compared with the previously measured geotherm 17. In a first approximation, the position of this anomaly induces an inflow interval of 19, and after applying the inherent thermodynamic model, the magnitude of this anomaly can be converted into the inflow value. An inflow in the perforation interval is a sign of a normally working well, however, the appearance of a temperature anomaly outside the perforation interval is detracts from a parasitic tributary, i.e. casing leakage and / or annular circulation leakage section. In FIG. 3 shows a detailed temperature distribution in the perforation interval. The temperature profile 20 is interpreted using the thermodynamic model of the well in terms of inflow into a unit interval, i.e. inflow profile 2 is being built.
На фиг. 4 изображено распределение температуры вне интервала перфора- ции. Сравнение профилей температуры 23 и 24 с предварительно измеренной гео- термой 22 позволяет выявить участок притока за колонну 25, которому соответ- ствуют аномалии 23а и 24а, так и притоком в колонну 26, которому соответствуют аномалии 236 и 246. Таким образом, термограммы 23 и 24 показывают положение области заколонной циркуляции и позволяют оценить величину паразитного при- тока после интерпретации с помощью термодинамической модели.  In FIG. 4 shows the temperature distribution outside the perforation interval. A comparison of the temperature profiles 23 and 24 with the previously measured geometry 22 allows us to identify the inflow section for column 25, which corresponds to anomalies 23a and 24a, and the inflow into column 26, which corresponds to anomalies 236 and 246. Thus, thermograms 23 and 24 show the position of the annular circulation region and make it possible to estimate the value of the parasitic flow after interpretation using the thermodynamic model.
Отметим, что в интервале перфорации частота размещения термодатчиков увеличена по сравнения с участками вне интервала перфорации, поскольку про- филь притока обычно требуется знать с большем пространственным разрешением, чем локализовывать участки негерметичности обсадной колонны и/или заколонной циркуляции.  Note that in the perforation interval, the frequency of placement of temperature sensors is increased compared to areas outside the perforation interval, since the inflow profile usually needs to be known with a higher spatial resolution than to locate areas of casing leakage and / or annular circulation.
На фиг. 5 изображено распределение интегрального акустического шума 27 вне интервала перфорации. Появление участка повышенной акустической эмиссии 28 в области частот 1 - 5 кГц указывает на истечение флюида через область негер- метичности обсадной колонны. (См. Мартынов В. Г. и др. ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ ИС- СЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН. Справочник мастера по промысловой геофизике, Из- дательство «Инфра-Инженерия», 2009 г.).  In FIG. 5 shows the distribution of integral acoustic noise 27 outside the perforation interval. The appearance of a section of increased acoustic emission 28 in the frequency range 1–5 kHz indicates the flow of fluid through the casing leakage region. (See Martynov V.G. et al. GEOPHYSICAL RESEARCHES OF WELLS. Handbook of the master in field geophysics, Publishing House Infra-Engineering, 2009).
На фиг. 6 изображена КВД после остановки скважины с трещиной ГРП 29 и характерные участки, в том числе участок с билинейным режимом течения 30 (наклон 1 /4), участок с линейным режимом течения 31 (наклон 1 /2) и участок с псевдорадиальным режимом течения 32. Гидродинамическая модель на основании полученной КВД даёт следующую информацию: по участку с билинейным режи- мом течения 30 определяется проводимость трещины, по участку с линейным ре- жимом течения 31 определяется длина трещины, по участку с псевдорадиальным режимом течения 32 определяется псвевдорадиальный скин-фактор. (См. Карна- ухов МЛ., Пьянкова Е.М., СОВРЕМЕННЫЕ МЕТОДЫ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН. Справочник инженера по исследованию скважин. Издательство «Инфра-Инженерия», 2010). Пример 2. Определение профиля и состава притока, а также участков суже- ния поперечного сечения вследствие твердых отложений. In FIG. Figure 6 shows the HPC after stopping a well with a hydraulic fracture 29 and typical sections, including a section with a bilinear flow regime 30 (inclination 1/4), a section with a linear flow regime 31 (inclination 1/2) and a section with a pseudo-radial flow regime 32. The hydrodynamic model on the basis of the obtained HPC gives the following information: the conductivity of the crack is determined from the section with bilinear flow mode 30, the crack length is determined from the section with linear flow mode 31, and the pseudo-radial flow is determined from the section with pseudo-radial flow mode 32 ny skin factor. (See Karnakhov ML, Pyankova EM, MODERN METHODS OF HYDRODYNAMIC RESEARCHES OF WELLS. Handbook of a well research engineer. Infra-Engineering Publishing House, 2010). Example 2. Determination of the profile and composition of the inflow, as well as sections of narrowing the cross section due to solid deposits.
В данном варианте осуществления способа в стволе скважины измеряется распределение дебита и компонентного состава (удельное содержание жидкости), а также распределение давления.  In this embodiment of the method, the distribution of flow rate and component composition (specific fluid content) as well as the pressure distribution are measured in the wellbore.
Рассмотрим реализацию способа с использованием фиг. 7 - 9. На фиг. 7 изоб- ражена добывающая фонтанирующая газоконденсатная скважина. На верхнем конце обсадного хвостовика 36 размещается блок передаточной электроники 37, оснащенный коммуникационным блоком беспроводной телеметрии для передачи данных на поверхность. Под блоком передаточной электроники 37 располагается цепочка термокондуктивных дебитомеров 38 и цепочка датчиков компонентного состава 39, в данном случае это акустические плотномеры, которые позволяют определять ГФ, а также цепочка датчиков давления 40.  Consider the implementation of the method using FIG. 7 to 9. FIG. 7 shows a producing flowing gas condensate well. At the upper end of the casing liner 36 is a transmission electronics unit 37, equipped with a wireless telemetry communication unit for transmitting data to the surface. Under the block of transmission electronics 37 is a chain of thermoconductive flow meters 38 and a chain of sensors of component composition 39, in this case, acoustic densitometers that allow you to determine GF, as well as a chain of pressure sensors 40.
Профиль давления в стволе скважины позволяет локализовывать участки сужения проходного сечения, которым соответствуют потери давления на трения. Согласно уравнению Дарси-Вейсбаха, статические потери давления ΔΡ на участке сужения длиной L:  The pressure profile in the wellbore allows you to localize areas of narrowing the bore, which correspond to the pressure loss on friction. According to the Darcy-Weisbach equation, the static pressure loss ΔΡ in the narrowing section of length L:
pV2 AL где f - коэффициент трения, р - средняя плотность флюида, V - средняя ско- рость течения флюида в стволе скважины, d - площадь поперечного сечения. Коэффициент трения f вычисляется из уравнения Блазиуса: pV 2 AL where f is the friction coefficient, p is the average fluid density, V is the average fluid flow rate in the wellbore, d is the cross-sectional area. The friction coefficient f is calculated from the Blasius equation:
/ = 0.0791Де0-25 / = 0.0791 Yes 0 - 25
где Re - число Рейнольдса. where Re is the Reynolds number.
Re = ^  Re = ^
μ  μ
где μ - вязкость флюида. where μ is the fluid viscosity.
Компонентный состав газоконденсатной смеси - КГФ аь в потоке определя- ется по измерениям плотности pmix из соотношения: The component composition of the gas condensate mixture — KGF a b in the stream is determined by measuring the density of p mix from the relation:
Pmix = Ρι(*ι + Ра (1 - «() Pmix = Ρι ( * ι + Р а (1 - «()
Где Pi pg - термобарические значения плотности жидкости и газа. Where Pi p g are the thermobaric values of the density of the liquid and gas.
Локальные термобарические значения плотности газа рд, необходимые для расчета КГФ, вычисляются по значениям температуры и давления в той же точке. На фиг. 8 изображен профиль притока 41 с наложенным на него профилем ГФ 42, полученные прямыми измерениями с помощью цепочки термо ондуктив- ных дебитомеров 38 в комбинации с цепочкой датчиков плотности 39, размещен- ные в интервале перфорации. Local thermobaric gas density value d p, necessary for calculating the FCT are calculated according to the temperature and pressure at the same point. In FIG. Figure 8 shows the inflow profile 41 with the GF 42 profile superimposed on it, obtained by direct measurements using a chain of thermo-inductive flow meters 38 in combination with a chain of density sensors 39 located in the perforation interval.
На фиг. 9 изображен профиль давления 45, на котором отмечены участки 45а и 456, соответствующие сужению поперечного сечения вследствие выпадения га- зовых гидратов, а также 45в, соответствующий паразитному притоку в колонну, т.е. участок нарушения герметичности обсадного хвостовика.  In FIG. 9 shows a pressure profile 45, in which sections 45a and 456 are marked, corresponding to a narrowing of the cross section due to precipitation of gas hydrates, and also 45b, corresponding to a parasitic inflow into the column, i.e. casing liner leakage area.
Техническая применимость  Technical applicability
Для проверки работоспособности заявляемого способа был собран опытный образец скважинного геофизического комплекса, аналогичный представленному на фиг.1.  To test the operability of the proposed method, a prototype of the downhole geophysical complex was assembled, similar to that shown in figure 1.
Цепочка датчиков акустического шума и температуры собралась из последо- вательно соединенных трехжильным грузонесущем геофизическим кабелем ком- бинированных геофизических приборов ТШ-М (А -2000 ) производства НПФ «Геофизика». Данный прибор позволяет производить измерение интенсивности акустического шума в стволе скважины в четырех спектральных полосах, из кото- рых использовалась только ВЧ (2 - 5 кГц), а также температуру скважинного флю- ида в диапазоне 0 - 100°С с разрешением 0.005°С и точностью до ±1 °С. Цепочка датчиков присоединялась геофизическим кабелем к комплексному геофизиче- скому прибору САКМАР-5Д-42-ЭЦН производства НПФ «Геофизика». Данный прибор позволяет измерять температуру скважинного флюида в диапазоне 0 - 120°С с разрешением 0.003°С и точностью до ±0.85°С, давление скважинного флю- ида в диапазоне 0 - 40 МПа с разрешением 0.02% ВПИ и точностью до ±0.2% ВПИ, расход скважинного флюида в диапазоне 1 .5 - 100 м3/ч с точностью ±4%, удельное влагосодержание скважинного флюида в диапазоне 0 - 100% с точностью ±5%. В свою очередь комплексный геофизический прибор САКМАР-5Д-42-ЭЦН подве- шивался на грузонесущем геофизическом кабеле под ЭНЦ, подключаясь в качестве дочернего устройства к блоку высокоточной погружной телеметрии ЭНЦ БП- 103М4 производства «Ижевский радиозавод». Данный блок ТМС позволяет изме- рять давление скважинного флюида в диапазоне 0 - 40 МПа с разрешением 0.002% ВПИ и точностью до ±0.02%, температуру скважинного флюида в диапазоне 0 - 150°С разрешением 0.001 °С и точностью до ±0.3°С. The chain of acoustic noise and temperature sensors was assembled from the combined geophysical instruments TSh-M (A -2000) manufactured by NPF Geofizika, sequentially connected by a three-core load-bearing geophysical cable. This device allows you to measure the intensity of acoustic noise in the wellbore in four spectral bands, of which only HF (2 - 5 kHz) was used, as well as the temperature of the borehole fluid in the range 0-100 ° C with a resolution of 0.005 ° C and accuracy to ± 1 ° C. A chain of sensors was connected by a geophysical cable to the complex geophysical instrument SAKMAR-5D-42-ETsN produced by NPF Geofizika. This instrument allows measuring the temperature of a well fluid in the range of 0 - 120 ° C with a resolution of 0.003 ° C and accuracy of ± 0.85 ° C, the pressure of the well fluid in the range of 0 - 40 MPa with a resolution of 0.02% VPI and accuracy of ± 0.2% VPI , downhole fluid flow rate in the range of .5-100 m 3 / h with an accuracy of ± 4%, specific moisture content of the downhole fluid in the range 0-100% with an accuracy of ± 5%. In turn, the SAKMAR-5D-42-ETSN integrated geophysical instrument was suspended on a load-bearing geophysical cable under the ESC, connecting as an affiliated device to the high-precision submersible telemetry block of the EEC BP-103M4 manufactured by Izhevsk Radio Plant. This TMS unit allows measuring the pressure of the well fluid in the range 0–40 MPa with a resolution of 0.002% VPI and accuracy of ± 0.02%, the temperature of the well fluid in the range 0–150 ° C with a resolution of 0.001 ° C and accuracy of ± 0.3 ° C.

Claims

Формула изобретения Claim
1 . Способ мониторинга параметров действующей нефтегазовой скважины, включающий измерение ее физических характеристик с помощью опущенных в скважину геофизических приборов и вычисление по ним геолого-технологических параметров скважины, отличающийся тем, что производят в реальном времени в локально выбранных точках и/или вдоль выбранных участков скважины измерения физических характеристик скважины, при этом в качестве физических характери- стик скважины выбирают температуру флюида и/или дебит флюида и/или давление флюида и/или характеристики акустического шума скважины и/или компонентный состав флюида  one . A method for monitoring the parameters of an existing oil and gas well, including measuring its physical characteristics using geophysical instruments lowered into the well and calculating the geological and technological parameters of the well from them, characterized in that physical measurements are made in real time at locally selected points and / or along selected sections of the well characteristics of the well, while as the physical characteristics of the well, fluid temperature and / or fluid flow rate and / or fluid pressure and / or ISTIC borehole acoustic noise and / or component fluid composition
2. Способ по п. 1 , отличающийся тем, что профиль температуры измеряют с помощью с помощью цепочки последовательно соединенных термодатчиков с ча- стотой опроса не реже одного раза в минуту, при этом частота размещения термо- датчиков варьируется в зависимости от участка скважины, причём в интервале пер- форации частота размещения термодатчиков может быть увеличена по сравнению с участками вне интервала перфорации.  2. The method according to p. 1, characterized in that the temperature profile is measured using a chain of series-connected temperature sensors with a sampling frequency of at least once a minute, while the frequency of placement of the temperature sensors varies depending on the well section, and in the perforation interval, the frequency of placement of temperature sensors can be increased in comparison with areas outside the perforation interval.
3. Способ по п. 1 , отличающийся тем, что профиль акустического шума из- меряют с помощью цепочки последовательно соединенных акустических датчиков с частотой опроса не реже одного раза в сутки, при этом частота размещения аку- стических датчиков варьируется в зависимости от участка скважины, причём в ин- тервале перфорации частота размещения гидрофонов может быть уменьшена по сравнению с участками вне интервала перфорации, или же там датчики акустиче- ского шума вовсе могут отсутствовать.  3. The method according to claim 1, characterized in that the acoustic noise profile is measured using a chain of series-connected acoustic sensors with a sampling frequency of at least once a day, while the frequency of placement of acoustic sensors varies depending on the well section, moreover, in the interval of perforation, the frequency of placement of hydrophones can be reduced in comparison with areas outside the perforation interval, or there may be no acoustic noise sensors at all.
4. Способ по п. 1 , отличающийся тем, что профиль компонентного состава измеряют с помощью цепочки последовательно соединенных влагомеров/плотно- меров с частотой опроса не реже одного раза в сутки, при этом частота размещения влагомеров/плотномеров варьируется в зависимости от участка скважины, причём в интервале перфорации частота размещения влагомеров может быть увеличена по сравнению с участками вне интервала перфорации.  4. The method according to p. 1, characterized in that the component composition profile is measured using a chain of series-connected moisture meters / densitometers with a sampling frequency of at least once a day, while the frequency of placement of moisture meters / densitometers varies depending on the well section, moreover, in the perforation interval, the frequency of placement of moisture meters can be increased in comparison with areas outside the perforation interval.
5. Способ по п. 1 , отличающийся тем, что профиль дебита измеряют с помо- щью цепочки последовательно соединенных дебитомеров с частотой опроса не реже одного раза в сутки, при этом частота размещения дебитомеров варьируется в зависимости от участка скважины, причём в интервале перфорации частота раз- мещения дебитомеров может быть увеличена по сравнению с участками вне интер- вала перфорации. 5. The method according to p. 1, characterized in that the flow rate profile is measured using a chain of series-connected flow meters with a sampling frequency of at least once a day, while the frequency of placement of flow meters varies depending on the section of the well, and in the interval of perforation, the frequency of placement of flowmeters can be increased in comparison with areas outside the interval of perforation.
6. Способ по п. 1 , отличающийся тем, что профиль давления измеряют с по- мощью цепочки последовательно соединенных манометров с частотой опроса не реже одного раза в минуту, при этом частота размещения манометров варьируется в зависимости от участка скважины, причём в интервале перфорации частота раз- мещения манометров может быть увеличена по сравнению с участками вне интер- вала перфорации.  6. The method according to p. 1, characterized in that the pressure profile is measured using a chain of series-connected pressure gauges with a sampling frequency of at least once a minute, while the frequency of placement of the pressure gauges varies depending on the well section, and in the perforation interval, the frequency the placement of pressure gauges can be increased compared to areas outside the perforation interval.
PCT/RU2014/000300 2014-04-24 2014-04-24 Method for monitoring the parameters of an active oil and gas well WO2015163781A1 (en)

Priority Applications (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
PCT/RU2014/000300 WO2015163781A1 (en) 2014-04-24 2014-04-24 Method for monitoring the parameters of an active oil and gas well
EA201501084A EA201501084A1 (en) 2014-04-24 2014-04-24 METHOD OF MONITORING PARAMETERS OF OPERATING OIL AND GAS WELL

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
PCT/RU2014/000300 WO2015163781A1 (en) 2014-04-24 2014-04-24 Method for monitoring the parameters of an active oil and gas well

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2015163781A1 true WO2015163781A1 (en) 2015-10-29

Family

ID=54332836

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/RU2014/000300 WO2015163781A1 (en) 2014-04-24 2014-04-24 Method for monitoring the parameters of an active oil and gas well

Country Status (2)

Country Link
EA (1) EA201501084A1 (en)
WO (1) WO2015163781A1 (en)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN111827970A (en) * 2020-08-06 2020-10-27 中国石油天然气集团有限公司 Compound water holdup flow sensor

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2077735C1 (en) * 1993-04-06 1997-04-20 Производственное объединение "Пермнефтегеофизика" Information support system for oil field development
RU2006107127A (en) * 2006-03-10 2007-09-20 Открытое акционерное общество "Объединенная энергетическая группа "Петросервис" (RU) METHOD FOR MONITORING THE PROCESS OF HYDROCARBON PRODUCTION AND DEVICE FOR ITS IMPLEMENTATION
RU2341647C1 (en) * 2007-03-15 2008-12-20 Общество с ограниченной ответственностью Предприятие "FXC-ПНГ" Method of dataware and control of fluid withdrawal from oil wells and facility for implementation of this method
RU139660U1 (en) * 2014-01-10 2014-04-20 Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Тихоокеанский океанологический институт им. В.И. Ильичева Дальневосточного отделения Российской академии наук (ТОИ ДВО РАН) DEVICE FOR MEASURING TEMPERATURE PROFILE

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2077735C1 (en) * 1993-04-06 1997-04-20 Производственное объединение "Пермнефтегеофизика" Information support system for oil field development
RU2006107127A (en) * 2006-03-10 2007-09-20 Открытое акционерное общество "Объединенная энергетическая группа "Петросервис" (RU) METHOD FOR MONITORING THE PROCESS OF HYDROCARBON PRODUCTION AND DEVICE FOR ITS IMPLEMENTATION
RU2341647C1 (en) * 2007-03-15 2008-12-20 Общество с ограниченной ответственностью Предприятие "FXC-ПНГ" Method of dataware and control of fluid withdrawal from oil wells and facility for implementation of this method
RU139660U1 (en) * 2014-01-10 2014-04-20 Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Тихоокеанский океанологический институт им. В.И. Ильичева Дальневосточного отделения Российской академии наук (ТОИ ДВО РАН) DEVICE FOR MEASURING TEMPERATURE PROFILE

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN111827970A (en) * 2020-08-06 2020-10-27 中国石油天然气集团有限公司 Compound water holdup flow sensor
CN111827970B (en) * 2020-08-06 2024-01-30 中国石油天然气集团有限公司 Composite water holdup flow sensor

Also Published As

Publication number Publication date
EA201501084A1 (en) 2016-03-31

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US7580797B2 (en) Subsurface layer and reservoir parameter measurements
AU2002300917B2 (en) Method of predicting formation temperature
US5561245A (en) Method for determining flow regime in multiphase fluid flow in a wellbore
RU2577568C1 (en) Method for interpreting well yield measurements during well treatment
US20050149264A1 (en) System and Method to Interpret Distributed Temperature Sensor Data and to Determine a Flow Rate in a Well
US10480315B2 (en) Average/initial reservoir pressure and wellbore efficiency analysis from rates and downhole pressures
EA036110B1 (en) Hydrocarbon filled fracture formation testing before shale fracturing
Baldwin Fiber optic sensors in the oil and gas industry: Current and future applications
US11613987B2 (en) Method and apparatus for zone testing a well
CN103635655A (en) Optimized pressure drilling with continuous tubing drill string
EP3631165A1 (en) Improvements in or relating to injection wells
RU2290507C2 (en) Method for determining filtration parameters of complex build collectors and multi-layer objects
US20110276271A1 (en) Method to determine current condensate saturation in a near-wellbore zone in a gas-condensate formation
US20140157882A1 (en) Distributed temperature sensing with background filtering
WO2018215763A1 (en) Improvements in or relating to injection wells
RU2577865C1 (en) Method of indicating investigation of wells and interwell space
RU2485310C1 (en) Well surveying method
RU2143064C1 (en) Method of research of internal structure of gas- oil pools
WO2015163781A1 (en) Method for monitoring the parameters of an active oil and gas well
CN112240196A (en) Shaft production profile monitoring simulation experiment device and method based on distributed optical fiber sound and temperature monitoring
White et al. A case study: producer to injector–flow measurement experiences in Buzzard Field
RU2527960C1 (en) Well surveying method
RU2483212C1 (en) Method of hydrodynamic investigations of horizontal wells in real time
Zayed et al. Zohr field: enhanced characterization of productive intervals by means of an innovative temperature monitoring application during well testing
RU2298094C2 (en) Method for finding mineral resources

Legal Events

Date Code Title Description
WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: 201501084

Country of ref document: EA

121 Ep: the epo has been informed by wipo that ep was designated in this application

Ref document number: 14890084

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1

NENP Non-entry into the national phase

Ref country code: DE

122 Ep: pct application non-entry in european phase

Ref document number: 14890084

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1