RU2303130C2 - Downhole temperature probe assembly (variants) - Google Patents
Downhole temperature probe assembly (variants) Download PDFInfo
- Publication number
- RU2303130C2 RU2303130C2 RU2004101570/03A RU2004101570A RU2303130C2 RU 2303130 C2 RU2303130 C2 RU 2303130C2 RU 2004101570/03 A RU2004101570/03 A RU 2004101570/03A RU 2004101570 A RU2004101570 A RU 2004101570A RU 2303130 C2 RU2303130 C2 RU 2303130C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- probe
- temperature sensor
- temperature
- pipe
- temperature sensors
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Testing Or Calibration Of Command Recording Devices (AREA)
- Measuring Temperature Or Quantity Of Heat (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к термометрии скважин и может быть использовано для геотермических исследований и решения различных промыслово-геофизических задач.The invention relates to thermometry of wells and can be used for geothermal research and solving various field and geophysical problems.
Известен скважинный зонд, содержащий один датчик температуры, установленный в верхней части зонда, и второй датчик температуры, установленный в нижней части зонда (см. SU 1479633 А1, кл. Е21В 47/06, 15.05.89). Верхняя и нижняя части выполнены из одинакового теплопроводного или теплоизолирующего материала.Known downhole probe containing one temperature sensor installed in the upper part of the probe, and a second temperature sensor installed in the lower part of the probe (see SU 1479633 A1, CL ЕВВ 47/06, 05/15/89). The upper and lower parts are made of the same heat-conducting or heat-insulating material.
Недостатком этого зонда при выполнении этих частей из теплоизолирующего материала является то, что измерение температуры с заданной точностью надо проводить при остановке прибора вследствие большой величины постоянной времени термометра, а это ограничивает применение термометрии при решении многих промыслово-геофизических задач в условиях переходных температурных полей в скважине. Также ограничено применение этого зонда при выполнении концевых частей из теплопроводного материала, так как, с одной стороны, влияние колонны будет зафиксировано датчиком температуры практически мгновенно при переходных режимах в скважине, что не позволит разделить температурные сигналы, связанные с нарушением герметичности насосно-компрессорных труб (НКТ) или эксплуатационной колонны, с другой стороны, аномальное изменение эпюры скоростей по сечению в потоке, а соответственно и изменение температуры в интервале нарушения герметичности НКТ (эксплуатационной колонны), расположенном в противоположной относительно прибора стороне, не будет зарегистрировано такими термометрами, а следовательно, задача об определении места нарушения герметичности НКТ (эксплуатационной колонны) не будет решена.The disadvantage of this probe when performing these parts from a heat insulating material is that the temperature must be measured with a given accuracy when the device is stopped due to the large time constant of the thermometer, and this limits the use of thermometry in solving many field-geophysical problems in conditions of transient temperature fields in the well . The use of this probe when performing end parts of heat-conducting material is also limited, since, on the one hand, the influence of the column will be detected by the temperature sensor almost instantly during transient conditions in the well, which will not allow to separate the temperature signals associated with a violation of the tightness of the tubing ( Tubing) or production casing, on the other hand, an abnormal change in the velocity plot along the cross section in the flow, and, accordingly, a temperature change in the violation interval is tight the spine of the tubing (production string), located on the opposite side to the device, will not be detected by such thermometers, and therefore, the task of determining the location of the leak in the tubing (production string) will not be solved.
Известен также комплексный прибор ГЕО-1 (см. Адиев Я.Р., Прытков А.Н., Волощук В.П. и др. "ГЕО-1 - уникальный автономный прибор для исследования нагнетательных скважин" // НТВ "Каротажник". - Тверь: ГЕРС. - 1999. - Вып.64. - С.99-104), у которого датчик температуры располагается вдоль оси в выфрезерованной полости, расположенной в средней его части.Also known is a comprehensive device GEO-1 (see Adiev Ya.R., Prytkov AN, Voloshchuk V.P. and others. "GEO-1 is a unique stand-alone device for researching injection wells" // NTV Karotazhnik). - Tver: GERS. - 1999. -
Недостатком этого прибора является то, что при непрерывном измерении температуры вдоль ствола скважины жидкость вытекает из выфрезерованной полости в противоположную сторону относительно направления движения зонда, а с другой стороны - втекает. В результате в области расположения датчика температуры происходит калориметрическое перемешивание жидкости.The disadvantage of this device is that during continuous measurement of temperature along the wellbore, the fluid flows from the milled cavity in the opposite direction relative to the direction of the probe, and flows on the other hand. As a result, calorimetric mixing of the liquid occurs in the area of the temperature sensor.
Это приводит к ошибочным заключениям, сделанным по результатам измерений температуры, если в методике исследований предполагается, что от стенки эксплуатационной колонны или НКТ до датчика температуры теплоперенос в радиальном направлении осуществляется за счет кондуктивной, а не конвективной составляющей теплопроводности жидкости.This leads to erroneous conclusions made from temperature measurements if the research methodology assumes that radial heat transfer from the production casing or tubing wall to the temperature sensor is due to the conductive, rather than convective, component of the heat conductivity of the liquid.
Наиболее близким аналогом заявляемого изобретения по совокупности признаков и назначению является скважинный зонд, содержащий датчики температуры, распределенные по поверхности каждого опорного элемента, в том числе находящиеся в верхней части опорного элемента (см. GB 2301675 А, Кл. Е21В 47/10, опубл. 11.12.1996, 23 с.).The closest analogue of the claimed invention in terms of features and purpose is a downhole probe containing temperature sensors distributed on the surface of each supporting element, including those located in the upper part of the supporting element (see GB 2301675 A, CL. E21B 47/10, publ. 12/11/1996, 23 pp.).
Недостатком этого скважинного зонда является его большой диаметр, вследствие чего невозможно провести исследования в НКТ. Кроме того, для определения места нарушения герметичности эксплуатационной колонны в интервале, перекрытом НКТ, датчики температуры надо располагать на расстоянии 12 мм<r'<(R-12) мм от оси НКТ или эксплуатационной колонны, где R - радиус НКТ или эксплуатационной колонны при измерении в НКТ или эксплуатационной колонне соответственно.The disadvantage of this downhole probe is its large diameter, so it is impossible to conduct research in the tubing. In addition, to determine the location of the leak in the production string in the interval covered by the tubing, the temperature sensors should be located at a distance of 12 mm <r '<(R-12) mm from the axis of the tubing or production string, where R is the radius of the tubing or production string at measurement in tubing or production casing, respectively.
Техническим результатом заявляемого изобретения является повышение точности непрерывного измерения температуры вдоль линии, по которой перемещается датчик температуры, за счет исключения эффекта перемешивания жидкости перед датчиком температуры, вследствие чего увеличивается однозначность заключений, выдаваемых по результатам измерений температуры при переходных тепловых полях в скважине.The technical result of the claimed invention is to improve the accuracy of continuous temperature measurement along the line along which the temperature sensor moves, by eliminating the effect of fluid mixing in front of the temperature sensor, thereby increasing the unambiguity of the conclusions drawn from the temperature measurements during transient thermal fields in the well.
Технический результат достигается тем, что в известном скважинном зонде, содержащем датчик температуры, для проведения исследований без перемешивания жидкости перед датчиком температуры при подъеме зонда датчик температуры установлен в верхней части зонда, при этом зонд снабжен охранным фонарем, представляющим собой трубу со скошенным концом и отверстиями в его теле, суммарная площадь которых не меньше внутреннего поперечного сечения трубы, и прижимным устройством в виде двух рессор, установленных в верхней и нижней его частях таким образом, что охранный фонарь прижат к стенке эксплуатационной колонны или НКТ короткой своей образующей, а датчик температуры находится на расстоянии 1-2 мм ниже плоскости скошенного конца трубы (вариант 1).The technical result is achieved by the fact that in the well-known downhole probe containing a temperature sensor, for conducting research without mixing the liquid in front of the temperature sensor while raising the probe, the temperature sensor is installed in the upper part of the probe, while the probe is equipped with a safety lamp, which is a pipe with a beveled end and holes in his body, the total area of which is not less than the internal cross-section of the pipe, and the clamping device in the form of two springs installed in its upper and lower parts so Immediately, the guard lamp is pressed against the wall of the production string or tubing with its short generatrix, and the temperature sensor is 1-2 mm below the plane of the beveled end of the pipe (option 1).
Технический результат достигается также тем, что для проведения исследований без перемешивания жидкости перед датчиком температуры при спуске зонда датчик температуры установлен в нижней части зонда, при этом зонд снабжен охранным фонарем, представляющим собой трубу со скошенным концом и отверстиями в его теле, суммарная площадь которых не меньше внутреннего поперечного сечения трубы, и прижимным устройством в виде двух рессор, установленных в верхней и нижней его частях таким образом, что охранный фонарь прижат к стенке эксплуатационной колонны или НКТ короткой своей образующей, а датчик температуры находится на расстоянии 1-2 мм выше плоскости скошенного конца трубы (вариант 2).The technical result is also achieved by the fact that for conducting studies without mixing the liquid in front of the temperature sensor during the descent of the probe, the temperature sensor is installed in the lower part of the probe, while the probe is equipped with a security lamp, which is a pipe with a beveled end and holes in its body, the total area of which is not less than the internal cross section of the pipe, and a clamping device in the form of two springs installed in its upper and lower parts so that the safety lamp is pressed against the wall column or tubing with its short generatrix, and the temperature sensor is located at a distance of 1-2 mm above the plane of the beveled end of the pipe (option 2).
Технический результат достигается также тем, что для проведения исследований без перемешивания жидкости перед датчиками температуры при подъеме зонда датчики температуры установлены в верхней части зонда и равномерно размещены вдоль окружности с центром, совпадающим с осью зонда, и радиусом r>R3/2, где R3 - радиус зонда, с охранным фонарем, представляющим собой трубу с отверстиями в его теле, суммарная площадь которых не меньше площади поперечного сечения трубы (вариант 3).The technical result is also achieved by the fact that for conducting studies without mixing the liquid in front of the temperature sensors when the probe is raised, temperature sensors are installed in the upper part of the probe and are evenly placed along a circle with a center coinciding with the axis of the probe and a radius r> R 3/2 , where R 3 - the radius of the probe, with a security lamp, which is a pipe with holes in its body, the total area of which is not less than the cross-sectional area of the pipe (option 3).
Технический результат достигается также тем, что для проведения исследований без перемешивания жидкости перед датчиками температуры при подъеме зонда датчики температуры установлены в верхней части зонда и равномерно размещены вдоль окружности с центром, совпадающим с осью зонда, и радиусом r>R3/2, где R3 - радиус зонда, с охранным фонарем, представляющим собой трубу с отверстиями в его теле, суммарная площадь которых не меньше площади поперечного сечения трубы, причем зонд снабжен двумя центраторами, расположенными в верхней и нижней его частях (вариант 4).The technical result is also achieved by the fact that for conducting studies without mixing the liquid in front of the temperature sensors when the probe is raised, temperature sensors are installed in the upper part of the probe and are evenly placed along a circle with a center coinciding with the axis of the probe and a radius r> R 3/2 , where R 3 - the radius of the probe, with a security lamp, which is a pipe with holes in its body, the total area of which is not less than the cross-sectional area of the pipe, and the probe is equipped with two centralizers located in its upper and lower parts (option 4).
Технический результат достигается также тем, что для проведения исследований без перемешивания жидкости перед датчиками температуры при спуске зонда датчики температуры установлены в нижней части зонда и равномерно размещены вдоль окружности с центром, совпадающим с осью зонда, и радиусом r>R3/2, где R3 - радиус зонда, с охранным фонарем, представляющим собой трубу с отверстиями в его теле, суммарная площадь которых не меньше площади поперечного сечения трубы (вариант 5).The technical result is also achieved by the fact that for conducting studies without mixing the liquid in front of the temperature sensors during the descent of the probe, the temperature sensors are installed in the lower part of the probe and are evenly placed along a circle with a center coinciding with the axis of the probe and a radius r> R 3/2 , where R 3 - the radius of the probe, with a security lamp, which is a pipe with holes in its body, the total area of which is not less than the cross-sectional area of the pipe (option 5).
Технический результат достигается также тем, что для проведения исследований без перемешивания жидкости перед датчиками температуры при спуске зонда датчики температуры установлены в нижней части зонда и равномерно размещены вдоль окружности с центром, совпадающим с осью зонда, и радиусом r>R3/2, где R3 - радиус зонда, с охранным фонарем, представляющим собой трубу с отверстиями в его теле, суммарная площадь которых не меньше площади поперечного сечения трубы, причем зонд снабжен двумя центраторами, расположенными в верхней и нижней его частях (вариант 6).The technical result is also achieved by the fact that for conducting studies without mixing the liquid in front of the temperature sensors during the descent of the probe, the temperature sensors are installed in the lower part of the probe and are evenly placed along a circle with a center coinciding with the axis of the probe and a radius r> R 3/2 , where R 3 - the radius of the probe, with a security lamp, which is a pipe with holes in its body, the total area of which is not less than the cross-sectional area of the pipe, and the probe is equipped with two centralizers located in its upper and lower parts Styakh (option 6).
Технический результат достигается также тем, что для проведения исследований без перемешивания жидкости перед датчиками температуры при подъеме зонда зонд снабжен двумя центраторами в верхней и нижней его частях, причем на каждой рессоре верхнего центратора в верхней его части установлено по одному датчику температуры, при этом датчики расположены от оси НКТ или эксплуатационной колонны на расстоянии 12 мм<r'<(R-12) мм, где R - радиус НКТ или эксплуатационной колонны при измерении в НКТ или эксплуатационной колонне соответственно (вариант 7).The technical result is also achieved by the fact that for conducting studies without mixing the liquid in front of the temperature sensors when raising the probe, the probe is equipped with two centralizers in its upper and lower parts, with one temperature sensor installed on each spring of the upper centralizer in its upper part, while the sensors are located from the axis of the tubing or production string at a distance of 12 mm <r '<(R-12) mm, where R is the radius of the tubing or production string when measured in the tubing or production string, respectively (option 7).
Технический результат достигается также тем, что для проведения исследований без перемешивания жидкости перед датчиками температуры при спуске зонда зонд снабжен двумя центраторами в верхней и нижней его частях, причем на каждой рессоре нижнего центратора в нижней его части установлено по одному датчику температуры, при этом датчики расположены от оси НКТ или эксплуатационной колонны на расстоянии 12 мм<r'<(R-12) мм, где R - радиус НКТ или эксплуатационной колонны при измерении в НКТ или эксплуатационной колонне соответственно (вариант 8).The technical result is also achieved by the fact that for conducting studies without mixing the liquid in front of the temperature sensors during the descent of the probe, the probe is equipped with two centralizers in its upper and lower parts, with one temperature sensor installed on each spring of the lower centralizer in its lower part, while the sensors are located from the axis of the tubing or production string at a distance of 12 mm <r '<(R-12) mm, where R is the radius of the tubing or production string when measured in the tubing or production string, respectively (option 8).
Технический результат достигается также тем, что для проведения исследований без перемешивания жидкости перед датчиками температуры при подъеме зонда зонд снабжен двумя центраторами в верхней и нижней его частях, причем датчики температуры установлены на подложке, изготовленной из упругого материала, в верхней части зонда между рессорами верхнего центратора, а на каждой рессоре верхнего центратора установлена планка для ограничения отклонения подложки с датчиком температуры относительно оси зонда (вариант 9).The technical result is also achieved by the fact that for conducting studies without mixing the liquid in front of the temperature sensors when raising the probe, the probe is equipped with two centralizers in its upper and lower parts, and the temperature sensors are mounted on a substrate made of elastic material in the upper part of the probe between the springs of the upper centralizer and a bar is installed on each spring of the upper centralizer to limit the deviation of the substrate with a temperature sensor relative to the axis of the probe (option 9).
Технический результат достигается также тем, что для проведения исследований без перемешивания жидкости перед датчиками температуры при спуске зонда зонд снабжен двумя центраторами в верхней и нижней его частях, причем датчики температуры установлены на подложке, изготовленной из упругого материала, в нижней части зонда между рессорами нижнего центратора, а на каждой рессоре нижнего центратора установлена планка для ограничения отклонения подложки с датчиком температуры относительно оси зонда (вариант 10).The technical result is also achieved by the fact that for conducting studies without mixing the liquid in front of the temperature sensors during the descent of the probe, the probe is equipped with two centralizers in its upper and lower parts, and the temperature sensors are mounted on a substrate made of elastic material in the lower part of the probe between the springs of the lower centralizer and a bar is installed on each spring of the lower centralizer to limit the deviation of the substrate with a temperature sensor relative to the axis of the probe (option 10).
Технический результат достигается также тем, что для проведения исследований без перемешивания жидкости перед датчиком температуры при подъеме зонда зонд снабжен прижимным устройством в виде двух рессор, установленных в верхней и нижней его частях, и охранным фонарем, представляющим собой трубу с отверстиями в его теле, суммарная площадь которых не меньше внутреннего поперечного сечения трубы, причем датчик температуры и охранный фонарь расположены в верхней части зонда, а датчик температуры расположен на расстоянии 1-2 мм ниже плоскости конца трубы (вариант 11).The technical result is also achieved by the fact that for conducting studies without mixing the liquid in front of the temperature sensor when raising the probe, the probe is equipped with a clamping device in the form of two springs installed in its upper and lower parts, and a security lamp, which is a pipe with holes in its body, the total the area of which is not less than the internal cross section of the pipe, the temperature sensor and the security lamp located in the upper part of the probe, and the temperature sensor is located at a distance of 1-2 mm below the plane and the pipe end (embodiment 11).
Технический результат достигается также тем, что для проведения исследований без перемешивания жидкости перед датчиком температуры при спуске зонда зонд снабжен прижимным устройством в виде двух рессор, установленных в верхней и нижней его частях, и охранным фонарем, представляющим собой трубу с отверстиями в его теле, суммарная площадь которых не меньше внутреннего поперечного сечения трубы, причем датчик температуры и охранный фонарь расположены в нижней части зонда, а датчик температуры расположен на расстоянии 1-2 мм выше плоскости конца трубы (вариант 12).The technical result is also achieved by the fact that for conducting studies without mixing the liquid in front of the temperature sensor during the descent of the probe, the probe is equipped with a clamping device in the form of two springs installed in its upper and lower parts, and a security lamp, which is a pipe with holes in its body, the total the area of which is not less than the internal cross section of the pipe, the temperature sensor and the security lamp located in the lower part of the probe, and the temperature sensor is located at a distance of 1-2 mm above the plane pipe end (option 12).
Возможность достижения технического результата обусловлена тем, что при непрерывном измерении температуры в процессе движения прибора не происходит перемешивания жидкости в скважине непосредственно перед датчиком температуры. Это позволяет измерять температуру в скважине вдоль линии, по которой перемещается датчик температуры (в отличие от использования современных скважинных зондов, которые измеряют среднеинтегральную температуру жидкости, обтекающей зонд). По результатам измерений такими зондами, проведенных по специальным методикам (см. патент РФ №2154161, МКИ Е21В 47/00, 05.01.99, 10.08.2000, патент РФ №2151866, МКИ Е21В 47/00, 23.11.98, 27.06.2000), можно разделить температурные сигналы, сформировавшиеся в НКТ, в колонне и в породе, а это дает основание сделать однозначное заключение о герметичности НКТ, колонны или о нарушении температуры пород.The possibility of achieving a technical result is due to the fact that during continuous measurement of temperature during the movement of the device there is no fluid mixing in the well immediately in front of the temperature sensor. This allows you to measure the temperature in the well along the line along which the temperature sensor moves (in contrast to the use of modern downhole probes, which measure the average integral temperature of the fluid flowing around the probe). According to the results of measurements by such probes, carried out according to special techniques (see RF patent No. 2154161, MKI E21B 47/00, 01/05/99, 10.08.2000, RF patent No. 2151866, MKI E21B 47/00, 11/23/98, 06/27/2000 ), it is possible to separate the temperature signals formed in the tubing, in the string and in the rock, and this gives reason to make an unambiguous conclusion about the tightness of the tubing, string or violation of the temperature of the rocks.
Из научно-технической литературы и патентной документации не известен скважинный зонд, содержащий датчик температуры в концевой части зонда, с охранным фонарем, представляющим собой трубу со скошенным концом и отверстиями в его теле, и прижимным устройством таким, что охранный фонарь прижат к стенке эксплуатационной колонны или НКТ короткой своей образующей. Также не известен скважинный зонд, снабженный центраторами, содержащий датчики температуры, расположенные на небольшом удалении от образующей зонда в верхней или нижней его части и охранным фонарем в виде трубы с отверстиями в его теле. Кроме того, не известен скважинный зонд, содержащий датчики температуры, расположенные по одному на каждой рессоре в верхней части верхнего центратора или в нижней части нижнего центратора на расстоянии 12 мм<r'<(R-12) мм от оси НКТ или эксплуатационной колонны, где R - радиус НКТ или эксплуатационной колонны при измерении в НКТ или эксплуатационной колонне соответственно.From the scientific and technical literature and patent documentation, a downhole probe containing a temperature sensor at the end of the probe is not known, with a security lamp, which is a pipe with a beveled end and holes in its body, and a clamping device such that the security lamp is pressed against the wall of the production string or tubing short of its generatrix. Also not known is a downhole probe equipped with centralizers, containing temperature sensors located at a small distance from the generatrix of the probe in its upper or lower part and a security lamp in the form of a pipe with holes in its body. In addition, there is no known downhole probe containing temperature sensors located one on each spring in the upper part of the upper centralizer or in the lower part of the lower centralizer at a distance of 12 mm <r '<(R-12) mm from the tubing axis or production string, where R is the radius of the tubing or production string when measured in the tubing or production string, respectively.
Однако известно устройство для измерения градиента температуры в скважинах (см. SU 1479633 А1, Е21В 47/06, 15.05.89), содержащее датчики температуры в середине концевых частей, разделенных центральной частью, концевые части выполнены из теплопроводного или из теплоизолирующего материала, а центральная часть - из теплоизолирующего или из теплопроводного материала соответственно. Погрешность измерения температуры этими датчиками в однородной среде одна и та же как по знаку, так и по величине. Поэтому градиент температуры определяется с большой точностью. Далее, этим устройством проводится измерение температуры непосредственно самой стенки НКТ. Поэтому его невозможно использовать при разделении случаев нарушения герметичности НКТ от нарушения герметичности колонны.However, a device is known for measuring a temperature gradient in wells (see SU 1479633 A1,
Таким образом, заявляемое техническое решение соответствует критерию "изобретательский уровень" как новая совокупность существенных признаков, проявляющая новое техническое свойство.Thus, the claimed technical solution meets the criterion of "inventive step" as a new set of essential features exhibiting a new technical property.
При проведении исследований при подъеме зонда измерение температуры вдоль ствола проводится верхними датчиками температуры. В этом случае остается не исследованной призабойная часть скважины на расстоянии, равном длине зонда, считая от забоя. При проведении исследований при спуске зонда измерение температуры вдоль ствола проводится нижними датчиками температуры. В этом случае остается не исследованной приустьевая часть скважины на расстоянии, равном длине зонда, считая от устья.When conducting research while raising the probe, temperature measurement along the barrel is carried out by the upper temperature sensors. In this case, the bottom hole of the well remains unexplored at a distance equal to the length of the probe, counting from the bottom. When conducting research during the descent of the probe, temperature measurement along the barrel is carried out by lower temperature sensors. In this case, the wellhead part of the well remains unexplored at a distance equal to the length of the probe, counting from the wellhead.
На фиг.1-5 изображены различные варианты скважинных зондов, содержащие один или несколько датчиков температуры. Здесь изображены: на фиг.1а) - зонд с прижимным устройством, в верхней части зонда установлен датчик температуры и охранный фонарь (вариант 1); на фиг.1б) - верхняя часть зонда с датчиком температуры, а также охранный фонарь отдельно друг от друга, изготовленные согласно варианту 1; на фиг.1в) - зонд с прижимным устройством, в нижней части зонда установлен датчик температуры и охранный фонарь (вариант 2); на фиг.1г) - нижняя часть зонда с датчиком температуры, а также охранный фонарь отдельно друг от друга, изготовленные согласно варианту 2; на фиг.2а) - зонд с центраторами, в верхней части зонда установлены датчики температуры и охранный фонарь (вариант 4); на фиг.2б) - верхняя часть зонда с датчиками температуры и скребковая проволока, а также охранный фонарь отдельно друг от друга, изготовленные согласно варианту 3 или 4; на фиг.2в) - зонд с центраторами, в нижней части зонда установлены датчики температуры и охранный фонарь (вариант 6); на фиг.2г) - нижняя часть зонда с датчиками температуры, а также охранный фонарь отдельно друг от друга, изготовленные согласно варианту 5 или 6; на фиг.3а) - зонд с центраторами, у которого на каждой рессоре верхнего центратора в верхней ее части установлено по одному датчику температуры (вариант 7); на фиг.3б) - зонд с центраторами, у которого на каждой рессоре нижнего центратора в нижней ее части установлено по одному датчику температуры (вариант 8); на фиг.4а) - зонд с центраторами, у которого датчики температуры установлены на подложке в верхней части зонда между рессорами верхнего центраотра (вариант 9); на фиг.4б) - зонд с центраторами, у которого датчики температуры установлены на подложке в нижней части зонда между рессорами нижнего центратора (вариант 10). на фиг.5а) - зонд с прижимным устройством, в верхней части зонда установлен датчик температуры и охранный фонарь (вариант 11); на фиг.5б) - верхняя часть зонда с датчиком температуры, а также охранный фонарь отдельно друг от друга, изготовленные согласно варианту 11; на фиг.5в) - зонд с прижимным устройством, в нижней части зонда установлен датчик температуры и охранный фонарь (вариант 12); на фиг.5г) - нижняя часть зонда с датчиком температуры, а также охранный фонарь отдельно друг от друга, изготовленные согласно варианту 12. На фиг.6 приведены результаты измерения температуры вдоль ствола скважины одновременно двумя датчиками температуры, один из них находится в нижней, другой - в средней части зонда. Измерения температуры проведены при спуске зонда. На фиг.7 приведены результаты измерения температуры вдоль ствола скважины одновременно двумя датчиками температуры, один из них находится в верхней, другой - в средней части зонда. Измерения температуры проведены при подъеме зонда.Figure 1-5 shows various options for downhole probes containing one or more temperature sensors. Here are shown: on figa) - a probe with a clamping device, a temperature sensor and a security lamp (option 1) are installed in the upper part of the probe; on figb) - the upper part of the probe with a temperature sensor, as well as a security lamp separately from each other, made according to option 1; on figv) - a probe with a clamping device, a temperature sensor and a security lamp (option 2) are installed in the lower part of the probe; on figg) - the lower part of the probe with a temperature sensor, as well as a security lamp separately from each other, made according to
На фиг.1а) приведен скважинный зонд 1 с прижимным устройством 2, охранным фонарем 3 и датчиком температуры 4, расположенным вдоль оси в верхней части зонда. Зонд перемещается в колонне 5 с помощью скребковой проволоки 6. На фиг.1б) приведено отдельно верхнее окончание скважинного зонда 7 с датчиком температуры 8 и охранный фонарь 9, изображенные на фиг.1а). На фиг.1в) приведен скважинный зонд 10 с прижимным устройством 11, датчиком температуры 12, расположенным вдоль оси в нижней части зонда, и охранным фонарем 13. Зонд перемещается в колонне 14 с помощью скребковой проволоки или кабеля 15. На фиг.1г) приведено отдельно нижнее окончание скважинного зонда 16 с датчиком температуры 18 и охранный фонарь 17, изображенные на фиг.1в).On figa) shows a downhole probe 1 with a
На фиг.2а) приведен скважинный зонд 19 с центраторами 20, датчиками температуры 21, расположенными вдоль окружности на расстоянии r>R3/2 в верхней части зонда, охранным фонарем 22. Зонд перемещается в колонне 23 с помощью скребковой проволоки 24. На фиг.2б) приведены отдельно верхнее окончание скважинного зонда 26 с датчиками температуры 25 и охранный фонарь 27, изображенные на фиг.2а). На фиг.2в) приведен скважинный зонд 28 с центраторами 29, датчиками температуры 30, расположенными вдоль окружности на расстоянии r>R3/2 в нижней части зонда, охранным фонарем 31. Зонд перемещается в колонне 32 с помощью скребковой проволоки или кабеля 33. На фиг.2г) приведены отдельно нижнее окончание скважинного зонда 36 с датчиками температуры 34 и охранный фонарь 35, изображенные на рис.2в).On figa) shows a
На фиг.3а) приведен скважинный зонд 37 с центраторами 38, датчиками температуры 39, установленные на верхней части каждой рессоры верхнего центратора на расстоянии 12 мм<r'<(R-12) мм от оси НКТ или эксплуатационной колонны, где R - радиус НКТ или эксплуатационной колонны при измерении в НКТ или эксплуатационной колонне соответственно. Зонд перемещается в колонне 40 с помощью скребковой проволоки или кабеля 41. На фиг.3б) приведен скважинный зонд 42 с центраторами 43, датчиками температуры 44, установленными на нижней части каждой рессоры нижнего центратора на расстоянии 12 мм<r'<(R-12) мм от оси НКТ или колонны, где R - радиус НКТ или эксплуатационной колонны при измерении в НКТ или эксплуатационной колонне соответственно. Зонд перемещается в колонне 45 с помощью скребковой проволоки или кабеля 46.Figure 3a) shows a
На фиг.4а) приведен скважинный зонд 47 с центраторами 48, датчиками температуры 49, установленными на подложке 50 между рессорами верхнего центратора, 51 - ограничительная планка, 52 - геофизический кабель или скребковая проволока для спуска или подъема зонда. На фиг.4б) приведен скважинный зонд 53 с центраторами 54, датчиками температуры 55, установленными на подложке 56 между рессорами нижнего центратора, 57 - ограничительная планка, 58 - геофизический кабель или скребковая проволока для спуска или подъема зонда.On figa) shows a
На фиг.5а) приведен скважинный зонд 59 с прижимным устройством 60, охранным фонарем 61 и датчиком температуры 62, расположенным вдоль оси в верхней части зонда. Зонд перемещается в колонне 63 с помощью скребковой проволоки 64. На фиг.5б) приведено отдельно верхнее окончание скважинного зонда 65 с датчиком температуры 66 и охранный фонарь 67, изображенные на фиг.5а). На фиг.5в) приведен скважинный зонд 68 с прижимным устройством 69, датчиком температуры 70, расположенным вдоль оси в нижней части зонда, и охранным фонарем 71. Зонд перемещается в колонне 72 с помощью скребковой проволоки или кабеля 73. На фиг.5 г) приведено отдельно нижнее окончание скважинного зонда 74 с датчиком температуры 76 и охранный фонарь 75, изображенные на фиг.5в).On figa) shows a
При измерении температуры в скважине зондами, приведенными на фиг.4, датчики температуры могут изменять свое местоположение относительно оси зонда. Удаление датчика температуры, установленного на подложке, изготовленной из упругого материала, сдерживается ограничительной планкой. В рабочем состоянии, т.е. в процессе измерения с помощью ограничительной планки устанавливают одно и то же расстояние от датчиков температуры до оси зонда в пределах 12 мм<r'<(R-12) мм, где R - радиус НКТ или эксплуатационной колонны при измерении в НКТ или эксплуатационной колонне соответственно.When measuring the temperature in the well with the probes shown in FIG. 4, temperature sensors can change their location relative to the axis of the probe. The removal of a temperature sensor mounted on a substrate made of an elastic material is restrained by a restrictive bar. In working condition, i.e. during the measurement using the restrictive bar, the same distance from the temperature sensors to the probe axis is set within 12 mm <r '<(R-12) mm, where R is the radius of the tubing or production string when measured in the tubing or production string, respectively .
При извлечении зонда из скважины, т.е. при перемещении зонда из колонны с большим диаметром в колонну с меньшим диаметром, рессоры "складываются", а соответственно с этим, ограничительная планка прижимает подложку с датчиком к корпусу зонда.When removing the probe from the well, i.e. when moving the probe from the column with a larger diameter to the column with a smaller diameter, the springs "fold", and accordingly, the restriction bar presses the substrate with the sensor to the probe body.
При измерении температуры в процессе подъема необходимо использовать зонды, изображенные на фиг.1а), 2а), 3а), 4а), 5а), а при измерении при спуске необходимо использовать зонды, изображенные на фиг.1в), 2в), 3б), 4б), 5б). При измерении температуры в скважине в процессе такого направления движения зонда жидкость перед датчиком температуры не перемешивается. В этих случаях будет измерена температура покоящейся или движущейся жидкости в НКТ (эксплуатационной колонне) вдоль линии, отстоящей от ее стенки на расстоянии r"=r3-rд, где r3 и rд - радиусы зонда и датчика температуры соответственно. По результатам таких измерений, проведенных по специальным методикам (см. патенты РФ №№2121571, 2121572, 2151866 и др.), можно получить однозначное заключение о техническом состоянии эксплуатационной колонны и НКТ.When measuring temperature during the ascent, it is necessary to use the probes shown in figa), 2a), 3a), 4a), 5a), and when measuring during descent, it is necessary to use the probes shown in fig.1b), 2c), 3b) 4b), 5b). When measuring the temperature in the well during such a direction of probe movement, the liquid in front of the temperature sensor does not mix. In these cases, the temperature of the resting or moving fluid in the tubing (production string) along the line spaced from its wall at a distance r "= r 3 -r d , where r 3 and r d are the radii of the probe and temperature sensor, respectively, will be measured. According to the results of such measurements carried out by special techniques (see RF patents Nos. 2121571, 2121572, 2151866, etc.), an unambiguous conclusion can be obtained on the technical condition of the production string and tubing.
Из методических соображений для определения нарушения герметичности НКТ и/или эксплуатационной колонны и выявления интервалов нарушения температуры пород, связанных, например, с закачкой воды в неперфорированные пласты в соседней нагнетательной скважине, датчик температуры не должен располагаться на стенке НКТ или на стенке эксплуатационной колонны. Это связано с тем, что в первом случае невозможно разделить нарушение герметичности НКТ от нарушения герметичности эксплуатационной колонны, а во втором случае невозможно разделить нарушение герметичности эксплуатационной колонны от перетока жидкости за эксплуатационной колонной, так как влияние межтрубного или заколонного пространства будет зарегистрировано через металлическую стенку НКТ или эксплуатационной колонны практически мгновенно.From methodological considerations, to determine the tightness of the tubing and / or production string and to identify the intervals of temperature violation of the rocks associated, for example, with the injection of water into non-perforated formations in an adjacent injection well, the temperature sensor should not be located on the wall of the tubing or on the wall of the production string. This is due to the fact that in the first case it is impossible to separate the leakage of the tubing from the leakage of the production string, and in the second case it is impossible to separate the leakage of the production string from the fluid flow behind the production string, since the influence of the annular or annular space will be recorded through the metal wall of the tubing or production casing almost instantly.
Датчик температуры также не должен располагаться на оси НКТ (эксплуатационной колонны), так как в этом случае на измерение температуры в кратковременно остановленной скважине в верхних интервалах нарушения герметичности НКТ (эксплуатационной колонны) изменения градиента температуры не будет, так как в потоке жидкости в осевой части скважины градиент температуры вдоль радиуса практически равен нулю. Поэтому задача определения места нарушения герметичности НКТ (эксплуатационной колонны) не будет решена по измерениям температуры при закачке или в кратковременно остановленной скважине.The temperature sensor should also not be located on the axis of the tubing (production string), since in this case, the temperature gradient will not change the temperature gradient to measure the temperature in a briefly stopped well in the upper intervals of leakage in the tubing (production string), since there is no axial part in the fluid flow well temperature gradient along the radius is practically zero. Therefore, the task of determining the place of violation of the tightness of the tubing (production casing) will not be solved by temperature measurements during injection or in a shortly stopped well.
Далее, датчик температуры надо располагать на расстоянии более 12 мм как от стенки, так и от оси НКТ (эксплуатационной колонны). Первое из этих расстояний определяется тем, что на измеряемую в НКТ (эксплуатационной колонне) температуру влияние труб на расстоянии 12 мм от ее стенки сказывается через 2,5-3 мин. За это время можно измерить температуру вдоль ствола на участке 150-180 м при постоянной времени термометра τ<1 с. На таком по протяженности участке термограммы, по отношению к короткому участку, уже можно идентифицировать: имеется аномалия температуры здесь или нет.Further, the temperature sensor must be located at a distance of more than 12 mm both from the wall and from the tubing axis (production string). The first of these distances is determined by the fact that the influence of pipes at a distance of 12 mm from its wall affects the temperature measured in the tubing (production casing) in 2.5-3 minutes. During this time, it is possible to measure the temperature along the trunk in a section of 150-180 m with a thermometer time constant τ <1 s. In such a long section of the thermogram, in relation to the short section, it is already possible to identify: is there an anomaly in temperature here or not.
Второе расстояние определяется градиентом температуры вдоль радиуса в потоке жидкости в НКТ (эксплуатационной колонне). Расчеты показывают, что при ламинарном режиме потока жидкости в НКТ на расстоянии первых 10-12 мм, считая от оси НКТ, изменение температуры в жидкости вдоль радиуса составляет ΔТ<0,01°С. Эта величина соответствует порогу чувствительности современных термометров.The second distance is determined by the temperature gradient along the radius in the fluid flow in the tubing (production string). Calculations show that in the laminar regime of fluid flow in the tubing at a distance of the first 10-12 mm, counting from the tubing axis, the temperature change in the fluid along the radius is ΔТ <0.01 ° C. This value corresponds to the sensitivity threshold of modern thermometers.
Кроме указанных конструктивных особенностей скважинного зонда, датчики температуры должны располагаться равномерно вдоль окружности, радиус которой отвечает неравенству 12 мм<r'<(R-12) мм, где R - это радиус НКТ или эксплуатационной колонны при измерении в НКТ или эксплуатационной колонне соответственно. Это связано с тем, что при точечном нарушении герметичности эксплуатационной колонны жидкость будет перетекать через место нарушения из конечного по величине телесного угла сектора в эксплуатационной колонне. Для определения этого места нарушения герметичности эксплуатационной колонны необходимо, чтобы датчик зарегистрировал температуру жидкости в этом секторе. Если скважинный зонд прошел вдоль линии, расположенной в диаметрально противоположной стороне относительно места нарушения герметичности эксплуатационной колонны, то аномального изменения температуры в этом случае не будет на термограмме. Поэтому измерения скважинным зондом, отвечающим п.1, п.2, п.11 и п.12 формулы изобретения, будут выявлять кольцевые интервалы нарушения герметичности эксплуатационной колонны (НКТ), например, когда муфта неплотно закручена на эксплуатационной колонне (НКТ).In addition to the indicated design features of the downhole probe, the temperature sensors should be evenly spaced along a circle whose radius corresponds to the
Для однозначного определения технического состояния эксплуатационной колонны или НКТ в скважине при использовании зондов с одним датчиком температуры, расположенным на оси в верхней или нижней его части, предполагается, что движение жидкости через место нарушения герметичности эксплуатационной колонны или НКТ имеет место вдоль всего его периметра. При использовании зондов со многими датчиками температуры, расположенными в нижней или в верхней его частях или на центраторах, можно однозначно определить не только кольцевое, но и локальное место нарушения герметичности эксплуатационной колонны или НКТ, через которое имеется движение жидкости при переходных режимах в скважине.To unambiguously determine the technical condition of the production string or tubing in the well when using probes with one temperature sensor located on an axis in its upper or lower part, it is assumed that the movement of fluid through the place of leakage in the production string or tubing takes place along its entire perimeter. When using probes with many temperature sensors located in its lower or upper parts or on centralizers, it is possible to unambiguously determine not only the annular, but also the local place of leakage in the production string or tubing through which there is fluid movement during transient conditions in the well.
На фиг.6 приведены результаты одновременного измерения температуры вдоль ствола скважины двумя датчиками температуры. Здесь представлено: в левой колонке - глубина в скважине; в средней колонке - результаты измерений датчиком температуры (средним), который расположен вдоль оси не в концевой части зонда; в правой колонке - результаты измерений датчиком температуры (нижним), который расположен в концевой - нижней части зонда так, что при движении зонда вниз перед датчиком температуры не происходит перемешивания жидкости. Измерения проведены при спуске в эксплуатационной колонне. Диаметр эксплуатационной колонны dк=146 мм, диаметр зонда d3=36 мм. Оба датчика располагаются вдоль оси зонда на расстоянии 17 мм от его образующей. Измерения 78 и 79 проведены одновременно средним и нижним датчиками температуры соответственно в простаивающей в течение трех дней скважине, измерения 77 и 80 - через 6 мин после прекращения закачки одновременно средним и нижним датчиками температуры соответственно.Figure 6 shows the results of simultaneous temperature measurement along the wellbore with two temperature sensors. It is presented here: in the left column - depth in the well; in the middle column - the results of measurements by a temperature sensor (middle), which is located along the axis not in the end of the probe; in the right column - the results of measurements by a temperature sensor (lower), which is located in the end - lower part of the probe so that when the probe moves downstream of the temperature sensor, there is no mixing of the liquid. The measurements were carried out during descent in the production casing. The diameter of the production casing d to = 146 mm, the diameter of the probe d 3 = 36 mm. Both sensors are located along the axis of the probe at a distance of 17 mm from its generatrix.
Как видно из фиг.6, форма термограмм, зарегистрированных через 6 мин после прекращения закачки нижним и средним датчиками, существенно отличаются между собой. Если средний датчик регистрирует практически монотонное распределение температуры в интервалах глубин: 600-160 м; 160-35 м; 35-5 м, то при регистрации нижним датчиком монотонное распределение температуры можно выделить только в интервале глубин: 600-362 м; 35-7 м, а в интервалах глубин: 362-35 м отмечаются более 8 аномальных участков изменения температуры.As can be seen from Fig.6, the shape of the thermograms recorded 6 minutes after the termination of the injection by the lower and middle sensors significantly differ from each other. If the middle sensor registers an almost monotonous temperature distribution in the depth intervals: 600-160 m; 160-35 m; 35-5 m, then when registering with the lower sensor, the monotonous distribution of temperature can be distinguished only in the depth interval: 600-362 m; 35-7 m, and in the depth intervals: 362-35 m, more than 8 abnormal areas of temperature change are noted.
Такое отличие термограмм объясняется тем, что при движении скважинного зонда вдоль ствола эксплуатационной колонны вниз жидкость вытекает вверх из выфрезерованной полости, где располагается средний датчик температуры, а снизу втекает. При этом происходит перемешивание жидкости вблизи датчика температуры. Поэтому средний датчик регистрирует среднеинтегральную температуру жидкости в скважине, которая обтекает зонд. В то же время нижний датчик измеряет температуру жидкости без искажений на расстоянии r"=r3-rд от стенки эксплуатационной колонны, так как перемешивания жидкости перед датчиком не происходит.Such a difference in the thermograms is explained by the fact that when the downhole probe moves down the production string along the production line, the fluid flows upward from the milled cavity, where the middle temperature sensor is located, and flows from below. When this happens, the mixing of the liquid near the temperature sensor. Therefore, the middle sensor records the average integral temperature of the fluid in the well that flows around the probe. At the same time, the lower sensor measures the temperature of the liquid without distortion at a distance r "= r 3 -r d from the wall of the production casing, since there is no mixing of the liquid in front of the sensor.
Аномалии температуры, зарегистрированные нижним датчиком, связаны с утечкой жидкости через резьбовое соединение на муфтах. После доворота эксплуатационной колонны, а сделали 60 оборотов, при опрессовке скважины, наблюдавшееся ранее повышение давления между эксплуатационной колонной и кондуктором отсутствует.Temperature anomalies recorded by the lower sensor are associated with fluid leakage through the threaded connection on the couplings. After the turnaround of the production casing, and made 60 revolutions, during pressure testing of the well, there was no previously observed increase in pressure between the production casing and the conductor.
Термограммы, зарегистрированные средним и нижним датчиками температуры в простаивающей в течение трех дней скважине (см. кр. 78 и 79), практически повторяют друг друга как по форме, так и по температуре. Это связано с тем, что радиальный градиент температуры очень маленький. Эти распределения температуры отражают влияние прискважинной части пород.Thermograms recorded by the middle and lower temperature sensors in a well idle for three days (see
В отличие от этого на термограммы, зарегистрированные через 6 мин после прекращения закачки, влияние пород практически не сказывается. Радиальный градиент температуры в этом случае очень большой. Поэтому термограммы, зарегистрированные средним и нижним датчиками температуры (см. кр. 77 и 80) при неустановившихся переходных тепловых полях в скважине, будут существенно отличаться между собой.In contrast, the thermograms recorded 6 minutes after the cessation of injection, the effect of the rocks practically does not affect. The radial temperature gradient in this case is very large. Therefore, the thermograms recorded by the middle and lower temperature sensors (see
На фиг.7 приведены результаты одновременного измерения температуры вдоль ствола в нагнетательной скважине зондом с двумя датчиками температуры. Здесь представлено: в левой колонке - глубина в скважине; в средней колонке - результаты измерений датчиком температуры (средним), который расположен не в концевой части зонда; в правой колонке - результаты измерений датчиком температуры (верхним), который расположен в концевой - верхней части зонда. Измерения проведены при подъеме зонда в НКТ. Внутренний диаметр НКТ dНКТ=63 мм, диаметр автономного комплексного зонда d3=36 мм. Оба датчика - верхний и средний - располагаются вдоль оси зонда на расстоянии 17 мм от его образующей. Перемещение зонда в скважине осуществляется с помощью скребковой проволоки. Диаметр проволоки dпр=1,8 мм. Измерения 82 и 84 проведены одновременно средним и верхним датчиками температуры соответственно в процессе закачки, измерения 81 и 83 - сразу после прекращения закачки одновременно средним и верхним датчиками температуры соответственно.Figure 7 shows the results of simultaneous temperature measurement along the wellbore in the injection well with a probe with two temperature sensors. It is presented here: in the left column - depth in the well; in the middle column - the results of measurements by a temperature sensor (middle), which is located not in the end of the probe; in the right column - the results of measurements by a temperature sensor (top), which is located in the end - top of the probe. The measurements were carried out when lifting the probe in the tubing. The inner diameter of the tubing d tubing = 63 mm, the diameter of the autonomous complex probe d 3 = 36 mm Both sensors - upper and middle - are located along the axis of the probe at a distance of 17 mm from its generatrix. The probe is moved in the well using a scraper wire. The diameter of the wire d CR = 1.8
Из фиг.7 видно, что температура при закачке, зарегистрированная средним (кр. 82) и верхним (кр. 84) датчиками температуры, уменьшается при увеличении глубины скважины. Аномального изменения температуры на этих кривых нет. Это и понятно, так как в процессе закачки, при большой величине приемистости скважины распределение температуры вдоль ствола в потоке жидкости отражает величину скорости потока. Аномальные изменения температуры в межтрубном пространстве (это пространство между НКТ и эксплуатационной колонной) не оказывают влияние на температуру в НКТ.From Fig. 7 it can be seen that the injection temperature recorded by the middle (kr. 82) and upper (kr. 84) temperature sensors decreases with increasing well depth. There are no abnormal changes in temperature on these curves. This is understandable, since during the injection process, with a large injectivity of the well, the temperature distribution along the well in the fluid flow reflects the magnitude of the flow velocity. Anomalous changes in temperature in the annulus (this is the space between the tubing and the production string) do not affect the temperature in the tubing.
Кроме того, при больших скоростях потока жидкости в НКТ в процессе закачки не оказывают влияние на регистрируемую температуру утечки жидкости через НКТ, так как жидкость вытекает в межтрубное пространство только из очень узкой пристеночной области НКТ.In addition, at high fluid flow rates in the tubing, the injection process does not affect the recorded temperature of the fluid leakage through the tubing, since the fluid flows into the annulus only from a very narrow near-wall region of the tubing.
Совершенно иная форма термограмм отмечается при одновременном измерении температуры верхним и средним датчиками температуры в процессе подъема зонда сразу после прекращения закачки воды в скважину. На термограмме, зарегистрированной средним датчиком температуры (см. кр. 81), нет аномалии, а на термограмме, зарегистрированной верхним датчиком температуры (см. кр. 83), ниже глубины 475 м имеются аномалии температуры. Отсутствие аномалии на термограмме, зарегистрированной средним датчиком, объясняется перемешиванием жидкости в области расположения среднего датчика и измерением среднеинтегральной по сечению зонда температуры в скважине.A completely different form of thermograms is noted when the temperature is measured by the upper and middle temperature sensors in the process of raising the probe immediately after the cessation of water injection into the well. There is no anomaly in the thermogram recorded by the middle temperature sensor (see kr. 81), and the temperature anomalies are recorded below the depth of 475 m in the thermogram recorded by the upper temperature sensor (see kr. 83). The absence of an anomaly in the thermogram recorded by the middle sensor is explained by fluid mixing in the region of the middle sensor and by measuring the average integral temperature over the cross section of the probe in the well.
Аномалии на термограмме, зарегистрированной верхним датчиком, объясняются следующими причинами. После прекращения закачки вследствие высокого забойного давления движение жидкости вниз будет продолжаться до тех пор, пока забойное давление не сравняется с пластовым. При этом скорость движения жидкости в скважине составляет первые десятки - единицы метров в час. При такой маленькой скорости потока жидкость будет вытекать в межтрубное пространство не только из пристеночной, но и из более удаленной от стенки области НКТ. В результате в интервале нарушения герметичности НКТ будет измерена температура на расстоянии RНКТ>r'''>r3-rд от стенки НКТ, а выше и ниже - на расстоянии r"=r3-rд, где RHKT - радиус НКТ. Расчеты показывают, что радиальный градиент температуры в потоке жидкости перед прекращением закачки достигает величины Г=67°С/м. Поэтому места нарушения герметичности НКТ будут отмечаться «пикообразными» аномалиями температуры.Anomalies in the thermogram recorded by the upper sensor are explained by the following reasons. After the injection is stopped due to the high bottomhole pressure, the downward movement of the liquid will continue until the bottomhole pressure is equal to the reservoir. In this case, the fluid velocity in the well is the first tens - units of meters per hour. At such a low flow rate, the fluid will flow into the annulus not only from the near-wall, but also from the tubing area more remote from the wall. As a result, in the interval of tightness of the tubing, the temperature will be measured at a distance R of the tubing > r '''> r 3 -r d from the wall of the tubing, and above and below - at a distance r "= r 3 -r d , where R HKT is the radius Tubing: Calculations show that the radial temperature gradient in the fluid flow before the cessation of injection reaches Г = 67 ° С / m. Therefore, places of leakage in the tubing tightness will be marked by “peak-like” temperature anomalies.
Claims (12)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2004101570/03A RU2303130C2 (en) | 2004-01-19 | 2004-01-19 | Downhole temperature probe assembly (variants) |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2004101570/03A RU2303130C2 (en) | 2004-01-19 | 2004-01-19 | Downhole temperature probe assembly (variants) |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2004101570A RU2004101570A (en) | 2005-06-20 |
| RU2303130C2 true RU2303130C2 (en) | 2007-07-20 |
Family
ID=35835590
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2004101570/03A RU2303130C2 (en) | 2004-01-19 | 2004-01-19 | Downhole temperature probe assembly (variants) |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2303130C2 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2442891C1 (en) * | 2010-08-23 | 2012-02-20 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Complex device for well inspection |
| RU2816291C1 (en) * | 2023-06-30 | 2024-03-28 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский университет науки и технологий" | Downhole instrument for measuring temperature of inner surface of casing string |
-
2004
- 2004-01-19 RU RU2004101570/03A patent/RU2303130C2/en not_active IP Right Cessation
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2442891C1 (en) * | 2010-08-23 | 2012-02-20 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Complex device for well inspection |
| US8613315B2 (en) | 2010-08-23 | 2013-12-24 | Schlumberger Technology Corporation | Complex tool for well monitoring |
| RU2816291C1 (en) * | 2023-06-30 | 2024-03-28 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский университет науки и технологий" | Downhole instrument for measuring temperature of inner surface of casing string |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2004101570A (en) | 2005-06-20 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CA2587593C (en) | Perforation logging tool and method | |
| US6618677B1 (en) | Method and apparatus for determining flow rates | |
| US7240730B2 (en) | Use of fiber optics in deviated flows | |
| US9790782B2 (en) | Identification of thermal conductivity properties of formation fluid | |
| BRPI0618659A2 (en) | method for monitoring fluid properties with a sensor distributed in a wellbore and wellbore with a production interval | |
| CA2864964A1 (en) | Method of conducting diagnostics on a subterranean formation | |
| US20160003032A1 (en) | Matrix temperature production logging tool | |
| US6354734B1 (en) | Apparatus for accurate temperature and pressure measurement | |
| MXPA03007389A (en) | Length correction system methods. | |
| EP3074593B1 (en) | Systems and methods for real-time evaluation of coiled tubing matrix acidizing | |
| US10941647B2 (en) | Matrix temperature production logging tool and use | |
| Kabir et al. | Interpreting distributed-temperature measurements in deepwater gas-well testing: estimation of static and dynamic thermal gradients and flow rates | |
| CN109594981A (en) | A method of measurement laminated distributor under well yield | |
| WO2015137917A1 (en) | Identification of heat capacity properties of formation fluid | |
| US11767753B2 (en) | Method for flow profiling using transient active-source heating or cooling and temperature profiling | |
| RU2303130C2 (en) | Downhole temperature probe assembly (variants) | |
| US4120199A (en) | Hydrocarbon remote sensing by thermal gradient measurement | |
| CN101070756B (en) | Petroleum well-drilling loss-zone position detection method and apparatus | |
| SU1359435A1 (en) | Method of investigating injection wells | |
| RU2154161C1 (en) | Method of injection wells research (versions) | |
| RU2121571C1 (en) | Method of investigating injection wells (versions) | |
| CA3028503A1 (en) | Method for profiling production well inflows for thermal oil recovery processes | |
| RU2151866C1 (en) | Process of examination of injection holes ( versions ) | |
| RU2171373C1 (en) | Method of determination of fluid flow in annular space of injection well | |
| RU2121572C1 (en) | Method for investigation of injection wells |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |