RU2728116C1 - Method for mutual calibration of borehole fluid temperature sensors installed on a perforating column - Google Patents

Method for mutual calibration of borehole fluid temperature sensors installed on a perforating column Download PDF

Info

Publication number
RU2728116C1
RU2728116C1 RU2019138644A RU2019138644A RU2728116C1 RU 2728116 C1 RU2728116 C1 RU 2728116C1 RU 2019138644 A RU2019138644 A RU 2019138644A RU 2019138644 A RU2019138644 A RU 2019138644A RU 2728116 C1 RU2728116 C1 RU 2728116C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
temperature
well
string
perforation
sensors
Prior art date
Application number
RU2019138644A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Валерий Васильевич Шако
Вячеслав Павлович ПИМЕНОВ
Бертран Тевени
Original Assignee
Шлюмберже Текнолоджи Б.В.
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Шлюмберже Текнолоджи Б.В. filed Critical Шлюмберже Текнолоджи Б.В.
Priority to RU2019138644A priority Critical patent/RU2728116C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2728116C1 publication Critical patent/RU2728116C1/en

Links

Images

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00—Survey of boreholes or wells
    • E21B47/06—Measuring temperature or pressure
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01K—MEASURING TEMPERATURE; MEASURING QUANTITY OF HEAT; THERMALLY-SENSITIVE ELEMENTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • G01K7/00—Measuring temperature based on the use of electric or magnetic elements directly sensitive to heat ; Power supply therefor, e.g. using thermoelectric elements
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V13/00—Manufacturing, calibrating, cleaning, or repairing instruments or devices covered by groups G01V1/00 – G01V11/00

Abstract

FIELD: measuring equipment.
SUBSTANCE: invention relates to measurement of pressure and temperature in well during perforation and subsequent testing of well. According to the method, a perforation string is lowered into the well. At the lower end of the lower section of the column there installed is a pressure sensor and a temperature sensor of the well fluid, and temperature transducers are installed on that part of the perforation string, which corresponds to the position of perforated productive formations. During lowering, temperature and pressure are measured and averaging of pressure transducer readings is performed. Average rate of run-in to the well of the perforation string and temperature gradient of the well fluid along the well length are calculated. A time interval is selected during descent of the column, during which the average descent rate and the temperature gradient of the well fluid remain constant. In the selected time interval, the temperature profiles measured by the sensors are shifted by temperature values proportional to the difference in recording times, so as to ensure the best match of all shifted temperature profiles with the temperature profile at the selected moment in time. Averaged readings of sensors for shifted temperature profiles are calculated. Selecting a temperature sensor, relative to which calibration will be performed, and constructing a calibration line passing through the selected temperature sensor and having a calculated steady temperature gradient along the descending column. Calibration corrections to results of temperature measurement by temperature sensors are calculated as deviation of calculated average readings of sensors from the constructed calibration line and mutual calibration of temperature sensors is performed relative to the selected temperature sensor.
EFFECT: technical result consists in providing mutual calibration of temperature sensors in the well before perforation, which in turn provides accuracy of measuring temperature of the well fluid during perforation and subsequent testing of the well.
4 cl, 11 dwg

Description

Изобретение относится к области измерений давления и температуры в скважине во время перфорации и последующего опробования скважины с помощью датчиков, установленных на перфорационной колонне.The invention relates to the field of measuring pressure and temperature in a well during perforation and subsequent testing of the well using sensors installed on the perforation string.

Результаты измерения в скважине давления и температуры во время перфорации и последующего опробования скважины с помощью датчиков, установленных на перфорационной колонне, могут быть использованы для оценки качества перфорации и определения профиля притока флюида в скважину.The results of measuring the pressure and temperature in the well during perforation and subsequent testing of the well using sensors installed on the perforation string can be used to assess the quality of perforation and determine the profile of the fluid flow into the well.

Количественная дифференциации притока из различных интервалов перфорации по величине и динамике изменения температуры в скважине возможна только при выполнении достаточно высоких требований к точности взаимной калибровки датчиков температуры, установленных в скважине. Поскольку измеряемая в скважине температура определяется в основном адиабатическим эффектом, эффектом Джоуля-Томсона в пласте и калориметрическим эффектом смешения потоков в скважине, величина полезного температурного сигнала в скважине составляет 0.05÷0.2 К. Это означает, что для количественной интерпретации нестационарных температурных данных необходимо обеспечить точность взаимной калибровки датчиков температуры не хуже 0.01÷0.02 К.Quantitative differentiation of the inflow from different perforation intervals in terms of the magnitude and dynamics of temperature changes in the well is possible only if sufficiently high requirements for the accuracy of the mutual calibration of temperature sensors installed in the well are met. Since the temperature measured in the well is mainly determined by the adiabatic effect, the Joule-Thomson effect in the formation and the calorimetric effect of mixing flows in the well, the value of the useful temperature signal in the well is 0.05 ÷ 0.2 K. This means that for quantitative interpretation of non-stationary temperature data, it is necessary to ensure accuracy mutual calibration of temperature sensors not worse than 0.01 ÷ 0.02 K.

В лабораторных условиях трудно обеспечить такую точность взаимной калибровки большого числа датчиков температуры [2016-2017 CALIBRATION TOOLS CATALOG, www.flukecal.eu]. Кроме того, калибровка датчиков должна проводиться непосредственно перед спуском перфорациионной колонны в скважину, что представляет большую сложность.Under laboratory conditions, it is difficult to provide such an accuracy of intercalibration of a large number of temperature sensors [2016-2017 CALIBRATION TOOLS CATALOG, www.flukecal.eu]. In addition, the calibration of the sensors must be carried out just before running the perforation string into the well, which is very difficult.

Теоретически, калибровка датчиков температуры может быть проведена in-situ с использованием результатов скважинных измерений в простаивающей скважине, температура в которой с требуемой точностью равна геотермальной температуре. С одной стороны, для этого требуются слишком большие времена выстойки скважины (несколько месяцев), что технологически неприемлемо. С другой стороны, в простаивающей скважине возможно движение флюида, искажающего геотерму и, кроме того, геотерма может отличаться от прямой линии. Все это может приводить к неконтролируемым ошибкам при взаимной калибровке датчиков температуры, поэтому калибровка датчиков температуры таким образом практически невозможна.In theory, temperature sensors can be calibrated in-situ using downhole measurements in an idle well where the temperature is geothermal to the required accuracy. On the one hand, this requires too long well holding times (several months), which is technologically unacceptable. On the other hand, in an idle well, fluid may move that distorts the geotherm and, in addition, the geotherm may differ from a straight line. All this can lead to uncontrollable errors in the intercalibration of temperature sensors, so calibration of temperature sensors in this way is practically impossible.

Технический результат, достигаемый при реализации изобретения, заключается в обеспечении взаимной калибровки датчиков температуры в скважине до проведения перфорации, что в свою очередь обеспечивает точность измерения температуры скважинного флюида во время перфорации и последующего опробования скважины.The technical result achieved by the implementation of the invention is to provide mutual calibration of temperature sensors in the well prior to perforation, which in turn ensures the accuracy of measuring the temperature of the well fluid during perforation and subsequent well testing.

Указанный технический результат достигается тем, что в соответствии с предлагаемым способом взаимной калибровки датчиков температуры скважинного флюида, установленных на перфорационной колонне, осуществляют спуск в скважину перфорационной колонны, состоящей из отдельных секций, путем присоединения очередной опускаемой секции к секциям перфорационной колонны, уже размещенным в скважине, и спуска колонны в скважину на длину этой секции. На нижнем конце нижней секции перфорационной колонны установлены датчик давления и датчик температуры скважинного флюида, а на той части перфорационной колонны, которая соответствует положению перфорируемых продуктивных пластов, установлены датчики температуры. Во время спуска перфорационной колонны осуществляют измерения температуры посредством установленных на перфорационной колонне датчиков температуры и измерения давления посредством датчика давления, установленного на нижнем конце нижней секции перфорационной колонны. Проводят усреднение показаний датчика давления, установленного на нижнем конце нижней секции перфорационной колонны, и получают усредненную зависимость давления от времени. Используя полученную усредненную зависимость давления от времени и температуру, измеренную датчиком, установленным на нижнем конце нижней секции перфорационной колонны, рассчитывают среднюю скорость спуска в скважину перфорационной колонны и градиент температуры скважинного флюида по длине скважины. Выбирают интервал времени во время спуска в скважину перфорационной колонны, в течение которого средняя скорость спуска перфорационной колонны в скважину и градиент температуры скважинного флюида остаются постоянными. В выбранном интервале времени сдвигают измеренные датчиками профили температур на значения температуры, пропорциональные разности времен записи, таким образом, чтобы обеспечить наилучшее совпадение всех сдвинутых профилей температуры с профилем температуры в выбранный момент времени и вычисляют усредненные показания датчиков для сдвинутых профилей температуры. Используя найденные среднюю скорость спуска в скважину перфорационной колонны и градиент температуры скважинного флюида рассчитывают установившейся градиент температуры вдоль спускаемой колонны. Выбирают датчик температуры, относительно которого будет проводиться калибровка, и строят калибровочную прямую, проходящую через выбранный датчик температуры, и имеющую рассчитанный установившейся градиент температуры вдоль спускаемой колонны. Вычисляют калибровочные поправки к результатам измерения температуры датчиками температуры как отклонение вычисленных усредненных показаний датчиков от построенной калибровочной прямой и осуществляют взаимную калибровку датчиков температуры относительно выбранного датчика температуры.The specified technical result is achieved by the fact that, in accordance with the proposed method of mutual calibration of the temperature sensors of the well fluid installed on the perforation string, a perforation string consisting of separate sections is lowered into the well by attaching the next lowered section to the perforation string sections already placed in the well , and running the string into the well for the length of this section. A pressure sensor and a well fluid temperature sensor are installed at the lower end of the lower section of the perforation string, and temperature sensors are installed on that part of the perforation string that corresponds to the position of the perforated productive formations. During the running of the perforation string, temperature measurements are carried out by means of temperature sensors installed on the perforation string and pressure measurements are carried out by means of a pressure sensor installed at the lower end of the lower section of the perforation string. The readings of the pressure sensor installed at the lower end of the lower section of the perforation string are averaged, and an average pressure versus time dependence is obtained. Using the obtained averaged dependence of pressure on time and temperature measured by a sensor installed at the lower end of the lower section of the perforation string, the average speed of the perforation string down the well and the temperature gradient of the well fluid along the well are calculated. A time interval is selected during running the perforation string into the well, during which the average speed of the perforation string running into the well and the temperature gradient of the well fluid remain constant. In the selected time interval, the temperature profiles measured by the sensors are shifted by temperature values proportional to the difference in the recording times, in such a way as to ensure the best match of all shifted temperature profiles with the temperature profile at the selected time point, and the average sensor readings for the shifted temperature profiles are calculated. Using the found average speed of perforation string running into the well and the temperature gradient of the well fluid, the steady-state temperature gradient along the running string is calculated. A temperature sensor is selected, relative to which the calibration will be carried out, and a calibration line is built, passing through the selected temperature sensor, and having a calculated steady-state temperature gradient along the running string. Calibration corrections to the temperature measurement results by temperature sensors are calculated as the deviation of the calculated average sensor readings from the constructed calibration straight line and mutual calibration of the temperature sensors relative to the selected temperature sensor is performed.

В соответствии с одним из вариантов осуществления изобретения усреднение показаний датчика давления, установленного на нижнем конце нижней секции перфорационной колонны, осуществляют методом скользящего окна, используя в качестве скользящего окна интервал времени, соответствующий времени присоединения к перфорационной колонне 3-4 секций.In accordance with one of the embodiments of the invention, the averaging of the readings of the pressure sensor installed at the lower end of the lower section of the perforation string is carried out by the sliding window method, using as the sliding window the time interval corresponding to the time of attachment of 3-4 sections to the perforating string.

В соответствии с еще одним вариантом осуществления изобретения во время остановок в процессе спуска перфорационной колонны в скважину осуществляют кратковременную закачку флюида, для каждого датчика температуры измеряют изменение температуры и, используя измеренную динамику увеличения температуры датчиков, определяют постоянные времени каждого датчика для использования при интерпретации нестационарных температурных данных во время перфорации и опробования скважины.In accordance with another embodiment of the invention, during shutdowns in the process of running the perforation string into the well, a short-term injection of fluid is performed, the temperature change is measured for each temperature sensor and, using the measured dynamics of the temperature increase of the sensors, the time constants of each sensor are determined for use in interpreting transient temperature data during perforation and well testing.

В соответствии с другим вариантом осуществления изобретения кратковременную закачку флюида в скважину осуществляют после завершения спуска перфорационной колонны, для каждого датчика измеряют изменение температуры и, используя измеренную динамику увеличения температуры датчиков, определяют постоянные времени каждого датчика, учитывающие положение колонны относительно стенок скважины, которое будет влиять на показания датчиков и интерпретацию нестационарных температурных данных во время перфорации и последующего опробования скважины.In accordance with another embodiment of the invention, short-term injection of fluid into the well is carried out after the completion of running the perforation string, the temperature change is measured for each sensor and, using the measured dynamics of the temperature increase of the sensors, the time constants of each sensor are determined, taking into account the position of the string relative to the wellbore walls, which will affect on sensor readings and interpretation of non-stationary temperature data during perforation and subsequent well testing.

Изобретение поясняется чертежами, где на Фиг. 1 приведена схема размещенной в скважине перфорационной колонны с установленными на ее секциях датчиками температуры и давления; на Фиг. 2 приведены графики давления и температур, измеренных датчиками перфорационной колонны во время спуска колонны в скважину; на Фиг. 3 показаны результаты измерения давления во время спуска колонны в скважину, результаты усреднения измеренного давления по двум интервалам времени и разность между усредненными давлениями; на Фиг. 4. показана зависимость средней скорости спуска перфорационной колонны в скважину от расстояния, измеренного вдоль скважины, рассчитанная при усреднении давления по двум интервалам времени; на Фиг. 5 приведена зависимость температуры от расстояния, измеренного вдоль скважины, рассчитанная при усреднении давления по двум временным интервалам; на Фиг. 6а показана аксиальная 2D кондуктивно-конвективная модель спуска в скважину перфорационной колонны, на Фиг. 6б - модель спускаемой колонны в системе отсчета, связанной с колонной; на Фиг. 7а приведены результаты расчета профиля температуры поверхности перфорационной колонны в различные моменты времени после начала спуска перфорационной колонны, на Фиг. 7б - сдвинутые профили температуры; на Фиг. 8 приведены усредненные показания датчиков температуры и полученная калибровочная кривая, на Фиг. 9 показаны погрешности датчиков температуры, остающиеся после взаимной калибровки датчиков при разных значениях градиента температуры вдоль колонны; на Фиг. 10 показаны результаты моделирования радиального профиля температуры 20 м выше конца колонны после спуска колонны и профили температуры в начале и в конце закачки; на Фиг. 11 показана динамика изменения температуры на поверхности перфорационной колонны и температуры флюида на разных расстояниях от поверхности колонны.The invention is illustrated by drawings, where FIG. 1 shows a diagram of a perforation string placed in a well with temperature and pressure sensors installed on its sections; in FIG. 2 shows graphs of pressure and temperatures measured by perforation string sensors during the running of the string into the well; in FIG. 3 shows the results of measuring the pressure during running the string into the well, the results of averaging the measured pressure over two time intervals and the difference between the averaged pressures; in FIG. 4. shows the dependence of the average speed of lowering the perforation string into the well on the distance measured along the well, calculated by averaging the pressure over two time intervals; in FIG. 5 shows the dependence of the temperature on the distance measured along the well, calculated by averaging the pressure over two time intervals; in FIG. 6a shows an axial 2D conductive-convective model of running a perforation string into the well, FIG. 6b - model of the running string in the reference system associated with the string; in FIG. 7a shows the results of calculating the surface temperature profile of the perforation string at various points in time after the start of running the perforation string, FIG. 7b - shifted temperature profiles; in FIG. 8 shows the average readings of the temperature sensors and the resulting calibration curve, FIG. 9 shows the errors of the temperature sensors remaining after the mutual calibration of the sensors at different values of the temperature gradient along the string; in FIG. 10 shows the results of modeling the radial temperature profile 20 m above the end of the string after running the string and the temperature profiles at the beginning and end of the injection; in FIG. 11 shows the dynamics of temperature changes at the surface of the perforation string and the temperature of the fluid at different distances from the surface of the string.

Предлагаемый способ иллюстрируется на двух примерах: полевых данных по спуску в скважину перфорационной колонны с установленными на ее секциях тремя датчиками температуры и датчиком давления и результатах численного моделирования по спуску в скважину перфорационной колонны с 30 датчиками температуры. Первый пример подтверждает возможность получения в скважинных условиях данных, необходимых для проведения калибровки.The proposed method is illustrated by two examples: field data on running a perforation string into the well with three temperature sensors and a pressure sensor installed on its sections and the results of numerical simulation of running a perforation string into the well with 30 temperature sensors. The first example confirms the possibility of obtaining the data required for the calibration in downhole conditions.

Полученные данные используются для численного моделирования во втором примере.The data obtained is used for numerical simulation in the second example.

В соответствии с предложенным способом осуществляют спуск в скважину перфорационной колонны, состоящей из отдельных секций, путем присоединения очередной опускаемой секции к секциям перфорационной колонны, уже размещенным в скважине. На Фиг. 1 приведена схема нижней части перфорационной колонны 1, установленной в скважине для последующей перфорации пластов 2 и 3. На нижнем конце перфорационной колонны 1 установлены датчик 4 давления (Р0) и датчик 5 температуры (Т0). На вышерасположенных секциях перфорационной колонны выше соответствующих зон перфорации установлены датчики 6 и 7 температуры T1 и Т2 скважинного флюида. Эти датчики 6 и 7 находятся на расстоянии z1=21 м и z2=33 м от нижнего конца перфорационной колонны. Все датчики температуры, установленные на секциях перфорационной колонны, до проведения перфорации во время спуска перфорационной колонны фактически измеряют температуру поверхности колонны, а датчик 5, установленный на нижнем конце перфорационной колонны 1, во время спуска измеряет температуру, которую имел скважинный флюид до начала спуска колонны в скважину. В дальнейшем, после проведения калибровки, во время перфорации и последующего опробования скважины датчики температуры будут осуществлять измерения температуры скважинного флюида.In accordance with the proposed method, a perforating string consisting of separate sections is lowered into the well by attaching the next lowered section to the perforating string sections already placed in the well. FIG. 1 shows a diagram of the lower part of the perforation string 1 installed in the well for subsequent perforation of layers 2 and 3. At the lower end of the perforation string 1, a pressure sensor 4 (P 0 ) and a temperature sensor 5 (T 0 ) are installed. On the upstream sections of the perforation string, above the respective perforation zones, sensors 6 and 7 for temperatures T 1 and T 2 of the well fluid are installed. These sensors 6 and 7 are located at a distance of z 1 = 21 m and z 2 = 33 m from the lower end of the perforation string. All temperature sensors installed on the sections of the perforation string, before perforation during the running of the perforation string, actually measure the surface temperature of the string, and the sensor 5, installed at the lower end of the perforation string 1, during the run measures the temperature that the well fluid had before the start of running the string. into the well. Later, after calibration, during perforation and subsequent testing of the well, temperature sensors will measure the temperature of the well fluid.

Во время спуска перфорационной колонны осуществляют измерения температуры посредством установленных на перфорационной колонне датчиков 5, 6 и 7 температуры и измерения давления посредством датчика 4 давления, установленного на нижнем конце перфорационной колонны. Давление и температуры, измеренные установленными на перфорационной колонне датчиками во время спуска секций перфорационной колонны, приведены на Фиг. 2. Датчик 5 температуры, установленный на нижнем конце перфорационной колонны 1, измеряет температуру Т0 скважинного флюида, находящегося в скважине до перфорации (пород вблизи скважины), не искаженную движением колонны (кривая 8). Кривые 9 и 10 показывают результаты измерения датчиками 6 и 7 температуры поверхности перфорационной колонны. Кривая 11 показывает изменение давления P0(t), измеряемого датчиком 4 давления. Исключив время из измеренных зависимостей P0(t) и T0(t) находят связь измеренной температуры с давлением Т=Т(Р), которая будет использована ниже для определения зависимости температуры от расстояния до поверхности у, измеренного вдоль скважины: Т=Т(у).During the running of the perforation string, temperature measurements are carried out by means of temperature sensors 5, 6 and 7 installed on the perforation string, and pressure measurements are carried out by means of a pressure sensor 4 installed at the lower end of the perforation string. The pressures and temperatures measured by perforation-mounted sensors while running the perforation string sections are shown in FIG. 2. Temperature sensor 5, installed at the lower end of the perforation string 1, measures the temperature T 0 of the well fluid in the well before perforation (rocks near the well), not distorted by the movement of the string (curve 8). Curves 9 and 10 show the results of measuring the surface temperature of the perforation string by sensors 6 and 7. Curve 11 shows the change in pressure P 0 (t) measured by the pressure sensor 4. Eliminating the time from the measured dependences P 0 (t) and T 0 (t), the relationship between the measured temperature and the pressure T = T (P) is found, which will be used below to determine the dependence of temperature on the distance to the surface y, measured along the well: T = T (y).

Относительно простая процедура обработки температурных данных, полученных во время спуска перфорационной колонны в скважину, возможна только при квазинепрерывном спуске колонны, то есть при спуске колонны с приблизительно одинаковыми затратами времени на присоединение к колонне очередной секции и спуск колонны в скважину на длину этой секции.A relatively simple procedure for processing the temperature data obtained during the running of the perforated string into the well is possible only with quasi-continuous running of the string, that is, when running the string with approximately the same time spent on attaching the next section to the string and running the string into the well for the length of this section.

Таким образом, осуществляют квазинепрерывный спуск в скважину секций перфорационной колонны с установленными на ней датчиками температуры и давления.Thus, quasi-continuous running into the well of perforating string sections with temperature and pressure sensors installed on it is carried out.

Затем проводят усреднение показаний датчика 4 давления, установленного на нижнем конце перфорационной колонны. Усреднение давления может быть проведено, например, методом скользящего окна; для этого в качестве скользящего окна могут быть использованы, например, интервалы времени 5 и 10 мин, что соответствует времени присоединения к перфорационной колонне 3-4 секций. Измеренные в этих интервалах значения давления сумируются и делятся на число измерений и этом интервале времени; полученное значение присваивается средней точке интервала. Затем окно перемещается на одну точку и оперция повторяется. На Фиг. 3 показаны результаты измерения давления датчиком 4 во время спуска колонны в скважину (кривая 12), результаты усреднения давления в скользящем интервале времени длительностью 5 мин., поз. 13, в интервале времени длительностью в 10 мин., поз. 14 и разность между усредненными давлениями (кривая 15). Согласно Фиг. 3, максимальная амплитуда кратковременных вариаций давления (волны давления в скважине) достигает 2 бар, однако после усреднения давления в интервалах времени в 5 мин и 10 мин вариации давления очень значительно уменьшаются. В частности, в выбранном временном интервале (390÷420 мин) разница между усредненными давлениями не превышает 0.04 бар.Then, the readings of the pressure sensor 4 installed at the lower end of the perforating string are averaged. Pressure averaging can be carried out, for example, by the sliding window method; For this, as a sliding window, for example, time intervals of 5 and 10 minutes can be used, which corresponds to the time of joining 3-4 sections to the perforation string. The pressure values measured in these intervals are summed up and divided by the number of measurements and this time interval; the resulting value is assigned to the midpoint of the interval. Then the window moves one point and the operation is repeated. FIG. 3 shows the results of measuring the pressure by the sensor 4 during the running of the string into the well (curve 12), the results of pressure averaging in a sliding time interval of 5 minutes, pos. 13, in a time interval of 10 minutes, pos. 14 and the difference between the average pressures (curve 15). Referring to FIG. 3, the maximum amplitude of short-term pressure variations (pressure waves in the well) reaches 2 bar, however, after averaging the pressure in time intervals of 5 minutes and 10 minutes, the pressure variations decrease very significantly. In particular, in the selected time interval (390 ÷ 420 min), the difference between the average pressures does not exceed 0.04 bar.

Следующим этапом является оценка средней скорости спуска колонны в скважину, используя результаты измерения давления. Оценку средней скорости спуска колонны проводят после усреднения (сглаживания) измеренного давления.The next step is to estimate the average rate of running the string into the well using the pressure measurements. The estimation of the average speed of running the string is carried out after averaging (smoothing) the measured pressure.

Среднюю скорость спуска колонны в скважину (VRIH) рассчитывают по формуле:The average speed of running the string into the well (V RIH ) is calculated by the formula:

Figure 00000001
Figure 00000001

где у - расстояние от поверхности, измеренное вдоль скважины.where y is the distance from the surface, measured along the borehole.

Связь у с глубиной h определяется траекторией скважины, которая рассчитывается по результатам каротажа скважины. В рассматриваемом интервале глубин в нашем случае эта связь определяется формулой y=1.0006⋅(39.15+h). В свою очередь, изменение h со временем связано с измеренным давлением формулой:The relationship between y and depth h is determined by the trajectory of the well, which is calculated from the results of the well logging. In the considered interval of depths, in our case, this relationship is determined by the formula y = 1.0006⋅ (39.15 + h). In turn, the change in h with time is associated with the measured pressure by the formula:

Figure 00000002
Figure 00000002

где hBH - наибольшая глубина, на которую опустили перфорационную колонну, PBH - давление в скважине измеренное на этой глубине,

Figure 00000003
- плотность скважинного флюида. В рассматриваемом случае
Figure 00000004
where h BH is the maximum depth to which the perforation string was lowered, P BH is the well pressure measured at this depth,
Figure 00000003
is the density of the borehole fluid. In the case under consideration
Figure 00000004

Средняя скорость спуска колонны, рассчитанная по этим формулам при усреднении давления по интервалам времени 5 и 10 мин, приведена на Фиг. 4 (по интервалу длительностью в 5 мин - кривая 16, по интервалу в 10 мин - кривая 17). В интервале глубин 2720÷2810 м (соответствующем выбранному временному интервалу для калибровки) средняя скорость спуска равна 2.8±0.2 м/мин.The average speed of running the string, calculated according to these formulas with averaging the pressure over time intervals of 5 and 10 minutes, is shown in Fig. 4 (over an interval of 5 minutes - curve 16, over an interval of 10 minutes - curve 17). In the depth interval 2720 ÷ 2810 m (corresponding to the selected time interval for calibration), the average descent speed is 2.8 ± 0.2 m / min.

Учитывая упомянутую выше связь между температурой, измеренной на нижнем конце перфорационной колонны, и давлением Т=Т(Р) (из Фиг. 2) с помощью этих формул легко найти зависимость температуры от расстояния, измеренного вдоль скважины: Т=Т(у). При этом снова используют данные давления, усредненные по интервалам времени 5 и 10 мин.Considering the above-mentioned relationship between the temperature measured at the lower end of the perforation string and the pressure T = T (P) (from Fig. 2), using these formulas, it is easy to find the dependence of temperature on the distance measured along the well: T = T (y). This again uses pressure data averaged over time intervals of 5 and 10 minutes.

На Фиг. 5 приведена зависимость температуры от расстояния, измеренного вдоль скважины, рассчитанная при усреднении давления по интервалам времени 5 мин (кривая 18) и 10 мин (кривая 19). Глубина 20 соответствует времени спуска колонны в скажину 390 мин, глубина 21 - времени 420 мин.FIG. 5 shows the dependence of the temperature on the distance measured along the well, calculated by averaging the pressure over time intervals of 5 minutes (curve 18) and 10 minutes (curve 19). Depth 20 corresponds to the time of running the string into the hollow 390 minutes, depth 21 - 420 minutes.

Градиент температуры флюида, находящегося в скважине до перфорации, по длине скважины Г рассчитывают по формуле:The temperature gradient of the fluid in the well before perforation along the length of the well D is calculated by the formula:

Figure 00000005
Figure 00000005

В рассматриваемом интервале глубин он составляет Г=0.0310±0.0005 K/m.In the considered interval of depths, it is Г = 0.0310 ± 0.0005 K / m.

Далее проводят математическое моделирование процесса спуска перфорационной колонны в скважину. Моделирование проводится для полевых значений радиусов перфорационной колонны и обсадной колонны и для найденных значений градиента температуры и скорости спуска колонны в скважину.Next, mathematical modeling of the process of lowering the perforation string into the well is carried out. Modeling is carried out for the field values of the radii of the perforation string and the casing string and for the found values of the temperature gradient and the rate of running the string into the well.

На Фиг. 6а показана аксиальная 2D кондуктивно конвективная модель спуска в скважину перфорационной колонны, а на Фиг. 6б - модель спускаемой колонны в системе отсчета, связанной с колонной. Основные предположения, использованные при построении численной модели спуска колонны в скважину (Фиг. 6а):FIG. 6a shows an axial 2D conductively convective perforation string run model, and FIG. 6b - a model of the running string in the reference frame associated with the string. The main assumptions used in the construction of a numerical model for running the string into the well (Fig.6a):

1) в рассматриваемом интервале глубин градиент температуры по длине скважины Г постоянен,1) in the considered interval of depths, the temperature gradient along the length of the well G is constant,

2) скорость спуска колонны VRIH постоянна.2) casing running speed V RIH is constant.

3) начальные температура колонны, температура в кольцевом зазоре между обсадной и перфорационной колоннами и температура окружающих пород определяются градиентом температуры Г.3) the initial temperature of the string, the temperature in the annular gap between the casing and perforation strings and the temperature of the surrounding rocks are determined by the temperature gradient G.

Два первых предположения соответствуют описанным выше требованиям к выбору временного интервала времени спуска колонны, который может быть использован для калибровки датчиков температуры.The first two assumptions correspond to the requirements described above for the selection of the time interval for running the string, which can be used to calibrate temperature sensors.

Спуск в скважину перфорационной колонны моделируют в системе отсчета, связанной с колонной (Фиг. 6б).The descent into the well of the perforation string is modeled in a frame of reference associated with the string (Fig. 6b).

Пусть Tf0 есть температура пород у нижнего конца нижней секции колонны в момент начала спуска колонны в скважину со скоростью VRIH (Фиг. 6а). Во время спуска температура Tfb скважинного флюида и пород у конца колонны определяется формулой:Let T f0 be the temperature of the rocks at the lower end of the lower section of the string at the time of the beginning of running the string into the well with a velocity V RIH (Fig. 6a). During the run, the temperature T fb of the well fluid and rocks at the end of the string is determined by the formula:

Figure 00000006
Figure 00000006

Во время спуска колонны скорость Vw0 подъема флюида в кольцевом зазоре определяется внутренним радиусом обсадной трубы rci и внешним радиусом перфорационной колонны rst:During the running of the string, the velocity V w0 of fluid lifting in the annular gap is determined by the inner radius of the casing r ci and the outer radius of the perforated string r st :

Figure 00000007
Figure 00000007

В системе отсчета, связанной со спускаемой колонной, скорость Vw течения флюида в кольцевом зазоре определяется суммой (Фиг. 6б):In the frame of reference associated with the running string, the velocity V w of the fluid flow in the annular gap is determined by the sum (Fig.6b):

Vw=VRIH+Vw0 V w = V RIH + V w0

Нестационарное температурное поле в колонне, кольцевом зазоре и породе, определяемое спуском колонны, моделируют с помощью аксиальной 2D кондуктивно конвективной модели:The unsteady temperature field in the column, annular gap and rock, determined by running the column, is modeled using an axial 2D conductive convective model:

Figure 00000008
Figure 00000008

В рамках этой модели мы пренебрегаем радиальными скоростями (Vr=0), а вертикальная скорость Vz определяется формулой:Within this model, we neglect the radial velocities (V r = 0), and the vertical velocity V z is determined by the formula:

Figure 00000009
Figure 00000009

с граничным условием:with the boundary condition:

Figure 00000010
Figure 00000010

Приведенные ниже результаты расчетов по этой модели были проведены с использованием коммерческого пакета COMSOL Multiphysics.The following calculation results for this model were performed using the commercial COMSOL Multiphysics package.

На Фиг. 7а приведены результаты расчета профиля температуры поверхности перфорационной колонны Tst(t, z) в различные моменты времени (в мин) после начала спуска. Расчеты проводились при следующих значений параметров: Г=0.025 К/м, VRIH=2.8 м/мин, rci=7.8 см, rst=5.7 см, скважинный флюид - вода, теплопроводность пород 2 Вт/м/К. Эти же температурные профили, но сдвинутые так, чтобы температуры на нижнем конце колонны совпали, показаны на Фиг. 7б.FIG. 7a shows the results of calculating the profile of the surface temperature of the perforation string T st (t, z) at different times (in minutes) after the start of running. The calculations were carried out for the following parameter values: Г = 0.025 K / m, V RIH = 2.8 m / min, r ci = 7.8 cm, r st = 5.7 cm, the borehole fluid is water, the thermal conductivity of rocks is 2 W / m / K. The same temperature profiles, but shifted so that the temperatures at the lower end of the column coincide, are shown in FIG. 7b.

Из Фиг. 7б видно, что в рассматриваемом случае через ~ 20 мин после начала спуска и на расстоянии более чем 10 м от конца колонны все температурные профили совпадают и являются прямыми линиями. Этот факт и предлагается использовать для построения калибровочной линии.From FIG. 7b, it can be seen that, in the case under consideration, ~ 20 min after the start of the descent and at a distance of more than 10 m from the end of the column, all temperature profiles coincide and are straight lines. This fact is proposed to be used to construct a calibration line.

Предлагаемая процедура построения калибровочной линии и взаимной калибровки датчиков температуры иллюстрируется на синтетических данных Фиг. 7а. Предполагается, что в интервале z=10÷30 м находится ng=30 датчиков, показания которых отличаются от температуры поверхности колонны на сумму систематической погрешности данного датчика ΔTj и случайной погрешности δT(ti, zj). Систематическая погрешность ΔTj предполагается нормально распределенной случайной величиной с нулевым средним значением

Figure 00000011
и среднеквадратичным отклонением s(ΔT)=0.3K. Значение s(ΔT)=0.3K было выбрано как типичное для датчиков, которые используются в нефтегазовой промышленности. Погрешность самого нижнего калибруемого датчика температуры принималась равной нулю, т.е. калибровка проводилась относительно этого датчика.The proposed procedure for constructing a calibration line and intercalibration of temperature sensors is illustrated in the synthetic data of FIG. 7a. It is assumed that in the interval z = 10 ÷ 30 m there are ng = 30 sensors, the readings of which differ from the temperature of the casing surface by the sum of the systematic error of this sensor ΔT j and the random error δT (t i , z j ). The systematic error ΔT j is assumed to be a normally distributed random variable with zero mean
Figure 00000011
and the standard deviation s (ΔT) = 0.3K. The value s (ΔT) = 0.3K was chosen as typical for sensors used in the oil and gas industry. The error of the lowest calibrated temperature sensor was taken to be zero, i.e. calibration was carried out with respect to this sensor.

Первым этапом калибровки, как описано выше, является определение средней скорости спуска VRIH и градиента температуры Г скважинного флюида с использованием результатов измерения давления и температуры на нижнем конце нижней секции колонны (Фиг. 4 и Фиг. 5).The first calibration step, as described above, is to determine the average run velocity V RIH and the temperature gradient G of the wellbore fluid using the pressure and temperature measurements at the lower end of the lower section of the string (FIG. 4 and FIG. 5).

На следующем этапе выбирают интервал времени для калибровки датчиков температуры. Временной интервал для калибровки должен быть удален от продолжительной остановки спуска секций колонны (например, 325÷350 мин на Фиг. 2) или от момента существенного изменения скорости спуска колонны. В этом случае можно ожидать, что режим теплообмена между опускаемой в скважину перфорационной колонной и окружающими породами будет квазистационарным и скорости роста температуры, измеренные различными датчиками, будут одинаковы. Выполнение этого условия может быть проверено непосредственно, используя результаты изменения температуры различными датчиками.The next step is to select a time interval for calibrating temperature sensors. The time interval for calibration should be removed from a prolonged stoppage of running the casing sections (for example, 325 ÷ 350 min in Fig. 2) or from the moment of a significant change in the running speed of the casing. In this case, it can be expected that the heat transfer regime between the perforation string lowered into the well and the surrounding rocks will be quasi-stationary and the rate of temperature rise measured by different sensors will be the same. The fulfillment of this condition can be checked directly using the results of temperature changes by various sensors.

Выбранный для калибровки временной интервал должен быть достаточно продолжительным. Число nt измерений температуры, выполненных в течение этого времени, должно быть не менее nt=10. Увеличение числа измерений увеличивает точность калибровки. В рассматриваемом случае для калибровки датчиков температуры был выбран временной интервал 390÷420 мин, в котором скорости изменения температуры, измеренной различными датчиками, практически одинаковы.The time interval selected for calibration must be sufficiently long. The number nt of temperature measurements made during this time must be at least nt = 10. Increasing the number of measurements increases the accuracy of the calibration. In the case under consideration, a time interval of 390 ÷ 420 min was chosen to calibrate the temperature sensors, in which the rates of temperature change measured by different sensors are practically the same.

Кроме того, длительность выбранного интервала времени должна быть достаточна для стабилизации распределения температуры по длине спускаемой колонны и проведения измерений. В рассматриваемом случае это около 60 мин. Причем в этом интервале времени средняя скорость спуска VRIH и градиент температуры Г должны быть постоянными.In addition, the duration of the selected time interval should be sufficient to stabilize the temperature distribution along the length of the running string and to conduct measurements. In the case under consideration, this is about 60 minutes. Moreover, in this time interval, the average descent speed V RIH and the temperature gradient Г should be constant.

С использованием описанной выше численной модели (Фиг. 6) спуска колонны в скважину и найденных значений VRIH и Г рассчитывают установившейся градиент температуры Гst вдоль спускаемой колонны. В рассматриваемом случае Гst=0.022 К/м в то время как первоначальный градиент температуры скважинного флюида Г=0.025 К/м.Using the numerical model described above (Fig. 6) of running the string into the well and the found values of V RIH and G, the steady-state temperature gradient G st along the running string is calculated. In the case under consideration, Г st = 0.022 K / m, while the initial temperature gradient of the borehole fluid is Г = 0.025 K / m.

Проводят обработку результатов измерения температуры, полученных в выбранном интервале времени. Выбирают один из датчиков температуры и момент времени в выбранном интервале времени и сдвигают полученные в выбранном интервале времени профили температуры остальных датчиков температуры на интервалы температур, пропорциональные разности времен записи, таким образом, чтобы обеспечить наилучшее совпадение всех сдвинутых профилей температуры с профилем температуры выбранного датчика (например, самого нижнего) в выбранный момент времени.The processing of the temperature measurement results obtained in the selected time interval is carried out. One of the temperature sensors and a time point in the selected time interval are selected and the temperature profiles of the remaining temperature sensors obtained in the selected time interval are shifted to temperature intervals proportional to the difference in recording times, so as to ensure the best match of all shifted temperature profiles with the temperature profile of the selected sensor ( for example, the lowest) at the selected time.

То есть обработку проводят путем сдвига температурных профилей к определенному, например, последнему tnt моменту времени (ti - момент времени проведения i-го измерения, t1 момент времени проведения первого измерения, Ti,j температура, измеренная j - м датчиком в момент времени ti):That is, the processing is carried out by shifting the temperature profiles to a certain, for example, the last t nt time instant (t i is the time of the i-th measurement, t 1 is the time of the first measurement, T i, j is the temperature measured by the j-th sensor in time t i ):

Figure 00000012
Figure 00000012

где величина DT определяется из условияwhere DT is determined from the condition

Figure 00000013
Figure 00000013

В рассматриваемом случае DT=2.1 К. Эта процедура позволяет уменьшить влияние случайной погрешности на точность калибровки.In the case under consideration, DT = 2.1 K. This procedure makes it possible to reduce the influence of a random error on the calibration accuracy.

Усредненный профиль температуры Tmj рассчитывают по формуле:The average temperature profile Tm j is calculated by the formula:

Figure 00000014
Figure 00000014

Искомая калибровочная прямая имеет вид:The required calibration straight line is:

Figure 00000015
Figure 00000015

где z - расстояние от нижнего конца колонны, z1 - расстояние от нижнего конца колонны самого нижнего из калибруемых датчиков относительно которого проводится калибровка.where z is the distance from the lower end of the column, z 1 is the distance from the lower end of the column of the lowest of the calibrated sensors relative to which the calibration is performed.

На Фиг. 8 показаны усредненные показания датчиков Tmj - 22 и калибровочная прямая

Figure 00000016
23 для рассмотренного примера.FIG. 8 shows the averaged readings of the Tm j - 22 sensors and the calibration line
Figure 00000016
23 for the considered example.

Поправки ΔTcj к показаниям датчиков, которые обеспечивают их взаимную калибровку, рассчитывают как отклонение усредненных показаний датчиков от калибровочной прямой:Corrections ΔTc j to the readings of the sensors, which ensure their mutual calibration, are calculated as the deviation of the average readings of the sensors from the calibration straight line:

Figure 00000017
Figure 00000017

Отличие рассчитанных значений поправок ΔTcj от заданных выше погрешностей датчиков ΔTj показаны на Фиг. 9. Для расчетного значения градиента температуры колонны Гst=0.022 K/м (кривая 24) систематические погрешности датчиков со среднеквадратическим отклонением s(ΔT)=0.3K были уменьшены до s≈0.02 K. Погрешность стала меньше случайной погрешности δT отдельного датчика (s(δT)=0.05K). Это объясняется тем, что погрешность калибровки обратно пропорциональна квадратному корню из числа измерений nt. Очевидно, что увеличением числа измерений можно практически исключить влияние случайных погрешностей измерений на точность калибровки. Таким образом, предложенный способ калибровки позволяет достигнуть точности, достаточной для количественной интерпретации скважинных изменений.The difference between the calculated values of the corrections ΔTc j from the above specified sensor errors ΔT j is shown in FIG. 9. For the calculated value of the column temperature gradient Г st = 0.022 K / m (curve 24), the systematic errors of sensors with a standard deviation s (ΔT) = 0.3K were reduced to s≈0.02 K. The error became less than the random error δT of an individual sensor (s (δT) = 0.05K). This is because the calibration error is inversely proportional to the square root of the number of measurements nt. It is obvious that by increasing the number of measurements, it is possible to practically eliminate the influence of random measurement errors on the calibration accuracy. Thus, the proposed calibration method allows achieving an accuracy sufficient for quantitative interpretation of downhole changes.

При использовании в качестве градиента температуры колонны Гst первоначального градиента температуры флюида в скважине Г=0.025 K/м (кривая 25) погрешность калибровки увеличивается при удалении от реперного (нижнего) датчика температуры и достигает ~0.08 K. Если использовать существенно заниженное (0.015 K/м (26)) или завышенное (0.03 K/м (27)) значение градиента температуры колонны, погрешность калибровки увеличивается соответственно до -0.1 К и +0.15 К.When the initial fluid temperature gradient in the well G = 0.025 K / m (curve 25) is used as the temperature gradient of the column Г st, the calibration error increases with distance from the reference (lower) temperature sensor and reaches ~ 0.08 K. If you use a significantly underestimated (0.015 K / m (26)) or overestimated (0.03 K / m (27)) value of the column temperature gradient, the calibration error increases to -0.1 K and +0.15 K, respectively.

Корректировка показаний датчиков температуры проводится по формуле:Correction of readings of temperature sensors is carried out according to the formula:

Tcori,j=Ti,j-ΔTcj Tcor i, j = T i, j -ΔTc j

Предлагаемый способ взаимной калибровки датчиков температуры позволяет обеспечить точность работы измерительной системы в квазистатических условиях. Однако процессы во время перфорации и во время последующих опробований скважины являются существенно нестационарными, поэтому необходимо оценить тепловую инерцию (постоянную времени) для всех датчиков, установленных на перфорационной колонне, и учитывать это данные при количественной обработке результатов измерений. Это означает, что в дополнение к квазистатической взаимной калибровке датчиков температуры необходимо оценить in-situ отклик каждого датчика на резкое изменение температуры скважинного флюида, то-есть оценить постоянную времени τ каждого датчика.The proposed method of mutual calibration of temperature sensors allows ensuring the accuracy of the measuring system in quasi-static conditions. However, the processes during perforation and during subsequent testing of the well are significantly unsteady, therefore, it is necessary to estimate the thermal inertia (time constant) for all sensors installed on the perforation string, and take this data into account when quantitatively processing the measurement results. This means that, in addition to quasi-static intercalibration of temperature sensors, it is necessary to estimate the in-situ response of each sensor to a sharp change in the temperature of the well fluid, that is, to estimate the time constant τ of each sensor.

В данном изобретении предлагается проводить динамическую калибровку датчиков температуры во время остановок при спуске секций перфорационной колонны в скважину или после достижения колонны заданной глубины путем кратковременной закачки флюида в скважину. Закачка флюида обеспечивает увеличение давления ΔР флюида в скважине и соответствующее увеличение температуры ΔТа скважинного флюида за счет эффекта адиабатического сжатия:The present invention proposes to carry out dynamic calibration of temperature sensors during shutdowns when lowering sections of the perforation string into the well or after the string has reached a predetermined depth by short-term injection of fluid into the well. The injection of the fluid provides an increase in the pressure ΔР of the fluid in the well and a corresponding increase in the temperature ΔТ а of the well fluid due to the effect of adiabatic compression:

ΔT a =η a ⋅ΔP.ΔT a = η a ⋅ΔP.

где η a есть адиабатический коэффициент флюида. Для воды он приблизительно равен η a ≈0.005K/bar.where η a is the adiabatic coefficient of the fluid. For water, it is approximately equal to η a ≈0.005K / bar.

Постоянная времени τ датчика находится как величина, позволяющая наилучшим образом аппроксимировать измеренное во время адиабатического теста изменение температуры датчика Tm(t) решением дифференциального уравненияThe time constant τ of the sensor is found as a value that allows the best approximation of the temperature change of the sensor T m (t) measured during the adiabatic test by solving the differential equation

Figure 00000018
Figure 00000018

с начальным условием T(t=0)=Т0 (Т0 - температура измеренная до начала закачки). Здесь Tfl(t) есть температура флюида, рассчитанная по измеренной в скважине динамике изменения давления флюида P(t) (P(t=0)=P0):with the initial condition T (t = 0) = T 0 (T 0 is the temperature measured before the start of injection). Here, T fl (t) is the fluid temperature calculated from the dynamics of fluid pressure change P (t) (P (t = 0) = P 0 ) measured in the well:

Figure 00000019
Figure 00000019

Адиабатический тест должен проводиться спустя несколько минут после остановки колонны для стабилизации в скважине полей давления и температуры, искаженных технологическими операциями по спуску колонны.The adiabatic test should be carried out a few minutes after the casing has been stopped to stabilize the pressure and temperature fields in the well, distorted by the string running operations.

Оценим параметры закачки, необходимые для проведения адиабатического теста. В рассмотренном выше примере внешний радиус колонны rst=5.7 см, внутренний радиус обсадной трубы rci=7.8 см, глубина скважины L=4000 м и объем флюида в скважине:

Figure 00000020
. Если скважина заполнена водой (со сжимаемостью βw=5⋅10-5 бар) темп закачки Q=500 м3/день, то для увеличения давления в скважине на ΔР продолжительность tp закачки определяется формулой
Figure 00000021
. Для ΔР=100 бар имеем: tp=30 с.Let us estimate the injection parameters required for the adiabatic test. In the example considered above, the outer radius of the string r st = 5.7 cm, the inner radius of the casing r ci = 7.8 cm, the well depth L = 4000 m and the fluid volume in the well:
Figure 00000020
... If the well is filled with water (with compressibility β w = 5⋅10 -5 bar), the injection rate is Q = 500 m 3 / day, then to increase the pressure in the well by ΔР, the duration of the injection t p is determined by the formula
Figure 00000021
... For ΔР = 100 bar we have: t p = 30 s.

Предлагаемый способ динамической in-situ калибровки может быть проиллюстрирован с помощью описанной выше численной модели, которая должна быть дополнена моделью остановки колонны и увеличением давления в скважине.The proposed method for dynamic in-situ calibration can be illustrated using the numerical model described above, which should be supplemented with a casing shutdown model and an increase in wellbore pressure.

Соответствующее уравнение энергии может быть записано в виде:The corresponding energy equation can be written as:

Figure 00000022
Figure 00000022

где член J описывает выделение энергии за счет адиабатического сжатия флюида:where the term J describes the release of energy due to the adiabatic compression of the fluid:

Figure 00000023
Figure 00000023

Нестационарное давление в скважине и, соответственно источниковый член J записываются в виде:The unsteady pressure in the well and, accordingly, the source term J are written as:

Figure 00000024
Figure 00000024

где t1 есть время, прошедшее после остановки колонны и Р0 есть давление в скважине (на рассматриваемой глубине) перед закачкой флюида.where t 1 is the time elapsed after stopping the string and P 0 is the wellbore pressure (at the considered depth) before fluid injection.

На Фиг. 10 показаны результаты моделирования радиального профиля температуры 20 м выше конца колонны после спуска колонны в течении 1000 с (время прошедшее после остановки tSI=0 с (кривая 28)), профиля температуры в начале закачки (tSI=t1=500 с (кривая 29)), в конце закачки (tSI=t1+tp=530 с (кривая 30)) и

Figure 00000025
с (кривая 31). Во всех случаях теплопроводность окружающих пород принималась равной λƒ=2 Вт/м/К, плотность и удельная теплоемкость ρƒ=2700 кг/м3 и сƒ=1000 Дж/кг/К, внутренний радиус перфорационной колонны rsti=4.7 см, теплофизические свойства материала колонны λst=45 Вт/м/К, ρst=7800 кг/м3, cst=450 Дж/кг/К. Предполагалось, что внутреннее пространство перфорационной колонны заполнено воздухом.FIG. 10 shows the results of modeling the radial temperature profile 20 m above the end of the string after running the string for 1000 s (time elapsed after stopping t SI = 0 s (curve 28)), the temperature profile at the start of injection (t SI = t 1 = 500 s ( curve 29)), at the end of injection (t SI = t 1 + t p = 530 s (curve 30)) and
Figure 00000025
s (curve 31). In all cases, the thermal conductivity of the surrounding rock taken equal to λ ƒ = 2 W / m / K, density and specific heat ρ ƒ = 2700 kg / m 3 and ƒ = 1000 J / kg / K, the inner radius of the perforating string r sti = 4.7 cm , thermophysical properties of the column material λ st = 45 W / m / K, ρ st = 7800 kg / m 3 , c st = 450 J / kg / K. It was assumed that the interior of the perforation string was filled with air.

На Фиг. 11 показана динамика изменения температуры на поверхности перфорационной колонны (кривая 32) и температуры флюида на расстоянии 1 мм (кривая 33) и 2 мм (кривая 34) от поверхности. Во всех случаях во время спуска колонны расчет проводился для теплопроводности пород 2 Вт/м/К, а после остановки она принималась равной 1 Вт/м/К (пунктирные кривые), 2 Вт/м/К (сплошные кривые) and 3 Вт/м/К (точки). Это соответствует усредненному влиянию свойств пород во время спуска колонны и, возможно, различным свойствам пород на разной глубине после остановки колонны.FIG. 11 shows the dynamics of temperature change at the surface of the perforation string (curve 32) and fluid temperature at a distance of 1 mm (curve 33) and 2 mm (curve 34) from the surface. In all cases, during the running of the string, the calculation was carried out for the thermal conductivity of the rocks 2 W / m / K, and after stopping it was taken equal to 1 W / m / K (dashed curves), 2 W / m / K (solid curves) and 3 W / m / K (points). This is consistent with the averaged impact of rock properties during the running of the casing and possibly different rock properties at different depths after the casing stopped.

Фиг. 11 показывает, что в течение 300÷500 с после адиабатического теста возможные вертикальные вариации тепловых свойств пород практически не влияют на измеряемую температуру. Это означает, что изменение температуры ΔT(t)=T(t)-T(t1), вызванное резким увеличением давления в скважине, должно быть одинаковым для всех датчиков, установленных на перфорационной колонне.FIG. 11 shows that within 300 ÷ 500 s after the adiabatic test, possible vertical variations in the thermal properties of rocks practically do not affect the measured temperature. This means that the temperature change ΔT (t) = T (t) -T (t 1 ), caused by a sharp increase in pressure in the well, should be the same for all sensors installed on the perforation string.

Предлагаемая динамическая in-situ калибровка может быть выполнена на разных глубинах, во время остановок спуска перфорационной колонны. Однако наиболее информативным является проведение адиабатического теста после достижения колонной наибольшей глубины - в зоне перфорации. В этом случае на результат испытания влияет именно то положение колонны относительно стенок скважины, которое будет влиять на показания датчитков и интерпретацию нестационарных температурных данных во время перфорации и последующего опробования скважины. В результате обработки динамики поведения каждого датчика при проведении адиабатического теста, для каждого датчика определяется его постоянная времени, которая будет использоваться при интерпретации результатов перфорации и опробования скважины.The proposed dynamic in-situ calibration can be performed at different depths, during shutdowns of the perforation string. However, the most informative is the adiabatic test after the column reaches its greatest depth - in the perforation zone. In this case, the test result is influenced precisely by the position of the string relative to the wellbore walls, which will affect the readings of the sensors and the interpretation of non-stationary temperature data during perforation and subsequent well testing. As a result of processing the dynamics of the behavior of each sensor during the adiabatic test, for each sensor its time constant is determined, which will be used to interpret the results of perforation and well testing.

Claims (14)

1. Способ взаимной калибровки датчиков температуры скважинного флюида, установленных на перфорационной колонне, в соответствии с которым:1. A method for inter-calibration of well fluid temperature sensors installed on a perforation string, according to which: - осуществляют спуск в скважину перфорационной колонны, состоящей из отдельных секций, путем присоединения очередной опускаемой секции к секциям перфорационной колонны, уже размещенным в скважине, и спуска колонны в скважину на длину этой секции, при этом на нижнем конце нижней секции перфорационной колонны установлены датчик давления и датчик температуры скважинного флюида, а на той части перфорационной колонны, которая соответствует положению перфорируемых продуктивных пластов, установлены датчики температуры,- a perforation string consisting of separate sections is lowered into the well by attaching the next lowered section to the perforation string sections already placed in the well and running the string into the well for the length of this section, while a pressure sensor is installed at the lower end of the lower section of the perforating string and a temperature sensor of the well fluid, and temperature sensors are installed on that part of the perforation string, which corresponds to the position of the perforated productive formations, - во время спуска перфорационной колонны осуществляют измерения температуры посредством установленных на перфорационной колонне датчиков температуры и измерения давления посредством датчика давления, установленного на нижнем конце нижней секции перфорационной колонны,- during the running of the perforation string, temperature measurements are carried out by means of temperature sensors installed on the perforation string and pressure measurement by means of a pressure sensor installed at the lower end of the lower section of the perforation string, - проводят усреднение показаний датчика давления, установленного на нижнем конце нижней секции перфорационной колонны, и получают усредненную зависимость давления от времени,- the readings of the pressure sensor installed at the lower end of the lower section of the perforation string are averaged, and the average dependence of the pressure on time is obtained, - рассчитывают среднюю скорость спуска в скважину перфорационной колонны и градиент температуры скважинного флюида по длине скважины, используя полученную усредненную зависимость давления от времени и температуру, измеренную датчиком, установленным на нижнем конце нижней секции перфорационной колонны,- calculate the average speed of the perforation string running into the well and the temperature gradient of the well fluid along the length of the well using the obtained averaged pressure versus time dependence and the temperature measured by the sensor installed at the lower end of the lower section of the perforation string, - выбирают интервал времени во время спуска в скважину перфорационной колонны, в течение которого средняя скорость спуска перфорационной колонны в скважину и градиент температуры скважинного флюида остаются постоянными,- select the time interval during running the perforating string into the well, during which the average speed of running the perforating string into the well and the temperature gradient of the well fluid remain constant, - в выбранном интервале времени сдвигают измеренные датчиками профили температур на значения температуры, пропорциональные разности времен записи, таким образом, чтобы обеспечить наилучшее совпадение всех сдвинутых профилей температуры с профилем температуры в выбранный момент времени,- in the selected time interval, the temperature profiles measured by the sensors are shifted by temperature values proportional to the difference in recording times, so as to ensure the best coincidence of all shifted temperature profiles with the temperature profile at the selected time, - вычисляют усредненные показания датчиков для сдвинутых профилей температуры,- calculate the average sensor readings for shifted temperature profiles, - используя найденные среднюю скорость спуска в скважину перфорационной колонны и градиент температуры скважинного флюида, рассчитывают установившийся градиент температуры вдоль спускаемой колонны,- using the found average speed of the perforation string running into the well and the temperature gradient of the well fluid, the steady-state temperature gradient along the running string is calculated, - выбирают датчик температуры, относительно которого будет проводиться калибровка, и строят калибровочную прямую, проходящую через выбранный датчик температуры и имеющую рассчитанный установившейся градиент температуры вдоль спускаемой колонны,- select a temperature sensor, relative to which the calibration will be carried out, and build a calibration line passing through the selected temperature sensor and having a calculated steady-state temperature gradient along the running string, - вычисляют калибровочные поправки к результатам измерения температуры датчиками температуры как отклонение вычисленных усредненных показаний датчиков от построенной калибровочной прямой и осуществляют взаимную калибровку датчиков температуры относительно выбранного датчика температуры.- Calibration corrections to the results of temperature measurement by temperature sensors are calculated as the deviation of the calculated averaged sensor readings from the constructed calibration straight line and mutual calibration of temperature sensors relative to the selected temperature sensor is performed. 2. Способ по п. 1, в соответствии с которым усреднение показаний датчика давления, установленного на нижнем конце нижней секции перфорационной колонны, осуществляют методом скользящего окна, используя в качестве скользящего окна интервал времени, соответствующий времени присоединения к перфорационной колонне 3-4 секций.2. The method according to claim 1, according to which the averaging of the readings of the pressure sensor installed at the lower end of the lower section of the perforation string is carried out by the sliding window method, using the time interval corresponding to the time of joining 3-4 sections to the perforating string as a sliding window. 3. Способ по п. 1, в соответствии с которым осуществляют кратковременную закачку флюида в скважину во время остановок в процессе спуска перфорационной колонны в скважину, для каждого датчика температуры измеряют изменение температуры и, используя измеренную динамику увеличения температуры датчиков, определяют постоянные времени каждого датчика для использования при интерпретации нестационарных температурных данных во время перфорации и опробования скважины.3. The method according to claim 1, in accordance with which short-term injection of fluid into the well is carried out during shutdowns in the process of lowering the perforation string into the well, the temperature change is measured for each temperature sensor and, using the measured dynamics of the temperature increase of the sensors, the time constants of each sensor are determined for use in interpreting non-stationary temperature data during perforation and well testing. 4. Способ по п. 1, в соответствии с которым осуществляют кратковременную закачку флюида в скважину после завершения спуска перфорационной колонны в скважину, для каждого датчика температуры измеряют изменение температуры и, используя измеренную динамику увеличения температуры датчиков, определяют постоянные времени каждого датчика, учитывающие положение колонны относительно стенок скважины, которое будет влиять на показания датчитков и интерпретацию нестационарных температурных данных во время перфорации и последующего опробования скважины.4. The method according to claim 1, in accordance with which a short-term injection of fluid into the well is carried out after the completion of lowering the perforation string into the well, the temperature change is measured for each temperature sensor and, using the measured dynamics of the temperature increase of the sensors, the time constants of each sensor are determined, taking into account the position casing against the borehole wall, which will affect the readings of the sensors and the interpretation of non-stationary temperature data during perforation and subsequent well testing.
RU2019138644A 2019-11-29 2019-11-29 Method for mutual calibration of borehole fluid temperature sensors installed on a perforating column RU2728116C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2019138644A RU2728116C1 (en) 2019-11-29 2019-11-29 Method for mutual calibration of borehole fluid temperature sensors installed on a perforating column

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2019138644A RU2728116C1 (en) 2019-11-29 2019-11-29 Method for mutual calibration of borehole fluid temperature sensors installed on a perforating column

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2728116C1 true RU2728116C1 (en) 2020-07-28

Family

ID=72085582

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2019138644A RU2728116C1 (en) 2019-11-29 2019-11-29 Method for mutual calibration of borehole fluid temperature sensors installed on a perforating column

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2728116C1 (en)

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2100595C1 (en) * 1996-04-08 1997-12-27 Институт геофизики Уральского отделения РАН Downhole thermometer
RU2235874C1 (en) * 2003-09-30 2004-09-10 Меркулов Александр Алексеевич Method for measuring pressure with calibration control during operation of perforating-explosive devices and autonomous pressure register for realization of said method
WO2010057055A2 (en) * 2008-11-13 2010-05-20 Halliburton Energy Services, Inc. Downhole instrument calibration during formation survey
RU2641628C2 (en) * 2013-07-26 2018-01-18 Хэллибертон Энерджи Сервисиз Инк. Computer program of device calibration for borehole resistivity logging
RU2660413C2 (en) * 2013-10-29 2018-07-06 Бейкер Хьюз Инкорпорейтед Device for reducing the pressure and temperature sensitivity error in highly-precise displacement optical measuring transmitters

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2100595C1 (en) * 1996-04-08 1997-12-27 Институт геофизики Уральского отделения РАН Downhole thermometer
RU2235874C1 (en) * 2003-09-30 2004-09-10 Меркулов Александр Алексеевич Method for measuring pressure with calibration control during operation of perforating-explosive devices and autonomous pressure register for realization of said method
WO2010057055A2 (en) * 2008-11-13 2010-05-20 Halliburton Energy Services, Inc. Downhole instrument calibration during formation survey
RU2641628C2 (en) * 2013-07-26 2018-01-18 Хэллибертон Энерджи Сервисиз Инк. Computer program of device calibration for borehole resistivity logging
RU2660413C2 (en) * 2013-10-29 2018-07-06 Бейкер Хьюз Инкорпорейтед Device for reducing the pressure and temperature sensitivity error in highly-precise displacement optical measuring transmitters

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US7725301B2 (en) System and method for estimating multi-phase fluid rates in a subterranean well
AU2002300917B2 (en) Method of predicting formation temperature
RU2455482C2 (en) Method of determination of fluid-movement profile and parameters of near-wellbore
US20120132417A1 (en) Systems and methods for monitoring a well
US11556612B2 (en) Predicting material distribution in a hydraulic fracturing treatment stage
US20070068672A1 (en) System and method for determining a flow profile in a deviated injection well
US20120155508A1 (en) Systems and methods for monitoring a well
Chen et al. Fluid flow and heat transfer modeling in the event of lost circulation and its application in locating loss zones
EP3585980B1 (en) A method for determining well depth
WO2011006083A1 (en) Identifying types of sensors based on sensor measurement data
RU2460878C2 (en) Method for determining profile of fluid influx and parameters of borehole environment
US20170226850A1 (en) Method for determining a thermal conductivity profile of rocks in a wellbore
US8543336B2 (en) Distributed measurement of mud temperature
Kutasov et al. A new method for determining the formation temperature from bottom-hole temperature logs
Hoang et al. Interpretation of wellbore temperatures measured using distributed temperature sensors during hydraulic fracturing
US20120323494A1 (en) Identifying types of sensors based on sensor measurement data
US8600679B2 (en) System and method to locate, monitor and quantify friction between a drillstring and a wellbore
RU2728116C1 (en) Method for mutual calibration of borehole fluid temperature sensors installed on a perforating column
EP2772610B1 (en) Method for determining the inflow profile of fluids of multilayer deposits
RU2569522C1 (en) Borehole pressure determination method
Maizeret et al. Temperature Transients Affect Reservoir–Pressure Estimation During Well Tests: Case Study and Model
Wang et al. Study on the downhole measurement method of weight on bit with a near-bit measurement tool
US11352872B2 (en) Temperature measurement correction in producing wells
RU2645692C1 (en) Method for determining profile of fluid influx in multi-pay well
Lavery et al. Determining Produced Fluid Properties for Accurate Production Profiling During a Drill Stem Test Using Thermal Imaging Technology.