RU2386028C1 - Method of thermal logging of oil wells and device for its implementation - Google Patents
Method of thermal logging of oil wells and device for its implementation Download PDFInfo
- Publication number
- RU2386028C1 RU2386028C1 RU2008147032/03A RU2008147032A RU2386028C1 RU 2386028 C1 RU2386028 C1 RU 2386028C1 RU 2008147032/03 A RU2008147032/03 A RU 2008147032/03A RU 2008147032 A RU2008147032 A RU 2008147032A RU 2386028 C1 RU2386028 C1 RU 2386028C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- probe
- temperature
- rocks
- sensors
- thermal
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 23
- 239000003129 oil well Substances 0.000 title 1
- 239000000523 sample Substances 0.000 claims abstract description 80
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims abstract description 51
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims abstract description 26
- 230000008859 change Effects 0.000 claims abstract description 24
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims abstract description 15
- 239000004020 conductor Substances 0.000 claims abstract description 6
- 230000035945 sensitivity Effects 0.000 claims description 5
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 3
- 239000012530 fluid Substances 0.000 abstract description 15
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 4
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 abstract description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 5
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 4
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 2
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 238000005336 cracking Methods 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 230000004907 flux Effects 0.000 description 1
- 238000011005 laboratory method Methods 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 238000000691 measurement method Methods 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000005457 optimization Methods 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V9/00—Prospecting or detecting by methods not provided for in groups G01V1/00 - G01V8/00
- G01V9/005—Prospecting or detecting by methods not provided for in groups G01V1/00 - G01V8/00 by thermal methods, e.g. after generation of heat by chemical reactions
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK 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
Landscapes
- Physics & Mathematics (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geophysics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Investigating Or Analyzing Materials Using Thermal Means (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к способам и устройствам для геофизических исследований необсаженных скважин и может найти применение для определения тепловых свойств горных пород.The invention relates to methods and devices for geophysical exploration of open-hole wells and may find application for determining the thermal properties of rocks.
Данные о тепловых свойствах горных пород (теплопроводности, температуропроводности и теплоемкости) необходимы для расчета термоупругих напряжений в горных породах, а также для математического моделирования и оптимизации процессов добычи нефти и газа, особенно при использовании термических методов добычи тяжелых (высоковязких) нефтей.Data on the thermal properties of rocks (thermal conductivity, thermal diffusivity and heat capacity) are necessary for calculating thermoelastic stresses in rocks, as well as for mathematical modeling and optimization of oil and gas production processes, especially when using thermal methods for producing heavy (highly viscous) oils.
Тепловые свойства горных пород обычно определяют в лабораторных условиях на образцах керна пород. Техника таких измерений достаточно хорошо отработана, тепловые свойства керна измеряются в лаборатории с достаточно высокой точностью, однако измеренные на образцах керна значения могут существенно отличаться от тепловых свойств горных пород in-situ. Можно указать несколько причин отличия этих значений: растрескивание керна в процессе бурения и последующего хранения, отличие пластовых Р/Т условий от лабораторных, кроме того, в лабораторных условиях сложно воспроизвести насыщение пород пластовыми флюидами. Вполне очевидно, что наряду с лабораторными методами изучения тепловых свойств горных пород надо иметь возможность определять их тепловые свойства in-situ, однако до настоящего времени не существует методов и каротажных приборов, которые имели бы достаточно высокую точность, надежность, приемлемое время измерения и могли бы использоваться в полевых условиях.The thermal properties of rocks are usually determined in laboratory conditions on core samples of rocks. The technique of such measurements is well developed, the thermal properties of the core are measured in the laboratory with high accuracy, however, the values measured on core samples can differ significantly from the thermal properties of rocks in situ. Several reasons for the difference in these values can be indicated: core cracking during drilling and subsequent storage, the difference between reservoir P / T conditions from laboratory ones, in addition, in laboratory conditions it is difficult to reproduce rock saturation with reservoir fluids. It is quite obvious that, along with laboratory methods for studying the thermal properties of rocks, it is necessary to be able to determine their thermal properties in situ, however, to date, there are no methods and logging tools that would have sufficiently high accuracy, reliability, acceptable measurement time, and could used in the field.
К настоящему времени предложен ряд методов определения тепловых свойств горных пород in-situ с использованием теплового каротажа. Так, в работе (Дахнов В.Н., Дьяконов Д.И. Термические исследования скважин. Москва, 1952, 251 с.) для этой цели предложено использовать тепловое возмущение пород, вызванное бурением или циркуляцией бурового раствора в скважине. После прекращения циркуляции температура пород (и измеренная в скважине температура) возвращается к своим первоначальным значениям. Скорость восстановления температуры на каждой глубине зависит от тепловых свойств пород, залегающих на этой глубине, и обработка кривых восстановления температуры может быть использована для определения тепловых свойств пород. К недостаткам этого способа следует отнести сильную зависимость измеренной в скважине температуры от радиуса скважины, движения жидкости в стволе скважины и положения датчика температуры в скважине. Из-за сложности количественной интерпретации кривых восстановления температуры этот способ до настоящего времени не был реализован на практике.To date, a number of methods have been proposed for determining the thermal properties of rocks in situ using thermal logging. So, in the work (Dakhnov V.N., Dyakonov D.I. Thermal research of wells. Moscow, 1952, 251 pp.) For this purpose it was proposed to use thermal disturbance of the rocks caused by drilling or circulation of the drilling fluid in the well. After the circulation stops, the temperature of the rocks (and the temperature measured in the well) returns to its original values. The rate of temperature recovery at each depth depends on the thermal properties of the rocks occurring at this depth, and the processing of temperature recovery curves can be used to determine the thermal properties of the rocks. The disadvantages of this method include the strong dependence of the temperature measured in the well on the radius of the well, the movement of fluid in the wellbore and the position of the temperature sensor in the well. Due to the complexity of the quantitative interpretation of temperature recovery curves, this method has not yet been implemented in practice.
Большинство описанных в литературе способов определения тепловых свойств пород in-situ базируются на методе линейного источника. В случае протяженного (длина источника в 20-30 раз превышает радиус скважины) источника с постоянной мощностью тепловыделения скорость увеличения температуры источника обратно пропорциональна теплопроводности окружающих пород (см., например, Huenges, Е., Burhardt, Н., and Erbas, К., Thermal conductivity profile of the KTB pilot corehole. Scientific Drilling, 1, 1990, 224-230). К недостаткам этого способа следует отнести большую продолжительность измерений (12 часов и более), необходимую для определения теплопроводности пород на заданной глубине, влияние на результаты измерений свободной тепловой конвекции скважинного флюида, которая вызывается нагревом источника во время измерений, а также необходимость подвода к источнику значительной энергии.Most of the methods described in the literature for determining the thermal properties of rocks in situ are based on the linear source method. In the case of an extended (source length 20-30 times the well radius) source with a constant heat release rate, the rate of increase in the source temperature is inversely proportional to the thermal conductivity of the surrounding rocks (see, for example, Huenges, E., Burhardt, N., and Erbas, K. , Thermal conductivity profile of the KTB pilot corehole. Scientific Drilling, 1, 1990, 224-230). The disadvantages of this method include the long measurement time (12 hours or more) required to determine the thermal conductivity of the rocks at a given depth, the effect on the measurement results of free thermal convection of the borehole fluid, which is caused by heating of the source during the measurements, as well as the need for a significant supply to the source energy.
Известны модификации метода линейного источника, использующие относительно небольшой нагреватель, который прижимается к стенке скважины и изолируется от скважинного флюида материалом, имеющим малую теплопроводность (Kiyohashi Н., Okumura К., Sakaguchi К., and Matsuki К., 2000. Development of direct measurement method for thermophysical properties of reservoir rocks in situ by well logging, Proceedings World Geothermal Congress 2000, Kyushu-Tohoku, Japan, May 28 - June 10, 2000).Modifications of the linear source method are known using a relatively small heater that is pressed against the borehole wall and is isolated from the borehole fluid by a material having low thermal conductivity (Kiyohashi N., Okumura K., Sakaguchi K., and Matsuki K., 2000. Development of direct measurement method for thermophysical properties of reservoir rocks in situ by well logging, Proceedings World Geothermal Congress 2000, Kyushu-Tohoku, Japan, May 28 - June 10, 2000).
Этот способ позволяет уменьшить время измерений, однако он требует, чтобы стенки скважины были достаточно гладкие, кроме того, измерительный прибор достаточно сложен и имеет подвижные элементы.This method allows to reduce the measurement time, however, it requires that the walls of the well be sufficiently smooth, in addition, the measuring device is quite complex and has movable elements.
В патенте США № 3892128 описан способ теплового каротажа скважин с помощью подвижного каротажного прибора. В передней (по ходу движения) части цилиндрического зонда находится нагреватель, который увеличивает температуру скважинного флюида, а в задней части зонда - датчик температуры, измеряющий температуру флюида в кольцевом зазоре между зондом и стенками скважины. Эта температура зависит от величины теплового потока между флюидом и горной породой, который, в свою очередь, зависит от тепловых свойств породы. Основным недостатком этого способа является очень маленькая глубина зондирования - малая толщина слоя пород, тепловые свойства которых влияют на результаты измерений, необходимость подвода к зонду значительной мощности, а также сильная зависимость результатов измерений от радиуса скважины.US Pat. No. 3,892,128 describes a method for thermal logging of wells using a movable logging tool. In the front (in the direction of travel) part of the cylindrical probe there is a heater that increases the temperature of the borehole fluid, and in the back of the probe there is a temperature sensor that measures the temperature of the fluid in the annular gap between the probe and the borehole walls. This temperature depends on the magnitude of the heat flux between the fluid and the rock, which, in turn, depends on the thermal properties of the rock. The main disadvantage of this method is the very small depth of sounding - a small thickness of the rock layer, the thermal properties of which affect the measurement results, the need for significant power to the probe, as well as the strong dependence of the measurement results on the radius of the well.
Техническим результатом настоящего изобретения является сокращение времени измерения, отсутствие в зонде подвижных элементов, минимизация влияния на результаты измерений конвеции скважинного флюида, вызванной процессом измерения, возможность одновременного измерения тепловых свойств пород в 3-5 точках в интервале глубин протяженностью несколько метровThe technical result of the present invention is to reduce the measurement time, the absence of movable elements in the probe, minimize the effect on the measurement results of the well fluid conformation caused by the measurement process, the ability to simultaneously measure the thermal properties of rocks at 3-5 points in the depth range of several meters
Этот технический результат достигается тем, что в соответствии с предлагаемым способом теплового каротажа скважин в необсаженной скважине размещают цилиндрический зонд, снабженный датчиками температуры, каждый из которых расположен в одном из круговых секторов зонда, выполненных из высокотеплопроводного материала и теплоизолированных друг от друга, осуществляют регистрацию температуры зонда датчиками, после выравнивания показаний всех датчиков температуры осуществляют перемещение зонда по стволу скважины до заданной глубины, останавливают зонд и регистрируют кривые восстановления температуры для каждого сектора в течение 10-40 минут, по скорости изменения температуры выявляют кривые восстановления температуры, соответствующие сектору с максимальной скоростью изменения температуры, и противоположному ему сектору с минимальной скоростью изменения температуры, и судят о тепловых свойствах горных пород по величине отношения разности температур между указанными противоположными секторами к изменению температуры датчика, имеющего минимальную скорость изменения температуры, с момента остановки зонда.This technical result is achieved by the fact that in accordance with the proposed method for thermal logging of wells, a cylindrical probe equipped with temperature sensors, each of which is located in one of the circular sectors of the probe, made of highly heat-conducting material and thermally insulated from each other, is placed in the open-hole well; the probe with sensors, after aligning the readings of all temperature sensors, the probe is moved along the wellbore to a predetermined depth, they wind the probe and record the temperature recovery curves for each sector for 10-40 minutes, the temperature recovery curves reveal the temperature recovery curves corresponding to the sector with the maximum temperature change rate and the opposite sector with the minimum temperature change rate, and judge the thermal properties of the mountains rocks in terms of the ratio of the temperature difference between the indicated opposite sectors to the temperature change of the sensor having a minimum rate of change temperature since the probe stopped.
Для проведения последующих измерений на другом горизонте зонд предварительно выдерживают в скважине на расстоянии не менее 100 м от горизонта, на котором должны быть измерены тепловые свойства горных пород, в течение времени, достаточного для выравнивания показаний всех датчиков температуры зонда.To conduct subsequent measurements on another horizon, the probe is preliminarily held in the well at a distance of at least 100 m from the horizon at which the thermal properties of the rocks should be measured for a time sufficient to equalize the readings of all probe temperature sensors.
Перемещение зонда вдоль скважины осуществляют со скоростью не менее средней скорости каротажа для обеспечения необходимой разности температур между температурой зонда и температурой формации на той глубине, где находится зонд. При использовании доступных в настоящее время датчиков температуры, имеющих чувствительность около 0.001 К необходима разность температур около 1 К. При использовании более чувствительных датчиков необходимая разность температур и расстояние, на которое должен перемещаться зонд до проведения измерений, могут быть уменьшены.The probe is moved along the well with a speed of at least an average logging speed to provide the necessary temperature difference between the probe temperature and the formation temperature at the depth where the probe is located. When using currently available temperature sensors having a sensitivity of about 0.001 K, a temperature difference of about 1 K is required. If more sensitive sensors are used, the required temperature difference and the distance the probe should be moved before measurements can be reduced.
Технический результат достигается также тем, что устройство для теплового каротажа скважин выполнено в виде подвижного цилиндрического зонда, содержащего не менее четырех круговых секторов, выполненных из высокотеплопроводного материала и теплоизолированных друг от друга, в каждом из которых установлен датчик температуры.The technical result is also achieved by the fact that the device for thermal logging of wells is made in the form of a movable cylindrical probe containing at least four circular sectors made of highly heat-conducting material and thermally insulated from each other, in each of which a temperature sensor is installed.
Зонд может содержать несколько теплоизолированных измерительных секций, расположенных по его высоте, что позволит одновременно получить данные по тепловым свойства для нескольких слоев горных пород.The probe may contain several thermally insulated measuring sections located along its height, which will simultaneously obtain data on thermal properties for several layers of rocks.
Изобретение поясняется чертежами, где на Фиг.1 показана схема зонда и его расположение в скважине во время проведения измерений, на Фиг.2 показано изменение температуры зонда при его движении по скважине вниз, на Фиг.3 приведены результаты численного моделирования кривых восстановления температуры для секторов с максимальной и минимальной скоростями изменения температуры, а на Фиг.4 - изменение безразмерного параметра Td со временем.The invention is illustrated by drawings, in which Fig. 1 shows a diagram of the probe and its location in the well during measurements, Fig. 2 shows the temperature change of the probe when it moves down the well, Fig. 3 shows the results of numerical simulation of temperature recovery curves for sectors with maximum and minimum rates of temperature change, and Fig. 4 shows a change in the dimensionless parameter T d with time.
Как показано на Фиг.1, идентичные чувствительные датчики температуры 4-7 имплантируют в металлические круговые сектора зонда 1 (количество секторов не менее 4), которые должны быть теплоизолированы друг от друга, например посредством каркаса 8 зонда. До начала перемещения зонд 1 находится на поверхности вне скважины или, для осуществления повторных измерений, выдерживается в скважине на расстоянии не менее 100 м от горизонта, на котором должны быть измерены тепловые свойства горных пород, в течение времени, достаточного для выравнивания показаний всех датчиков температуры зонда, то есть для того, чтобы все датчики температуры 4-7 зонда 1 регистрировали одинаковую температуру. Зонд перемещают на заданную глубину со скоростью не менее средней скорости каротажа (0,3 м/сек) для обеспечения достаточной для проведения измерений (~1 К) разности температур между температурой зонда и температурой формации 3 на той глубине, где находится зонд. При достижении заданной глубины зонд останавливают и в течение 10-40 минут регистрируют кривые восстановления температуры всеми датчиками 4-7, расположенными в круговых секторах зонда 1. В скважине зонд 1 касается стенок скважины преимущественно одним из секторов, а между противоположным сектором и породой находится наиболее толстый слой скважинного флюида 2 (Фиг.1). По скорости изменения температуры выделяют кривые восстановления температуры, соответствующие сектору, касающемуся стенок скважины и содержащему датчик 4, с максимальной скоростью изменения температуры и противоположному сектору, находящемуся на наибольшем расстоянии от стенок скважины и содержащему датчик 6, с минимальной скоростью изменения температуры. Для определения тепловых свойств горных пород используют безразмерный параметр Td - отношение разности температур (модуль разности Т1-Т2) между указанными противоположными секторами с максимальной и минимальной скоростями изменения температуры к изменению температуры датчика 6 (модуль разности Т2-Т0), имеющего минимальную скорость изменения температуры, с момента остановки зонда, где Т0 - температура датчиков в мотент остановки зонда. Данный параметр Td существенно зависит от свойств пород и предлагается для количественного определения ТС пород в результате численного моделирования или в результате сравнения с эталонными экспериментами.As shown in FIG. 1, identical sensitive temperature sensors 4-7 are implanted in the metal circular sectors of the probe 1 (the number of sectors is at least 4), which must be thermally insulated from each other, for example by means of the
После проведения измерений на заданной глубине может быть проведено измерение тепловых свойств пород на другом горизонте. Для этого надо переместить зонд 1 в скважине на горизонт, находящийся на расстоянии не менее 100 м от горизонта, где должны быть измерены тепловые свойства пород, и зонд должен быть зафиксирован на этом горизонте в течение времени, достаточного для того, что бы все датчики температуры зонда регистрировали одинаковую температуру. Необходимая скорость перемещения зонда и величина перемещения зависят от чувствительности датчиков температуры. Приведенные выше параметры достаточны при использовании датчиков температуры с чувствительностью около 0,001 К. При использовании более чувствительных датчиков необходимая разность температур и величина перемещения могут быть уменьшены.After taking measurements at a given depth, the thermal properties of the rocks at another horizon can be measured. To do this, move
Зонд может содержать несколько теплоизолированных измерительных секций длинной 0,5-0,7 м каждая, что позволит одновременно получить данные по тепловым свойствам для нескольких слоев горных пород.The probe may contain several thermally insulated measuring sections 0.5-0.7 m long each, which will simultaneously provide data on thermal properties for several rock layers.
Первоначальная разность температур Tf-Т0 между зондом (Т0) и горным массивом (Tf), тепловые свойства которого измеряются, обеспечивается существованием геотермического градиента и тем, что перед измерением зонд перемещают по скважине (вверх или вниз) до заданной глубины. При тепловом каротаже в соответствии с предлагаемым способом используется тот факт, что все скважины имеют наклон и остановленный на заданной глубине зонд одним из секторов (с датчиком 4) должен касаться стенки скважины, при этом противоположный сектор (с датчиком 6) находится на наибольшем расстоянии от стенок скважины. Поскольку пространство между зондом и стенками скважины заполнено скважинным флюидом, теплопроводность которого обычно в 2-3 раза меньше теплопроводности пород, легко выделить эти сектора, так как температура первого (T1) изменяется с наибольшей скоростью, а температура последнего (Т2) - с наименьшей.The initial temperature difference T f -T 0 between the probe (T 0 ) and the rock mass (T f ), the thermal properties of which are measured, is ensured by the existence of a geothermal gradient and the probe is moved down the well (up or down) to a predetermined depth before measurement. When thermal logging in accordance with the proposed method, the fact is used that all wells have a slope and the probe stopped at a given depth, one of the sectors (with sensor 4) must touch the well wall, while the opposite sector (with sensor 6) is at the greatest distance from well walls. Since the space between the probe and the walls of the borehole is filled with the borehole fluid, whose thermal conductivity is usually 2–3 times lower than the thermal conductivity of the rocks, it is easy to distinguish these sectors, since the temperature of the first (T 1 ) changes at the highest rate, and the temperature of the latter (T 2 ) - from the smallest.
Для определения тепловых свойств пород предлагается использовать первые 10-40 минут после остановки зонда, так как в течение этого времени температура Т2 датчика 6, который отделен от стенок скважины слоем флюида 2, практически не зависит от тепловых свойств пород.To determine the thermal properties of the rocks, it is proposed to use the first 10-40 minutes after the probe stops, since during this time the temperature T 2 of the sensor 6, which is separated from the borehole walls by a layer of
Во время движения зонда вдоль скважины разность ΔТ0 между температурой поверхности зонда 1 и температурой пород на той глубине, где находится зонд, достигает величины (Фиг.2):During the movement of the probe along the well, the difference ΔТ 0 between the surface temperature of the
ΔТ0≈Г·V·τ,ΔТ 0 ≈Г · V · τ,
где V - скрость движения зонда, Г - геотермический градиент, 
ρTcT - объемная теплоемкость материала, из которого изготовлен зонд, rT - радиус зонда, rw - радиус скважины, λm - теплопроводность скважинного флюида, Nu - число Нуссельта, характеризующее теплопередачу между зондом и жидкостью, находящейся в кольцевом зазоре между зондом и стенками скважины. Для типичных параметров задачи (V~0,3 м/с, Δу>50 м) величина ΔТ0 составляет 1÷2 К. После остановки зонда на заданной глубине значения температуры, измеренные во всех секторах, начинают приближаться к температуре пород на той глубине, где находится зонд. Линия 2 на Фиг.2 соответствует температуре горного массива, а линия 3 - температуре спускаемого зонда 1.ρ T c T is the volumetric heat capacity of the material of the probe, r T is the radius of the probe, r w is the radius of the well, λ m is the thermal conductivity of the well fluid, Nu is the Nusselt number characterizing the heat transfer between the probe and the liquid located in the annular gap between probe and borehole walls. For typical parameters of the problem (V ~ 0.3 m / s, Δу> 50 m), the value ΔТ 0 is 1 ÷ 2 K. After the probe stops at a given depth, the temperature values measured in all sectors begin to approach the rock temperature at that depth where the probe is located.
На Фиг.3 приведены результаты расчета, полученные при следующих параметрах задачи: rT=0,08 м, rw=0,1 м, λf=2,5 В/м/К или λf=3,5 В/м/К, λm=0,6 В/м/К, λT=50 В/м/К, λcore=0,1 В/м/К, ΔТ0=1 К. Кривые 1 и 2 соответствуют температуре сектора с датчиком 4 при теплопроводности пород 3,5 В/м/К и 2,5 В/м/К соответственно, а кривая 3 соответствует температуре сектора с датчиком 6, которая практически не зависит от тепловых свойств пород в течение рассматриваемых 20 мин.Figure 3 shows the calculation results obtained with the following task parameters: r T = 0.08 m, r w = 0.1 m, λ f = 2.5 V / m / K or λ f = 3.5 V / m / K, λ m = 0.6 V / m / K, λ T = 50 V / m / K, λ core = 0.1 V / m / K, ΔT 0 = 1
На Фиг.4 кривыми 1 приведено изменение со временем безразмерно параметраFigure 4
который может быть использован для определения тепловых свойств пород. Из рисунка видно, что в течение первых 20 мин 30% изменению теплопроводности пород соответствует приблизительно 30% изменение Td. Кривые 2 на Фиг.4 соответствуют зонду, повернутому на 30° по отношению к симметричному касанию секции с датчиком 4 зонда (Фиг.1) стенок скважины. Из рисунка видно, что абсолютная величина параметра Td в этом случае оказывается несколько ниже, однако ~30% изменение Td при изменении теплопроводности пород сохраняется. Кривые 3 были получены при симметричном расположении зонда, но при наличии 3 мм слоя глины по стенкам скважины. В отличие от «чистых» стенок скважины влияние тепловых свойств пород вначале невелико и увеличивается в течение ~10 мин, но в интервале 10-20 мин оно превышает 30%. Толстые кривые на Фиг.4 соответствуют теплопроводности породы 3,5 Вт/м/К, тонкие - 2,5 Вт/м/К.which can be used to determine the thermal properties of rocks. The figure shows that during the first 20 minutes 30% change in thermal conductivity of the rocks corresponds to approximately 30% change in T d .
Предлагаемые способ и устройство теплового каротажа имеют следующие преимущества: не требуется подвода значительной энергии к измерительному зонду; влияние тепловой конвекции скважинного флюида, вызванной измерением тепловых свойств, отсутствует или минимально; продолжительность измерений на заданной глубине относительно невелика (10-40 мин); за одно измерение можно получить информацию для нескольких слоев горных пород в интервале глубин 3-5 м.The proposed method and device for thermal logging have the following advantages: it is not required to supply significant energy to the measuring probe; the effect of thermal convection of the well fluid caused by the measurement of thermal properties is absent or minimal; the duration of measurements at a given depth is relatively small (10-40 min); in one measurement, information can be obtained for several layers of rocks in the depth interval 3-5 m.
Claims (5)
Priority Applications (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2008147032/03A RU2386028C1 (en) | 2008-11-28 | 2008-11-28 | Method of thermal logging of oil wells and device for its implementation |
| PCT/RU2009/000623 WO2010062216A1 (en) | 2008-11-28 | 2009-11-16 | Thermal well logging method and a device for carrying out same |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2008147032/03A RU2386028C1 (en) | 2008-11-28 | 2008-11-28 | Method of thermal logging of oil wells and device for its implementation |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2386028C1 true RU2386028C1 (en) | 2010-04-10 |
Family
ID=42225899
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2008147032/03A RU2386028C1 (en) | 2008-11-28 | 2008-11-28 | Method of thermal logging of oil wells and device for its implementation |
Country Status (2)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2386028C1 (en) |
| WO (1) | WO2010062216A1 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2678174C1 (en) * | 2018-03-12 | 2019-01-23 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт геофизики им. Ю.П. Булашевича Уральского отделения Российской академии наук | Method of temperature monitoring in water-filled wells |
| RU2701261C1 (en) * | 2019-03-04 | 2019-09-25 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт геофизики им. Ю.П. Булашевича Уральского отделения Российской академии наук | Method of temperature monitoring in water-filled wells |
Families Citing this family (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US10151643B2 (en) * | 2016-08-22 | 2018-12-11 | The Boeing Company | Thermal event indicator for aircraft engine |
Family Cites Families (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3892128A (en) * | 1972-07-17 | 1975-07-01 | Texaco Inc | Methods for thermal well logging |
| SU741222A1 (en) * | 1976-02-10 | 1980-06-15 | Научно-Производственное Объединение "Геофизика" | Well tool for thermal logging |
| SU1437492A1 (en) * | 1986-09-08 | 1988-11-15 | Московский Геологоразведочный Институт Им.Серго Орджоникидзе | Thermal logging device |
| RU2190209C1 (en) * | 2001-07-10 | 2002-09-27 | Гуров Петр Николаевич | Gear measuring thermal conductivity and volumetric heat capacity of pools in well |
-
2008
- 2008-11-28 RU RU2008147032/03A patent/RU2386028C1/en not_active IP Right Cessation
-
2009
- 2009-11-16 WO PCT/RU2009/000623 patent/WO2010062216A1/en active Application Filing
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2678174C1 (en) * | 2018-03-12 | 2019-01-23 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт геофизики им. Ю.П. Булашевича Уральского отделения Российской академии наук | Method of temperature monitoring in water-filled wells |
| RU2701261C1 (en) * | 2019-03-04 | 2019-09-25 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт геофизики им. Ю.П. Булашевича Уральского отделения Российской академии наук | Method of temperature monitoring in water-filled wells |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| WO2010062216A1 (en) | 2010-06-03 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN107842361B (en) | Method for measuring original formation temperature, empty wellbore static temperature, annulus static temperature and annulus dynamic temperature | |
| Sellwood et al. | An in-well heat-tracer-test method for evaluating borehole flow conditions | |
| GB2382601A (en) | Method of estimating a static formation temperature | |
| Dao et al. | Anisotropic thermal conductivity of natural Boom Clay | |
| US10358919B2 (en) | Reservoir fluid geodynamics system and method | |
| RU2580547C1 (en) | Method for determining profile of water injection in injection well | |
| Witte et al. | Geothermal response tests using controlled multi-power level heating and cooling pulses (MPL-HCP): quantifying ground water effects on heat transport around a borehole heat exchanger | |
| WO2009064691A1 (en) | Formation evaluation method | |
| RU2539084C1 (en) | Method for determining profile of thermal conductivity of mine rocks in well | |
| Radioti et al. | Heterogeneous bedrock investigation for a closed-loop geothermal system: A case study | |
| RU2386028C1 (en) | Method of thermal logging of oil wells and device for its implementation | |
| Barbour et al. | In situ experiment to determine advective-diffusive controls on solute transport in a clay-rich aquitard | |
| CN111386383B (en) | Tool for determining thermal response of downhole fluid | |
| Popov et al. | Thermal properties of formations from core analysis: evolution in measurement methods, equipment, and experimental data in relation to thermal EOR | |
| Berthold | Synthetic convection log—characterization of vertical transport processes in fluid-filled boreholes | |
| RU2658856C1 (en) | Mineral rocks in the well thermal conductivity profile determining method | |
| US9791595B2 (en) | Identification of heat capacity properties of formation fluid | |
| Chen et al. | Modeling transient circulating mud temperature in the event of lost circulation and its application in locating loss zones | |
| WO2021046419A1 (en) | Systems and methods for saturation logging of hydrocarbon wells | |
| US20170067810A1 (en) | Interfacial tension determination | |
| US20210356333A1 (en) | Sensor To Measure Thermal Conductivity And Heat Capacity Of Reservoir Fluids | |
| RU2632800C2 (en) | Method for determining actual oil saturation factor in well when developing oil-bearing formation | |
| RU2143064C1 (en) | Method of research of internal structure of gas- oil pools | |
| Harris et al. | Analyzing Thermal Histories of Sedimentary Basins: Methods and Case Studies—Introduction | |
| Popov et al. | Continuous core thermal properties measurements and analysis |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20181129 |