В процессе циклической интенсификации добычи высоковязкой и битумной нефти путем закачивания пара в пласт и последующего гравитационного дренажа пластовый флюид нагревается, благодаря чему повышается подвижность тяжелых сортов нефти.
Пар подается в пласт через действующую эксплуатационную скважину. Вследствие этого металлические компоненты обсадных труб и цементное кольцо скважины подвергаются воздействию высоких температур, которые достигают 300 °C.
Все операции по циклическому закачиванию водяного пара в нефтяной пласт характеризуются одной общей проблемой, а именно: выход из строя муфтовых соединений обсадных труб вследствие наведенных коаксиальных напряжений, наличие которых требуется подтвердить оперативно и с высокой степенью надежности. Для того, чтобы оптимизировать соответствующие затраты, недропользователям нужно идентифицировать проблемы, которые существуют в скважине (например, повреждения муфтовых соединений обсадных труб), без извлечения бурового инструмента или подъёма насосно-компрессорных труб из скважины.
В данном примере у недропользователя, который разрабатывает месторождения битумных нефтей в северо-восточной части провинции Альберта (Канада), возникла необходимость проверить целостность действующей эксплуатационной скважины с насосно-компрессорной трубой диаметром 73 мм, которая расположена внутри обадной хвостовика диаметром 168,3 мм с установенныами щелевыми фильтрами.