СПОСОБ ИССЛЕДОВАНИЯ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ СКВАЖИНЫ Российский патент 2013 года по МПК E21B47/06 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли и может быть использовано для исследования нефтяных и газовых скважин.

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/.

Недостатком известного способа является сложность его реализации.

Техническим результатом, получаемым от внедрения изобретения, является упрощение практической реализации способа.

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.

Также проводят дополнительную двукратную регистрацию распределений температуры вдоль ствола скважины посредством термического каротажа с помощью двух идентичных термометров, для различных расстояний между ними.

Также проводят дополнительную двукратную регистрацию распределений температуры вдоль ствола скважины посредством термического каротажа, осуществляемого для различных скоростей.

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.

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.

Один из термометров может быть выполнен с возможностью его смещения вдоль каротажного кабеля 5, что позволяет изменять расстояние X между термометрами 3 и 4.

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.

Электрические связи между электронными блоками представлены на фиг.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.

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.

При этом осуществляется двукратная регистрация распределения температуры вдоль ствола скважины.

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.

Температурные аномалии, возникающие от наличия в породе пластовых неоднородностей 12, носят стационарных характер, поэтому регистрируемые термометрами 3, 4 аномалии совпадают по форме.

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).

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.

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).

На регистратор 11 подаются сигналы с одного из термометров, с коррелятора 10 и измерителя 6 глубины.

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.

Для уточнения результатов исследований термокаротаж можно проводить при различных скоростях V и различных расстояниях X между термометрами.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли и может быть использовано для исследования нефтяных и газовых скважин. Техническим результатом является устранение необходимости проведения двух измерений распределений температуры вдоль оси скважины при закачке и отборе флюида для исследования технического состояния скважин. Способ включает двукратную регистрацию распределений температуры вдоль ствола скважины посредством термического каротажа с помощью двух идентичных термометров, расположенных на определенном расстоянии друг от друга вдоль ствола скважины, и с последующим сопоставлением полученных термограмм. Сопоставление полученных термограмм осуществляют путем их корреляционной обработки, по результатам которой судят о наличии геофизических неоднородностей в пластах скважины или присутствии в ней перетоков флюида. 2 з.п. ф-лы, 3 ил.

1. Способ 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, и с последующим сопоставлением полученных термограмм, отличающийся тем, что сопоставление полученных термограмм осуществляют путем их корреляционной обработки, по результатам которой судят о наличии геофизических неоднородностей в пластах скважины или присутствия в ней перетоков флюида.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что проводят дополнительную двукратную регистрацию распределений температуры вдоль ствола скважины посредством термического каротажа с помощью двух идентичных термометров, для различных расстояний между ними.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что проводят дополнительную двукратную регистрацию распределений температуры вдоль ствола скважины посредством термического каротажа, осуществляемого для различных скоростей.