RU2500886C2 - Method for determination of technical condition of wells - Google Patents
Method for determination of technical condition of wells Download PDFInfo
- Publication number
- RU2500886C2 RU2500886C2 RU2011152441/03A RU2011152441A RU2500886C2 RU 2500886 C2 RU2500886 C2 RU 2500886C2 RU 2011152441/03 A RU2011152441/03 A RU 2011152441/03A RU 2011152441 A RU2011152441 A RU 2011152441A RU 2500886 C2 RU2500886 C2 RU 2500886C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- along
- wellbore
- thermometers
- well
- comparison
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли и может быть использовано для исследования нефтяных и газовых скважин.The invention relates to the oil and gas industry and can be used to study oil and gas wells.
Известен принятый за прототип способ исследования технического состояния скважин путем двукратной регистрации распределений температуры вдоль оси ствола скважины посредством термического каротажа с помощью двух идентичных термометров, расположенных вдоль ствола скважины на определенном расстоянии друг от друга, с последующим сопоставлением полученных термограмм / а.с. СССР №1411446, кл. Е21В 47/00, 1983/.A known method adopted for the prototype is the study of the technical condition of wells by recording temperature distributions twice along the axis of the wellbore by thermal logging using two identical thermometers located along the wellbore at a certain distance from each other, followed by a comparison of the obtained thermograms / a.s. USSR No. 1411446, class ЕВВ 47/00, 1983 /.
Недостатком известного способа является сложность его реализации.The disadvantage of this method is the complexity of its implementation.
Техническим результатом, получаемым от внедрения изобретения, является упрощение практической реализации способа.The technical result obtained from the implementation of the invention is to simplify the practical implementation of the method.
Данный технический результат достигается за счет того, что в известном способе исследования технического состояния скважины путем двукратной регистрации распределений температуры вдоль ствола скважины посредством термического каротажа с помощью двух идентичных термометров, расположенных на определенном расстоянии друг от друга вдоль ствола скважины, с последующим сопоставлением полученных термограмм, Сопоставление полученных диаграмм осуществляют путем их корреляционной обработки, по результатам которой судят о наличии геофизических неоднородностей в пластах скважины или наличии в ней перетоков флюида.This technical result is achieved due to the fact that in the known method of studying the technical condition of the well by double recording the temperature distributions along the wellbore by thermal logging using two identical thermometers located at a certain distance from each other along the wellbore, with subsequent comparison of the obtained thermograms, Comparison of the obtained diagrams is carried out by their correlation processing, the results of which judge the presence of geophysics eskih irregularities in the layers of the well or the presence in it of fluid flows.
Также проводят дополнительную двукратную регистрацию распределений температуры вдоль ствола скважины посредством термического каротажа с помощью двух идентичных термометров, для различных расстояний между ними.An additional two-fold registration of temperature distributions along the wellbore is carried out by thermal logging using two identical thermometers, for different distances between them.
Также проводят дополнительную двукратную регистрацию распределений температуры вдоль ствола скважины посредством термического каротажа, осуществляемого для различных скоростей.An additional two-fold registration of temperature distributions along the wellbore is carried out by thermal logging carried out at different speeds.
Изобретение поясняется чертежами. На фиг.1 представлена схема устройства для реализации способа; на фиг.2 - термограммы, полученные за один проход скважины двумя идентичными термометрами, расположенными на расстоянии X друг от друга вдоль ее оси; на фиг.3 - диаграмма корреляционной функции двух полученных термограмм.The invention is illustrated by drawings. Figure 1 presents a diagram of a device for implementing the method; figure 2 - thermograms obtained in one pass of the well with two identical thermometers located at a distance X from each other along its axis; figure 3 is a diagram of the correlation function of the two obtained thermograms.
Устройство для реализации способа в скважине 1 с насосно-компрессорной трубой (НКТ 2) содержит каротажную систему, включающую в себя два идентичных термометра 3 и 4, закрепленные на каротажном кабеле 5 на известном расстоянии X вдоль ствола скважины.A device for implementing the method in a
Один из термометров может быть выполнен с возможностью его смещения вдоль каротажного кабеля 5, что позволяет изменять расстояние X между термометрами 3 и 4.One of the thermometers can be made with the possibility of its displacement along the
Имеются также измеритель 6 глубины h погружения термометров 3, 4 в скважину 1 с помощью спускоподъемного устройства 7 (СПУ 7), два усилителя 8, 9, коррелятор 10 и регистратор 11. В качестве последнего может использоваться компьютер.There is also a meter 6 for the depth h of immersion of
Электрические связи между электронными блоками представлены на фиг.1.Electrical connections between the electronic units are presented in figure 1.
Электрические сигналы с термометров 3, 4 с СПУ 7 поступают на усилители 8, 9 и измеритель 6 глубины h погружения термометров 3, 4. Усилители 8, 9 связаны с входами коррелятора 10, выход которого подключен к регистратору 11. Выходы усилителя 8 и измерителя 6 глубины погружения также связаны с входами регистратора 11.Electrical signals from
Способ реализуется следующим образом. С помощью СПУ 7 опускают систему термометров 3, 4 вдоль ствола скважины 1 с равномерной скоростью V, предварительно установив расстояние X между термометрами 3, 4 максимальным для данного устройства.The method is implemented as follows. Using
При этом осуществляется двукратная регистрация распределения температуры вдоль ствола скважины.In this case, double registration of the temperature distribution along the wellbore is performed.
На фиг.2 представлены две кривые температурных распределений, искусственно сдвинутые одна относительно другой. На глубине h1 (фиг.1, 2) скважины 1 термометры 3, 4 пересекают породу с повышенной теплопроводностью. В связи с этим на распределениях температуры появляются температурные аномалии.Figure 2 shows two temperature distribution curves artificially shifted one relative to the other. At a depth of h 1 (Fig. 1, 2) of well 1,
Температурные аномалии, возникающие от наличия в породе пластовых неоднородностей 12, носят стационарных характер, поэтому регистрируемые термометрами 3, 4 аномалии совпадают по форме.Temperature anomalies arising from the presence of
На глубине h2 термокаротаж позволяет выделить интервалы перетоков флюида, например, через негерметичное заколонное пространство 13 (фиг.1). Регистрируемая термометрами 3, 4 аномалия теплового поля в этом случае носит нестационарный характер и термометры 3, 4 зарегистрируют различную форму температурной аномалии (фиг.2).At a depth of h 2 thermal logging allows you to select the intervals of the flow of fluid, for example, through an unpressurized annular space 13 (figure 1). The anomaly of the thermal field recorded by
Сигналы с термометров 3, 4 после их усиления в усилителях 8, 9 подаются на коррелятор 10. Время t запаздывания одного сигнала относительно другого задается в корреляторе равным t=X/V.The signals from
Значение коэффициента K корреляции двух сигналов до глубины h1 будет близко к единице, а на глубине h2 будет меньшим единицы, поскольку здесь сигналы не совпадают между собой (фиг.3).The value of the coefficient K of the correlation of two signals to a depth of h 1 will be close to unity, and at a depth of h 2 it will be less than unity, since here the signals do not coincide (Fig. 3).
На регистратор 11 подаются сигналы с одного из термометров, с коррелятора 10 и измерителя 6 глубины.The
По значению корреляционной функции между двумя сигналами на термограмме можно диагностировать наличие геофизических аномалий в горной породе и наличие перетоков флюида через негерметичную колонну за один проход двух термометров вдоль ствола скважины.By the value of the correlation function between the two signals in the thermogram, it is possible to diagnose the presence of geophysical anomalies in the rock and the presence of fluid flows through an unpressurized column in one pass of two thermometers along the wellbore.
Для уточнения результатов исследований термокаротаж можно проводить при различных скоростях V и различных расстояниях X между термометрами.To clarify the research results, thermal logging can be carried out at different speeds V and various distances X between thermometers.
Claims (3)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2011152441/03A RU2500886C2 (en) | 2011-12-22 | 2011-12-22 | Method for determination of technical condition of wells |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2011152441/03A RU2500886C2 (en) | 2011-12-22 | 2011-12-22 | Method for determination of technical condition of wells |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2011152441A RU2011152441A (en) | 2013-06-27 |
RU2500886C2 true RU2500886C2 (en) | 2013-12-10 |
Family
ID=48701154
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2011152441/03A RU2500886C2 (en) | 2011-12-22 | 2011-12-22 | Method for determination of technical condition of wells |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2500886C2 (en) |
Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU1411446A1 (en) * | 1986-09-26 | 1988-07-23 | Башкирский государственный университет им.40-летия Октября | Method of thermometry of transient processes in wells |
US4893505A (en) * | 1988-03-30 | 1990-01-16 | Western Atlas International, Inc. | Subsurface formation testing apparatus |
RU2154161C1 (en) * | 1999-01-05 | 2000-08-10 | Башкирский государственный университет | Method of injection wells research (versions) |
RU2298094C2 (en) * | 2005-07-08 | 2007-04-27 | Анатолий Владиславович Христофоров | Method for finding mineral resources |
-
2011
- 2011-12-22 RU RU2011152441/03A patent/RU2500886C2/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU1411446A1 (en) * | 1986-09-26 | 1988-07-23 | Башкирский государственный университет им.40-летия Октября | Method of thermometry of transient processes in wells |
US4893505A (en) * | 1988-03-30 | 1990-01-16 | Western Atlas International, Inc. | Subsurface formation testing apparatus |
RU2154161C1 (en) * | 1999-01-05 | 2000-08-10 | Башкирский государственный университет | Method of injection wells research (versions) |
RU2298094C2 (en) * | 2005-07-08 | 2007-04-27 | Анатолий Владиславович Христофоров | Method for finding mineral resources |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
RU2011152441A (en) | 2013-06-27 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US20190040734A1 (en) | Multiple-depth eddy current pipe inspection with a single coil antenna | |
RU2661956C1 (en) | Optimized production using geological mapping | |
US9850749B2 (en) | Method of acoustic surveying | |
US11686194B2 (en) | Low frequency DAS well interference evaluation | |
US6886632B2 (en) | Estimating formation properties in inter-well regions by monitoring saturation and salinity front arrivals | |
AU2015405773A1 (en) | Mud pulse detection using distributed acoustic sensing | |
GB2496863A (en) | Distributed two dimensional fluid sensor | |
US20140121974A1 (en) | Apparatus and method for deep transient resistivity measurement | |
GB2495132A (en) | Fluid mixture determination | |
RU2649195C1 (en) | Method of determining hydraulic fracture parameters | |
CN106646635B (en) | Become line source resistivity method for continuous measuring | |
NO20140924A1 (en) | Apparatus and method for deep transient resistance measurement | |
Gao et al. | Research into magnetic guidance technology for directional drilling in SAGD horizontal wells | |
US11402532B2 (en) | Leak localization using acoustic-signal correlations | |
EP3277922B1 (en) | Acoustic source identification apparatus, systems, and methods | |
US20110156707A1 (en) | Method of studying rock mass properties and apparatus for the implementation thereof | |
RU2500886C2 (en) | Method for determination of technical condition of wells | |
CA2867747C (en) | Machines, systems, and methods for super-virtual borehole sonic interferometry | |
AU2012203439B2 (en) | Method for determining properties of a formation | |
Bukhamsin et al. | Using Distributed Acoustic Sensors to Optimize Production in Intelligent Wells | |
US11280929B2 (en) | Method of detecting substance saturation in a formation | |
RU131806U1 (en) | SYSTEM FOR STUDYING THE TECHNICAL CONDITION OF AN EXISTING WELL | |
RU2528307C1 (en) | Well surveying method | |
RU2298094C2 (en) | Method for finding mineral resources | |
RU2373392C1 (en) | Method for detection of annulus fluid flows in wells |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20141223 |