Нефтяная скважина (варианты), способ ее эксплуатации и система для нагнетания изотопных индикаторов для использования в скважине
Изобретения относятся к исследованию действующих нефтяных скважин и могут быть использованы для контроля потока текучих сред во время добычи нефти посредством управляемого нагнетания изотопных индикаторов. Система содержит устройство, расположенное вокруг части трубной конструкции скважины, препятствующее протеканию изменяющегося во времени электрического сигнала, передаваемого по этой части трубной конструкции. Также система содержит скважинное электрически управляемое устройство для нагнетания изотопных индикаторов, которое путем электрического соединения с трубной конструкцией и запитывания изменяющимся во времени электрическим сигналом получает возможность выброса материала изотопных индикаторов в упомянутую скважину. Раскрыты варианты конструкции скважины для добычи углеводородов, содержащей описанную систему, и способ эксплуатации такой скважины. Изобретения направлены на увеличение добычи нефти из пласта и повышение оперативности контроля за добычей. 4 н. и 29 з.п. ф-лы, 41 ил., 3 табл.
Данное изобретение относится к нефтяной скважине для добычи нефтепродуктов. В одном своем аспекте данное изобретение относится к системам и способам контроля потока текучих сред во время добычи нефти с помощью управляемого нагнетания материалов изотопных индикаторов, по меньшей мере, в один протекающий поток текучей среды с помощью, по меньшей мере, одной электрически управляемой скважинной системы нагнетания изотопных индикаторов нефтяной скважины.
Уровень техники
Управляемое нагнетание материалов в нефтяные скважины (точнее, нефтяные и газовые скважины) является устоявшимся способом, часто используемым для увеличения объема добычи или для анализа условий добычи.
Полезно отметить различия между типами нагнетания в зависимости от количеств нагнетаемых материалов. Большие объемы нагнетаемых материалов нагнетают в пласты для смещения пластовых текучих сред по направлению к эксплуатационным скважинам. Наиболее распространенным примером является заводнение.
В менее экстремальном случае осуществляют внутрискважинное нагнетание материалов в скважину для осуществления обработки внутри скважины. Примеры материалов, предназначенных для проведения подобных обработок, включают в себя: (1) пенообразователи для повышения эффективности насосно-компрессорной (искусственной) эксплуатации скважины; (2) растворители парафинов для предотвращения оседания твердых частиц на насосно-компрессорные трубы; и (3) поверхностно-активные вещества для улучшения характеристик текучести добываемых текучих сред. Эти типы обработки обуславливают изменение самых текучих сред в скважине. Если требуются меньшие количества нагнетаемых материалов, эти типы обработки осуществляются за счет прокладки дополнительных труб внутрь скважины от поверхности.
В еще одних приложениях требуется нагнетать еще меньшие количества материалов, таких как (1) ингибиторы коррозии для предотвращения или уменьшения коррозии оборудования скважины; (2) противоокалинные вещества для предотвращения или уменьшения образования окалины на оборудовании скважины; (3) материалы изотопных индикаторов для контроля характеристик течения в разных секциях скважины. В этих случаях требуемые количества достаточно малы, чтобы можно было подавать материалы из резервуара, находящегося внутри скважины, во избежание необходимости прокладки нагнетательных труб внутрь скважины от поверхности. Однако успешное применение способов, при которых необходимо управляемое нагнетание из резервуара, находящегося внутри скважины, требует предусматривать средства питания и связи с нагнетательным оборудованием, находящимся внутри скважины. При существующей технологии это требует использования электрических кабелей, проложенных от поверхности к нагнетательным модулям, находящимся на некоторой глубине в скважине. Такие кабели являются дорогостоящими и не вполне надежными, вследствие чего их прокладка считается нежелательной в современной технологии добычи.
Использование изотопных индикаторов для идентификации материалов и отслеживания их течения является устоявшимся способом в других отраслях промышленности, а разработка материалов изотопных индикаторов и соответствующих детекторов достигла уровня, на котором можно обнаруживать такие материалы при концентрациях до 10-10, и при этом имеются миллионы индивидуально идентифицируемых метящих частиц. Представительным ведущим поставщиком таких материалов и аппаратуры для их обнаружения является фирма Isotag LLC, Хьюстон, штат Техас.
Использование изотопных индикаторов для определения гидродинамических сеток течения распространено в огромном множестве областей исследования, например, при наблюдении биологических систем кровообращения животных и обмена веществ растений. Оно также предложено в качестве предоставляемой услуги на нефтяных месторождениях, например, как средство для анализа профилей нагнетания. Однако использование изотопных индикаторов для добычи на нефтяных месторождениях сейчас является исключением, потому что существующие способы требуют введения в ствол скважины специального оборудования, запитывание которого и управление которым осуществляют с помощью кабелей или гидравлических магистралей, проложенных в скважине от поверхности на некоторую глубину.
Цитирование всех первоисточников, упоминаемых для справок в данном описании, осуществляется со степенью полноты изложения, максимально допустимой по закону. В той степени, в которой цитирование какого-либо первоисточника, упоминаемого здесь для справок, является неполным, оно имеет целью описание предшествующего уровня техники и соответствует квалификации обычного специалиста в данной области техники.
РАСКРЫТИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Данное изобретение позволяет в основном решить вышеупомянутые задачи и удовлетворить вышеупомянутые потребности. В соответствии с одним аспектом данного изобретения предложена система для нагнетания изотопных индикаторов. Эта система для нагнетания изотопных индикаторов содержит устройство, препятствующее протеканию тока, и скважинное электрически управляемое устройство для нагнетания изотопных индикаторов. Устройство, препятствующее протеканию тока, имеет конфигурацию, обеспечивающую его концентрическое расположение вокруг части трубной конструкции скважины таким образом, что когда через эту часть трубной конструкции и по ней передается изменяющийся во времени электрический ток, между одной стороной устройства, препятствующего протеканию тока, и другой стороной устройства, препятствующего протеканию тока, создается потенциал напряжения. Скважинное электрически управляемое устройство для нагнетания изотопных индикаторов выполнено с возможностью электрического соединения с трубной конструкцией параллельно потенциалу напряжения, создаваемому устройством, препятствующим протеканию тока, с возможностью запитывания электрическим током и с возможностью выброса материала изотопных индикаторов в скважину в ответ на электрический сигнал.
В соответствии с другим аспектом настоящего изобретения упомянутое устройство, препятствующее протеканию тока, имеет кольцеобразную геометрию и содержит ферромагнитный материал.
В соответствии с другим аспектом настоящего изобретения упомянутая трубная конструкция содержит, по меньшей мере, часть эксплуатационной насосно-компрессорной трубы упомянутой скважины, а упомянутый электрический обратный проводник содержит, по меньшей мере, часть обсадной трубы упомянутой скважины.
В соответствии с другим аспектом настоящего изобретения упомянутая трубная конструкция содержит, по меньшей мере, часть обсадной трубы скважины.
В соответствии с другим аспектом настоящего изобретения упомянутое устройство для нагнетания содержит электрический двигатель и модуль связи и управления, причем упомянутый электрический двигатель электрически соединен с упомянутым модулем связи и управления и выполнен с возможностью управления посредством этого модуля.
В соответствии с другим аспектом настоящего изобретения упомянутое устройство для нагнетания содержит электрически управляемый клапан и модуль связи и управления, причем упомянутый электрически управляемый клапан электрически соединен с упомянутым модулем связи и управления и выполнен с возможностью управления посредством этого модуля..
В соответствии с другим аспектом настоящего изобретения упомянутое устройство для нагнетания содержит резервуар материалов изотопных индикаторов и форсунку для нагнетания изотопных индикаторов, причем упомянутый резервуар материалов изотопных индикаторов гидравлически сообщается с упомянутой форсункой для нагнетания изотопных индикаторов, а упомянутая форсунка для нагнетания изотопных индикаторов выполнена с возможностью выброса из упомянутого устройства для нагнетания упомянутого материала изотопных индикаторов изнутри упомянутого резервуара материалов изотопных индикаторов в ответ на электрический сигнал.
В соответствии с другим аспектом настоящего изобретения упомянутый электрический сигнал является сигналом мощности.
В соответствии с другим аспектом настоящего изобретения упомянутый электрический сигнал является сигналом связи, предназначенным для управления работой упомянутого устройства для нагнетания изотопных индикаторов.
В соответствии с другим аспектом настоящего изобретения система дополнительно содержит датчик, выполненный с возможностью обнаружения упомянутого материала изотопных индикаторов, когда упомянутый материал изотопных индикаторов проходит мимо упомянутого датчика в протекающем потоке.
В соответствии с другим аспектом настоящего изобретения система дополнительно содержит трубу, являющуюся продолжением насадка, проходящую от упомянутого устройства для нагнетания изотопных индикаторов.
В соответствии с другим аспектом настоящего изобретения предложена нефтяная скважина для добычи нефтепродуктов. Эта нефтяная скважина содержит трубную конструкцию, источник изменяющегося во времени тока, индукционный дроссель, электрически управляемое устройство для нагнетания изотопных индикаторов и электрический обратный проводник. Трубная конструкция содержит первую часть, вторую часть и электропроводную часть, проходящую в первой и второй частях и между ними. Первая и вторая части отстоят друг от друга вдоль трубной конструкции. Источник изменяющегося во времени тока электрически соединен с электропроводной частью трубной конструкции в первой части. Индукционный дроссель расположен вокруг части электропроводной части трубной конструкции во второй части. Электрически управляемое устройство для нагнетания изотопных индикаторов содержит два вывода устройства и находится во второй части. Электрический обратный проводник электрически подсоединен между электропроводной частью трубной конструкции во второй части и источником тока. Первый из выводов устройства электрически соединен с электропроводной частью трубной конструкции на соединяемой с источником стороне индукционного дросселя. Второй из выводов устройства электрически соединен с электропроводной частью трубной конструкции на соединяемой с электрическим обратным проводником стороне индукционного дросселя и/или (непосредственно) с электрическим обратным проводником.
В соответствии с другим аспектом настоящего изобретения упомянутое устройство, препятствующее протеканию тока, содержит незапитываемый индукционный дроссель, содержащий ферромагнитный материал, расположенный в непосредственной близости от участка трубной конструкции.
В соответствии с другим аспектом настоящего изобретения упомянутая трубная конструкция содержит эксплуатационную насосно-компрессорную трубу и обсадную трубу скважины, при этом упомянутый изменяющийся во времени сигнал подается, по меньшей мере, в одну из упомянутых насосно-компрессорную трубу и обсадную трубу.
В соответствии с другим аспектом настоящего изобретения упомянутое устройство для нагнетания изотопных индикаторов содержит электрически управляемый клапан.
В соответствии с другим аспектом настоящего изобретения упомянутое устройство для нагнетания изотопных индикаторов содержит электрический двигатель.
В соответствии с другим аспектом настоящего изобретения упомянутое устройство для нагнетания изотопных индикаторов содержит модем.
В соответствии с другим аспектом настоящего изобретения упомянутое устройство для нагнетания изотопных индикаторов содержит резервуар материалов изотопных индикаторов.
В соответствии с другим аспектом настоящего изобретения нефтяная скважина дополнительно содержит датчик, выполненный с возможностью обнаружения материала изотопных индикаторов.
В соответствии с другим аспектом настоящего изобретения нефтяная скважина дополнительно содержит трубу, являющуюся продолжением насадка, проходящую от упомянутого устройства для нагнетания изотопных индикаторов.
В соответствии с еще одним аспектом данного изобретения предложена скважина, которая содержит трубную конструкцию, источник изменяющегося во времени тока, индукционный дроссель, измерительный преобразователь и электрический обратный проводник. Трубная конструкция содержит первую часть, вторую часть и электропроводную часть, проходящую в первой и второй частях и между ними. Первая и вторая части отстоят друг от друга вдоль трубной конструкции. Источник изменяющегося во времени тока электрически соединен с электропроводной частью трубной конструкции в первой части. Индукционный дроссель расположен вокруг части электропроводной части трубной конструкции во второй части. Измерительный преобразователь содержит два вывода преобразователя и датчик. Измерительный преобразователь расположен во второй части и выполнен с возможностью обнаружения материала изотопных индикаторов. Электрический обратный проводник электрически подсоединен между электропроводной частью трубной конструкции во второй части и источником тока. Первый из выводов преобразователя электрически соединен с электропроводной частью трубной конструкции на соединяемой с источником стороне индукционного дросселя. Второй из выводов преобразователя электрически соединен с электропроводной частью трубной конструкции на соединяемой с электрическим обратным проводником стороне индукционного дросселя и/или (непосредственно) с электрическим обратным проводником.
В соответствии с еще одним аспектом данного изобретения предложена нефтяная скважина. Эта нефтяная скважина содержит обсадную трубу, эксплуатационную насосно-компрессорную трубу, источник изменяющегося во времени тока, скважинное устройство для нагнетания изотопных индикаторов и скважинный индукционный дроссель. Обсадная труба проходит внутри ствола скважины. Эксплуатационная насосно-компрессорная труба проходит внутри обсадной трубы. Источник изменяющегося во времени тока расположен на поверхности. Этот источник тока электрически соединен с насосно-компрессорной трубой и/или обсадной трубой и выполнен с возможностью подачи в них изменяющегося во времени тока. Скважинное устройство для нагнетания изотопных индикаторов, содержит модуль связи и управления, резервуар материала изотопных индикаторов и электрически управляемую форсунку для нагнетания изотопных индикаторов. Модуль связи и управления электрически соединен с насосно-компрессорной трубой и/или обсадной трубой. Форсунка для нагнетания изотопных индикаторов электрически соединена с модулем связи и управления. Резервуар материала изотопных индикаторов гидравлически сообщается с форсункой для нагнетания изотопных индикаторов. Скважинный индукционный дроссель расположен вокруг части насосно-компрессорной трубы и/или обсадной трубы. Индукционный дроссель выполнен с возможностью направления части электрического тока через модуль связи и управления путем создания потенциала напряжения между одной стороной индукционного дросселя и другой стороной индукционного дросселя, при этом модуль связи и управления электрически соединен параллельно упомянутому потенциалу напряжения.
В одном из аспектов настоящего изобретения нефтяная скважина содержит измерительный преобразователь, электрически соединенный, по меньшей мере, с одной из упомянутых насосно-компрессорной трубой и упомянутой обсадной трубой, причем упомянутый измерительный преобразователь содержит датчик, выполненный с возможностью обнаружения материала изотопных индикаторов в протекающем потоке упомянутой скважины.
В одном из аспектов настоящего изобретения нефтяная скважина содержит трубу, являющуюся продолжением насадка, проходящую от упомянутой форсунки для нагнетания изотопных индикаторов.
В одном из аспектов настоящего изобретения упомянутая форсунка для нагнетания изотопных индикаторов содержит электрический двигатель, шнековый механизм и насадок, причем упомянутый электрический двигатель электрически соединен с упомянутым модулем связи и управления, упомянутый шнековый механизм механически сочленен с упомянутым электрическим двигателем, упомянутый насадок проходит во внутреннее пространство упомянутой насосно-компрессорной трубы, при этом упомянутый насадок обеспечивает канал для текучей среды между упомянутым резервуаром материалов изотопных индикаторов и упомянутым внутренним пространством насосно-компрессорной трубы, а упомянутый шнековый механизм выполнен с возможностью принудительной подачи упомянутого материала изотопных индикаторов из упомянутого резервуара материалов изотопных индикаторов в упомянутое внутреннее пространство упомянутой насосно-компрессорной трубы через упомянутый насадок в ответ на вращательное движение упомянутого электрического двигателя.
В одном из аспектов настоящего изобретения упомянутый резервуар материалов изотопных индикаторов содержит заключенный в нем разделитель, который делит внутреннее пространство упомянутого резервуара материалов изотопных индикаторов на два объема, и при этом упомянутая форсунка для нагнетания изотопных индикаторов содержит электрически управляемый клапан и насадок, причем первый из упомянутых объемов внутреннего пространства резервуара содержит материал изотопных индикаторов, а второй из упомянутых объемов внутреннего пространства резервуара содержит сжатый газ, так что упомянутый газ обеспечивает приложение давления к упомянутому материалу изотопных индикаторов в упомянутом первом объеме, при этом упомянутый электрически управляемый клапан электрически соединен с упомянутым модулем связи и управления и управляется им, а упомянутый первый объем гидравлически сообщается с внутренним пространством упомянутой насосно-компрессорной трубы через упомянутый электрически управляемый клапан и через упомянутый насадок.
В одном из аспектов настоящего изобретения упомянутый резервуар материалов изотопных индикаторов содержит заключенный в нем разделитель, который делит внутреннее пространство упомянутого резервуара материалов изотопных индикаторов на два объема, и при этом упомянутая форсунка для нагнетания изотопных индикаторов содержит электрически управляемый клапан и насадок, причем первый из упомянутых объемов внутреннего пространства резервуара содержит материал изотопных индикаторов, а второй из упомянутых объемов внутреннего пространства резервуара содержит пружинный элемент, так что упомянутый пружинный элемент обеспечивает приложение давления к упомянутому материалу изотопных индикаторов в упомянутом первом объеме, при этом упомянутый электрически управляемый клапан электрически соединен с упомянутым модулем связи и управления и управляется им, а упомянутый первый объем гидравлически сообщается с внутренним пространством упомянутой насосно-компрессорной трубы через упомянутый электрически управляемый клапан и через упомянутый насадок.
В одном из аспектов настоящего изобретения упомянутое устройство, препятствующее протеканию тока, содержит незапитываемый индукционный дроссель, содержащий ферромагнитный материал.
В одном из аспектов настоящего изобретения упомянутое устройство, препятствующее протеканию тока, дополнительно содержит датчик, причем упомянутый датчик электрически соединен с упомянутым модулем связи и управления, и упомянутый датчик выполнен с возможностью обнаружения материала изотопных индикаторов.
В одном из. аспектов настоящего изобретения упомянутый модуль связи и управления содержит модем.
В соответствии с дополнительным аспектом данного изобретения, предложен способ добычи нефтепродуктов из нефтяной скважины. Этот способ включает в себя этапы, на которых (i) устанавливают трубную конструкцию, проходящую внутри ствола скважины, (ii) устанавливают скважинную систему для нагнетания изотопных индикаторов для скважины, содержащую индукционный дроссель и электрически управляемое устройство для нагнетания изотопных индикаторов, причем индукционный дроссель расположен внутри скважины вокруг трубной конструкции таким образом, что, когда через трубную конструкцию передается изменяющийся во времени электрический ток, между одной стороной индукционного дросселя и другой стороной индукционного дросселя создается потенциал напряжения, при этом электрически управляемое устройство для нагнетания изотопных индикаторов расположено внутри скважины, и это устройство для нагнетания электрически соединено с трубной конструкцией параллельно потенциалу напряжения, создаваемому индукционным дросселем, таким образом, что обеспечивается возможность запитывания устройства для нагнетания электрическим током, и это устройство для нагнетания выполнено с возможностью выброса материала изотопных индикаторов в скважину в ответ на электрический сигнал, и (iii) осуществляют управляемое нагнетание материала изотопных индикаторов в протекающий поток внутри скважины с помощью устройства для нагнетания изотопных индикаторов во время добычи. Способ может дополнительно включать в себя этапы, на которых (iv) устанавливают внутри скважины скважинный измерительный преобразователь, который электрически соединяют с трубной конструкцией и который можно запитывать электрическим током, (v) контролируют протекающий поток в месте, находящемся ниже по течению от устройства для нагнетания изотопных индикаторов, (vi) обнаруживают материал изотопных индикаторов внутри протекающего потока с помощью измерительного преобразователя, и (vii) оказывают на протекающий поток воздействие, желательное в целях обработки или увеличения объема добычи.
В соответствии с дополнительным аспектом данного изобретения предложен способ нагнетания текучих сред в пласт посредством скважины. Этот способ включает в себя этапы, на которых (i) устанавливают трубную конструкцию, проходящую внутри ствола скважины, (ii) устанавливают скважинную систему измерительного преобразователя для скважины, содержащую индукционный дроссель и измерительный преобразователь, причем индукционный дроссель расположен внутри скважины вокруг трубной конструкции таким образом, что когда через трубную конструкцию передается изменяющийся во времени электрический ток, между одной стороной индукционного дросселя и другой стороной индукционного дросселя создается потенциал напряжения, при этом измерительный преобразователь расположен внутри ствола скважины, причем этот измерительный преобразователь электрически соединен с трубной конструкцией параллельно потенциалу напряжения, создаваемому индукционным дросселем, таким образом, что обеспечивается возможность запитывания измерительного преобразователя электрическим током, и этот измерительный преобразователь содержит датчик, выполненный с возможностью обнаружения материала изотопных индикаторов, и (iii) обнаруживают материал изотопных индикаторов внутри протекающего потока с помощью измерительного преобразователя во время операции нагнетания текучей среды. Способ может дополнительно включать в себя этапы, на которых (iv) устанавливают на поверхности устройства для нагнетания изотопных индикаторов для скважины, (v) нагнетают упомянутый материал изотопных индикаторов в упомянутый протекающий поток, поступающий в упомянутую скважину, с помощью упомянутого устройства для нагнетания изотопных индикаторов.
В одном из аспектов настоящего изобретения указанный способ дополнительно включает в себя этапы, на которых контролируют протекающий поток в месте, удаленном от упомянутого устройства для нагнетания изотопных индикаторов, и обнаруживают упомянутый материал изотопных индикаторов внутри упомянутого протекающего потока.
В одном из аспектов настоящего изобретения указанный способ дополнительно содержит этап, на котором передают данные, соответствующие упомянутым этапам обнаружения, в компьютерную систему, расположенную на поверхности, через упомянутую трубную конструкцию.
В одном из аспектов настоящего изобретения указанный способ дополнительно содержит этап, на котором
размещают резервуар материала изотопного индикатора в
нагнетают упомянутый материал изотопных индикаторов в боковое ответвление, отходящее от главного ствола скважины, через капиллярную трубу, проходящую в это боковое ответвление.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
Другие задачи и преимущества изобретения станут очевидными по прочтении нижеследующего подробного описания изобретения, приводимого со ссылками на прилагаемые чертежи, где
на фиг.1 показано условное изображение нефтяной эксплуатационной скважины в соответствии с предпочтительным конкретным вариантом осуществления данного изобретения,
на фиг.2А показано условное изображение верхней части нефтяной скважины в соответствии с другим предпочтительным конкретным вариантом осуществления данного изобретения,
на фиг.2В показано условное изображение верхней части нефтяной скважины в соответствии с еще одним предпочтительным конкретным вариантом осуществления данного изобретения,
на фиг.3 показано увеличенное изображение части внутреннего пространства скважины, представленной на фиг.1,
на фиг.4 показана упрощенная электрическая схема электрической цепи, образуемой скважиной, представленной на фиг.1,
на фиг.5А-5D показаны условные изображения конкретных вариантов осуществления резервуара изотопных индикаторов и форсунки для нагнетания изотопных индикаторов скважинного электрически управляемого устройства для нагнетания изотопных индикаторов в соответствии с данным изобретением,
на фиг.6 показано условное изображение измерительного преобразователя в нефтяной скважине в соответствии с данным изобретением,
на фиг.7А-7Е показаны условные изображения профилей равномерного притока и нагнетания для различных конфигураций скважины,
на фиг.8 показан график, иллюстрирующий линии течения текучих сред в круглой трубе с ламинарным потоком в случае, когда текучие среды попадают в трубу равномерно у ее стенки и проходят вдоль длины трубы,
на фиг.9А-9J показаны упрощенные условные изображения, иллюстрирующие возможные различные конфигурации размещения устройства для нагнетания изотопных индикаторов и измерительного преобразователя во множестве конфигураций скважин,
на фиг.10 показан график зависимости нормализованного времени прибытия, откладываемого по ординате, от нормализованной глубины, откладываемой по абсциссе, при моделировании притока с использованием 100 зон притока,
на фиг.11 показан график зависимости нормализованного времени прибытия, откладываемого по ординате, от нормализованной глубины, откладываемой по абсциссе, при моделировании притока с использованием 1000 зон притока,
на фиг.12 определен профиль приемистости иллюстративной нагнетательной скважины, полученный путем построения графика зависимости профиля приемистости, откладываемого по ординате, от глубины, откладываемой по абсциссе,
на фиг.13 показан график времени прохождения изотопного индикатора в пересчете на единицу длины иллюстративной нагнетательной скважины, определенной посредством фиг.12, путем изображения зависимости времени прохождения, откладываемого по ординате, от глубины, откладываемой по абсциссе,
на фиг.14 показан график времени поступления изотопного индикатора в иллюстративной нагнетательной скважине, определенной посредством фиг.12, путем изображения зависимости времени поступления, откладываемого по ординате, от глубины, откладываемой по абсциссе,
на фиг.15 проведено сравнение зависимости расчетного и действительного темпов нагнетания от глубины в иллюстративной нагнетательной скважине, определенной посредством фиг.12, путем построения графика зависимости темпа нагнетания, откладываемого по ординате, от глубины, откладываемой по абсциссе,
на. фиг.16 четыре иллюстративных случая производительных скважин определены посредством построения графика зависимости накапливаемого притока, откладываемого по ординате, от глубины, откладываемой по абсциссе,
на фиг.17 показан график зависимости откладываемого по ординате нормализованного времени прибытия нагнетаемого изотопного индикатора от глубины для четырех иллюстративных случаев эксплуатационных скважин, определенных на фиг.16,
на фиг.18 показан график зависимости откладываемого по ординате нормализованного времени прибытия нагнетаемого изотопного индикатора, применительно к случаю равномерных темпов нагнетания, от глубины для четырех иллюстративных случаев эксплуатационных скважин, определенных на фиг.16,
на фиг.19 показан график зависимости относительной концентрации импульсов нагнетаемого изотопного индикатора, откладываемой по ординате, от времени прибытия, откладываемого по абсциссе, для случая равномерного притока на эксплуатационном интервале,
на фиг.20 показан график зависимости относительной концентрации импульсов нагнетаемого изотопного индикатора, откладываемой по ординате, от времени прибытия, откладываемого по абсциссе, для первого иллюстративного случая неравномерного притока на эксплуатационном интервале,
на фиг.21 показан график зависимости относительной концентрации импульсов нагнетаемого изотопного индикатора, откладываемой по ординате, от времени прибытия, откладываемого по абсциссе, для второго иллюстративного случая неравномерного притока на эксплуатационном интервале,
на фиг.22 показан график зависимости относительной концентрации импульсов нагнетаемого изотопного индикатора, откладываемой по ординате, от времени прибытия, откладываемого по абсциссе, для третьего иллюстративного случая неравномерного притока на эксплуатационном интервале,
на фиг.23 показан график зависимости накапливаемого перепада давления вдоль насосно-компрессорной трубы, откладываемого по ординате, от расстояния вдоль горизонтальной скважины, откладываемого по абсциссе, для различных иллюстративных случаев разностей между пластовым давлением и давлением на дне скважины, характерным в горизонтальных скважинах, законченных бурением, и
на фиг.24 показан график зависимости относительного перепада давления вдоль насосно-компрессорной трубы, откладываемого по ординате, от расстояния вдоль горизонтальной скважины, откладываемого по абсциссе, для различных иллюстративных случаев разностей между пластовым давлением и давлением на дне скважины, характерным для горизонтальной скважины, законченной бурением.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Теперь предпочтительные конкретные варианты осуществления данного изобретения будут описаны со ссылками на чертежи, где одинаковые позиции используются для обозначения одинаковых элементов на всех различных изображениях. Чертежи не обязательно изображены в масштабе, и в некоторых случаях, когда это необходимо лишь в целях иллюстрации, чертежи изображены в чрезмерно большом масштабе и/или упрощены в некоторых местах. Для обычного специалиста в данной области техники будут очевидны многочисленные возможные приложения и варианты данного изобретения, основанные на нижеследующих примерах возможных конкретных вариантов осуществления данного изобретения, а также основанные на тех конкретных вариантах осуществления, которые проиллюстрированы и проанализированы в "Родственных заявках", упоминаемых здесь для справок со степенью полноты изложения, максимально допустимой по закону.
В том смысле, в каком о ней идет речь в данной заявке, "трубная конструкция" может быть одной единственной трубой, колонной труб, обсадной трубой скважины, группой взаимно соединенных труб, штанг, рельсов, ферм, решеток, опор, ответвлением бокового продолжения скважины, сетью взаимно соединенных труб или других аналогичных конструкций, известных обычному специалисту в данной области техники. Предпочтительный конкретный вариант осуществления предусматривает использование изобретения применительно к нефтяной скважине, в которой трубная конструкция содержит колонны полых металлических электропроводных подающих труб или насосно-компрессорных труб, но изобретение этим не ограничивается. Для данного изобретения, по меньшей мере, часть трубной конструкции должна быть электропроводной, причем такой электропроводной частью может быть вся трубная конструкция (например, стальные трубы, медные трубы) или продольно проходящая электропроводная часть, объединенная с продольно проходящей неэлектропроводной частью. Иными словами, электропроводная трубная конструкция - это конструкция, которая обеспечивает электропроводный тракт от первой части, где электрически подсоединен источник питания, ко второй части, где электрически подсоединено какое-либо устройство и/или обратный электрический проводник. Трубная конструкция в типичном варианте будет представлять собой обычную круглую металлическую насосно-компрессорную трубу, но геометрия поперечного сечения трубной конструкции или любой ее части может изменяться по форме (которая может быть, например, круглой, прямоугольной квадратной, овальной) и размеру (например, по длине, диаметру, толщине стенки) вдоль любой части трубной конструкции. Следовательно, трубная конструкция должна иметь электропроводную часть, проходящую от первой части трубной конструкции ко второй части трубной конструкции, причем первая часть отстоит от второй части вдоль трубной конструкции.
В том смысле, в каком они употребляются в данном описании, каждый из терминов "первая часть" и "вторая часть" определен, в основном, для того, чтобы дать название части, секции или области трубной конструкции, которая может проходить или не проходить вдоль трубной конструкции, которая может быть расположена в любом выбранном месте вдоль трубной конструкции и которая может охватывать или не охватывать ближайшие концы трубной конструкции.
Термин "модем" употребляется в данном описании, в основном для обозначения любого устройства связи, предназначенного для передачи и/или приема электрических сигналов связи через электрический проводник (например, металл). Поэтому в том смысле, в каком он употребляется в данном описании, термин "модем" не сводится к акрониму терминов "модулятор" (устройство, которое преобразует речевой или информационный сигнал в некоторую форму, в которой его можно передавать) и "демодулятор" (устройство, которое принимает исходный сигнал после его модуляции высокочастотной несущей). Кроме того, в том смысле, в каком он употребляется в данном описании, термин "модем" не сводится к обычным компьютерным модемам, которые преобразуют цифровые сигналы в аналоговые сигналы и наоборот (например, для посылки цифровых информационных сигналов через аналоговую коммутируемую телефонную сеть общего пользования). Например, если датчик выдает сигналы в аналоговом формате, то может понадобиться лишь модуляция таких измерений (например, модуляция с расширением спектра) и передача, следовательно, аналого-цифровое преобразование не понадобится. В качестве еще одного примера отметим, что транслирующему и/или подчиненному модему или устройству связи может понадобиться лишь идентификация, фильтрация, усиление и/или ретрансляция принимаемого сигнала.
В том смысле, в каком он употребляется в данном описании, термин "клапан", в основном, относится к любому устройству, которое функционирует для регулирования потока текучей среды. Примеры клапанов включают в себя, но не в ограничительном смысле, газлифтные клапаны сильфонного типа и управляемые газлифтные клапаны, каждый из которых можно использовать для регулирования потока газа, поднимающегося в колонну труб скважины. Особенности внутренней и/или внешней обработки клапанов могут изменяться в широких пределах, и в данной заявке не предусматривается ограничение описываемых клапанов какой-либо конкретной конфигурацией, а оговаривается лишь то, что клапан функционирует для регулирования потока. Некоторые из различных типов механизмов регулирования потока включают в себя, но не в ограничительном смысле, конфигурации шаровых клапанов, конфигурации игольчатых клапанов, конфигурации запорных клапанов и конфигурации клеточных клапанов. Способы установки клапанов, рассматриваемые в данной заявке, могут изменяться в широких пределах.
В том смысле, в каком он употребляется в данном описании, термин "электрически управляемый клапан", в основном, обозначает "клапан" (в том смысле, в каком он определен в предыдущем абзаце), который можно открывать, закрывать, регулировать, подвергать изменению или непрерывному дросселированию в ответ на электрический управляющий сигнал (например, сигнал из компьютера, находящегося на поверхности, или из скважинного электрического управляющего модуля). Механизм, который на самом деле изменяет положение клапана, может содержать, но не в ограничительном смысле: электрический двигатель; электрический сервомеханизм; электрический переключатель; гидравлический исполнительный механизм, управляемый, по меньшей мере, одним электрическим сервомеханизмом, электрическим двигателем, электрическим переключателем, электрическим соленоидом или их комбинациями; пневматический исполнительный механизм, управляемый, по меньшей мере, одним электрическим сервомеханизмом, электрическим двигателем, электрическим переключателем, электрическим соленоидом или их комбинациями; или устройство, смещаемое пружиной, в комбинации, по меньшей мере, с одним электрическим сервомеханизмом, электрическим двигателем, электрическим переключателем, электрическим соленоидом или их комбинациями. "Электрически управляемый клапан" может включать или не включать в себя датчик обратной связи по положению для обеспечения сигнала обратной связи, соответствующего фактическому положению клапана.
В том смысле, в котором он употребляется в данном описании, термин "датчик" относится к любому устройству, которое обнаруживает, определяет, контролирует, регистрирует или иным образом воспринимает абсолютное значение изменения физической величины. В том смысле, в каком он охарактеризован в данном описании, датчик можно использовать для измерения физических величин, включая, но не в ограничительном смысле: температуру, давление (как абсолютное, так и дифференциальное, т.е. разность давлений), расход, сейсмические данные, акустические данные, уровень рН, уровни солености, положения клапанов, объем или почти все остальные физические данные. В том смысле, в каком он охарактеризован в данном описании, датчик также можно использовать для обнаружения присутствия или концентрации материала изотопных индикаторов внутри протекающего потока.
В том смысле, в каком оно употребляется в данном описании, выражение "на поверхности" относится к месту, которое находится выше уровня примерно пятидесяти футов глубины в недрах Земли. Иными словами, выражение "на поверхности" не обязательно означает нахождение на грунте на уровне его поверхности, а употребляется в данном описании в более широком смысле, обозначая то место, к которому зачастую имеется простой или удобный доступ в стволе скважины, где могут работать люди. Например, место "на поверхности" может быть на столе в рабочей мастерской, которая находится на настиле платформы скважины, это место может быть на дне океана или дне озера, оно может быть на платформе установки для бурения глубоководных нефтяных скважин или оно может быть на 100-м этаже здания. Кроме того, термин "находящийся на поверхности" ("находящаяся на поверхности") может употребляться в данном описании как группа прилагательного в грамматической функции определения для обозначения местоположения конструктивного элемента или области, который (которая) находится "на поверхности". Например, компьютер, "находящийся на поверхности" будет компьютером, расположенным "на поверхности".
В том смысле, в котором он употребляется в данном описании, термин "внутри скважины" обозначает место или положение ниже уровня примерно пятидесяти футов глубины в недрах Земли. Иными словами, термин "внутри скважины" употребляется в данном описании в широком смысле, обозначая то место, к которому зачастую нет простого или удобного доступа из ствола скважины, где могут работать люди. Например, применительно к нефтяной скважине место "внутри скважины" часто находится в подповерхностной нефтеносной эксплуатационной зоне, безотносительно того, в каком направлении - вертикальном, горизонтальном, поперечном, или под промежуточным углом между упомянутыми направлениями - возможен доступ в эту эксплуатационную зону. Кроме того, термин "скважинный" ("находящийся внутри скважины") может употребляться в данном описании как прилагательное или группа прилагательного в грамматической функции определения для обозначения местоположения конструктивного элемента или области. Например, "скважинное" устройство в скважине будет устройством, "находящимся внутри скважины", в противоположность устройству, расположенному "на поверхности".
В том смысле, в каком он употребляется здесь, термин "беспроводная" означает отсутствие обычного проводника с изолированной жилой, например идущего от скважинного устройства на поверхность. Насосно-компрессорная труба и/или обсадная труба, используемая в качестве проводника, считается "беспроводной".
Аналогичным образом, в соответствии с терминологией, общепринятой в области нефтедобычи, описательные термины "верхний", "нижний", "вверх по стволу скважины" и "вниз по стволу скважины" являются относительными и определяют расстояние вдоль глубины ствола от поверхности, которое в наклонных или горизонтальных скважинах может соответствовать или не соответствовать вертикальному возвышению, измеренному относительно условно принятого нулевого уровня (нуля высот).
На фиг.1 показано условное изображение нефтяной эксплуатационной скважины 20 в соответствии с предпочтительным конкретным вариантом осуществления данного изобретения. Скважина 20 имеет вертикальную секцию 22 и боковую секцию 26. Скважина имеет обсадную трубу 30, проходящую внутри ствола скважины через пласт 32, а внутри обсадной трубы скважины проходит эксплуатационная насосно-компрессорная труба для транспортировки текучих сред изнутри скважины на поверхность во время добычи. В рассматриваемом случае нефтяная эксплуатационная скважина 20, показанная на фиг.1, по своей конструкции аналогична существующим скважинам, но включает в себя данное изобретение.
Вертикальная секция 22 в этом конкретном варианте осуществления включает в себя газлифтный клапан 42 и верхний пакер 44 для обеспечения искусственного подъема текучих сред внутри насосно-компрессорной трубы 40. Однако в альтернативном варианте возможны другие способы обеспечения искусственного подъема, представляющие собой другие возможные конкретные варианты осуществления (например, перекачивание вставными штанговыми насосами). Кроме того, можно вносить дополнительные изменения в вертикальную секцию 22 для создания многих других возможных конкретных вариантов осуществления. Например, в своей усовершенствованной форме вертикальная часть 22 может включать в себя один или несколько электрически управляемых газлифтных клапанов, один или несколько дополнительных индукционных дросселей и/или один или несколько управляемых пакеров, содержащих электрически управляемые клапаны пакеров, которые дополнительно описаны в "Родственных заявках".
Боковая секция 26 скважины 20 проходит через нефтяную эксплуатационную зону 48 (например, нефтеносную зону) пласта 32. Обсадная труба 30 в боковой секции 26 внедрена в эксплуатационную зону 48 для обеспечения протекания текучих сред из эксплуатационной зоны 48 в обсадную, трубу. На фиг.1 показана лишь одна боковая секция 26, но скважина 20 может иметь много боковых ответвлений. Конфигурация скважины обычно зависит, по меньшей мере - частично, от расположения эксплуатационных зон для заданного пласта.
Часть насосно-компрессорной трубы 40 проходит в боковую секцию 26 и оканчивается закрытым концом 52 после прохождения эксплуатационной зоны 48. Положение конца 52 насосно-компрессорной трубы внутри обсадной трубы 30 поддерживается боковым пакером 54, который является обычным пакером. Насосно-компрессорная труба 40 имеет перфорированную секцию 56 в эксплуатационной зоне 48 для притока текучей среды из эксплуатационной зоны 48. В других конкретных вариантах осуществления (не показаны) насосно-компрессорная труба 40 может проходить за пределы эксплуатационной зоны 48 (например, в другие эксплуатационные зоны) или насосно-компрессорная труба 40 может оканчиваться открытым концом для впуска текучей среды.
На насосно-компрессорной трубе 40 внутри боковой секции 26 находится последовательно соединенное с этой трубой электрически управляемое скважинное устройство 60 для нагнетания изотопных индикаторов, которое представляет собой часть узла эксплуатационной насосно-компрессорной трубы. Это устройство для нагнетания расположено выше по течению от эксплуатационной зоны 48 и около вертикальной секции для простоты установки. Однако в некоторых конкретных вариантах осуществления устройство 60 для нагнетания может быть размещено внутри боковой секции дальше в ее продольном направлении. Преимущество установки устройства 60 для нагнетания близко к впускному рукаву 56 насосно-компрессорной трубы, находящемуся в эксплуатационной зоне 48, заключается в том, что это место является желательным для нагнетания материала изотопных индикаторов. А если устройство для нагнетания расположено далеко относительно впускного рукава 56 насосно-компрессорной трубы, как показано на фиг.1, материал изотопных индикаторов можно нагнетать во впускной рукав 56 насосно-компрессорной трубы в эксплуатационной зоне 48 с помощью трубы 70, являющейся продолжением насадка. Таким образом, труба 70, являющаяся продолжением насадка, обеспечивает канал для нагнетания материала изотопных индикаторов в протекающий поток в некотором месте, удаленном от устройства 60 для нагнетания. Обеспечение выброса материала изотопных индикаторов в некотором месте, удаленном (например, находящемся выше по течению) от устройства 60 для нагнетания, посредством трубы 70, являющейся продолжением насадка, позволяет устанавливать датчик, предназначенный для обнаружения материала изотопных индикаторов, на устройстве 60 для нагнетания или внутри этого устройства. (Такой датчик 108 показан на фиг.3). В других возможных конкретных вариантах осуществления устройство 60 для нагнетания может быть выполнено с возможностью управляемого нагнетания материала изотопных индикаторов в некотором месте снаружи насосно-компрессорной трубы 40 (например, непосредственно в эксплуатационной зоне 48 или в кольцевом пространстве 62 внутри обсадной трубы 30). Следовательно, электрически управляемое скважинное устройство 60 для нагнетания изотопных индикаторов может находиться в любом месте внутри скважины и может быть размещено в скважине там, где это необходимо.
Разные конструктивные элементы, находящиеся в скважине 20, образуют электрическую цепь. Мощность для электрических компонентов устройства 60 для нагнетания передают с поверхности по насосно-компрессорной трубе 40 и обсадной трубе 30 как по электрическим проводникам. Следовательно, в предпочтительном конкретном варианте осуществления насосно-компрессорная труба 40 действует как трубная конструкция, а обсадная труба 30 действует как электрический обратный проводник, образуя электрическую цепь в скважине 20. Кроме того, насосно-компрессорная труба 40 и обсадная труба 30 используются как электрические проводники для передачи сигналов связи между поверхностью (например, компьютерной системой 64, находящейся на поверхности) и скважинными электрическими компонентами, находящимися внутри электрически управляемого скважинного устройства 60 для нагнетания изотопных индикаторов.
На фиг.1 показано, что компьютерная система 64, находящаяся на поверхности, содержит задающий модем 66 и источник 68 изменяющегося во времени тока. Но, как будет ясно обычному специалисту в данной области техники, оборудование, находящееся на поверхности, может быть и другим. Первый вывод 71 компьютера компьютерной системы 64, находящейся на поверхности, электрически соединен с насосно-компрессорной трубой 40 на поверхности и подает изменяющийся во времени электрический ток на в эту насосно-компрессорную трубу 40, когда нужно передать мощность на скважинные устройства и/или осуществить связь с ними. Источник 68 тока вырабатывает электрический ток, который обеспечивает запитывание скважинных устройств и передачу к ним сигналов связи. Изменяющийся во времени электрический ток предпочтительно является переменным током (ПерТ), но может быть и изменяющимся постоянным током (ПостТ). Сигналы связи могут быть сформированы задающим модемом 66 и могут быть "вставлены" в ток, вырабатываемый источником 68. В предпочтительном варианте сигнал связи является сигналом с расширенным спектром, но в качестве альтернативы можно использовать и другие формы модуляции или предварительного искажения.
Вокруг насосно-компрессорной трубы в вертикальной секции 22 ниже того места, где от этой вертикальной секции отходит боковая секция 26, расположен первый индукционный дроссель 74. Вокруг насосно-компрессорной трубы 40 внутри боковой секции 26 вблизи устройства 60 для нагнетания расположен второй индукционный дроссель 90. Индукционные дроссели 74 и 90 содержат ферромагнитный материал и не запитываются. Поскольку дроссели 74 и 90 расположены вокруг насосно-компрессорной трубы 40, каждый дроссель действует как большой индуктор на переменный ток в цепи скважины, образованной насосно-компрессорной трубой 40 и обсадной трубой 30. Как подробнее описано в "Родственных заявках", работа дросселей 74 и 90 основана на их размерах (массе), геометрии и магнитных свойствах.
В устье скважины введена изоляционная соединительная муфта 76 насосно-компрессорной трубы для электрической изоляции насосно-компрессорной трубы 40 от обсадной трубы 30. Первый вывод 71 компьютера от источника 68 тока проходит через изоляционное уплотнение 77 в подвесной головке 88 и электрически соединен с насосно-компрессорной трубой 40 ниже изоляционной соединительной муфты 76 насосно-компрессорной трубы. Второй вывод 72 компьютера компьютерной системы 64, находящейся на поверхности, электрически соединен с обсадной трубой 30 на поверхности. Поэтому изоляторы 79 соединительной муфты 76 насосно-компрессорной трубы предотвращают короткое замыкание между насосно-компрессорной трубой 40 и обсадной трубой 30 на поверхности. В качестве альтернативы (или в дополнение к) изоляционной соединительной муфте 76 насосно-компрессорной трубы можно расположить третий индукционный дроссель (см. фиг.2А) вокруг насосно-компрессорной трубы выше места электрического соединения первого вывода 71 компьютера с насосно-компрессорной трубой и/или можно сделать подвесную головку 88 изоляционной подвесной головкой 276 (см. фиг.2В), имеющей изоляторы 277 для электрической изоляции насосно-компрессорной трубы 40 от обсадной трубы 30.
Боковой пакер 54 на конце 52 насосно-компрессорной трубы внутри боковой секции 26 обеспечивает электрическое соединение между насосно-компрессорной трубой 40 и обсадной трубой 30 внутри скважины вне второго дросселя 90. Нижний пакер 79 в вертикальной секции 22, который также является обычным пакером, обеспечивает электрическое соединение между насосно-компрессорной трубой 40 и обсадной трубой 30 ниже первого индукционного дросселя 74. Верхний пакер 44 вертикальной секции 22 имеет электрический изолятор 79 для предотвращения электрического короткого замыкания между насосно-компрессорной трубой 40 и обсадной трубой 30 в верхнем пакере. Кроме того, при необходимости, по всей скважине 20 можно вставить различные центраторы (не показаны), имеющие электрические изоляторы, для предотвращения коротких замыканий между насосно-компрессорной трубой 40 и обсадной трубой 30. Такую электрическую изоляцию верхнего пакера 44 или центратор можно реализовать многими путями, очевидными для обычного специалиста в данной области техники. Верхний и нижний пакеры 44, 78 обеспечивают гидравлическую изоляцию между главным стволом скважины в вертикальной секции 22 и боковым стволом скважины в боковой секции 26.
На фиг.3 представлено увеличенное изображение, показывающее часть боковой секции 26, представленной на фиг.1, с находящимся внутри этой секции электрически управляемым скважинным устройством 60 для нагнетания изотопных индикаторов. Устройство 60 для нагнетания содержит модуль 80 связи и управления, резервуар 82 материалов изотопных индикаторов, электрически управляемую форсунку 84 для нагнетания изотопных индикаторов и датчик 108. В предпочтительном варианте для простоты манипуляций и установки, а также для защиты конструктивных элементов от окружающей среды, конструктивные элементы электрически управляемого скважинного устройства 60 для нагнетания изотопных индикаторов все вместе содержатся в виде одного модуля в одной герметизированной штанге 86 насосно-компрессорной трубы. Однако в других конкретных вариантах осуществления данного изобретения конструктивные элементы электрически управляемого скважинного устройства 60 для нагнетания изотопных индикаторов могут быть разделены (т.е. могут находиться не в штанге 86 насосно-компрессорной трубы) или могут быть объединены в других комбинациях. Первый вывод 91 устройства, имеющийся в устройстве 60 для нагнетания, электрически подсоединен между насосно-компрессорной трубой 40 на соединяемой с источником стороне 94 второго индукционного дросселя 90 и модулем 80 связи и управления. Второй вывод 92 устройства, имеющийся в устройстве 60 для нагнетания, электрически подсоединен между насосно-компрессорной трубой 40 на соединяемой с электрическим обратным проводником стороне 96 второго индукционного дросселя 90 и модулем 80 связи и управления. Хотя боковой пакер 54 обеспечивает электрическое соединение между насосно-компрессорной трубой 40 на соединяемой с электрическим обратным проводником стороне 96 второго индукционного дросселя 90 и обсадной трубой 30, это электрическое соединение между насосно-компрессорной трубой 40 и обсадной трубой 30 скважины также можно реализовать многими способами, причем в "Родственных заявках" можно обнаружить некоторые из них, включая, но не в ограничительном смысле, использование: другого пакера (обычного или управляемого); электропроводного центратора; электропроводной текучей среды в кольцевом пространстве между насосно-компрессорной трубой и обсадной трубой скважины; или любую их комбинацию.
На фиг.4 показана упрощенная электрическая схема электрической цепи, образуемой скважиной 20, представленной на фиг.1. Обращаясь к фиг.1 и 4, отмечаем, что во время работы осуществляют передачу мощности и сигналов связи в насосно-компрессорную трубу на поверхности посредством первого вывода 71 компьютера в месте, расположенном ниже изоляционной соединительной муфты 76 насосно-компрессорной трубы. Изменяющийся во времени ток не может протекать из насосно-компрессорной трубы 40 в обсадную трубу 30 через подвесную головку 88 из-за наличия изоляторов 79 изоляционной соединительной муфты 76 насосно-компрессорной трубы. Вместе с тем, изменяющийся во времени ток свободно протекает по насосно-компрессорной трубе 40 до тех пор, пока не достигает индукционных дросселей 74 и 90. Первый индукционный дроссель 74 обеспечивает большую индуктивность, которая препятствует протеканию большей части тока по насосно-компрессорной трубе 40 в первом индукционном дросселе. Точно так же второй индукционный дроссель 90 обеспечивает большую индуктивность, которая препятствует протеканию большей части тока по насосно-компрессорной трубе 40 во втором индукционном дросселе. Из-за наличия индукционных дросселей 74 и 90, между насосно-компрессорной трубой 40 и обсадной трубой 30 создается потенциал напряжения. Потенциал напряжения также создается между насосно-компрессорной трубой 40 на соединяемой с источником стороне 94 второго индукционного дросселя 90 и насосно-компрессорной трубой 40 на соединяемой с обратным электрическим проводником стороне 96 второго индукционного дросселя 90. Поскольку модуль 80 связи и управления электрически соединен параллельно потенциалу напряжения, большинство тока, подаваемого в насосно-компрессорную трубу 40, не теряющееся при протекании, направляется через модуль 80 связи и управления, который распределяет и/или декодирует сигналы мощности и/или связи, предназначенные для устройства 60 для нагнетания. Пройдя через устройство 60 для нагнетания, ток возвращается в компьютерную систему 64, находящуюся на поверхности, через боковой пакер 54 и обсадную трубу 30. Когда ток является переменным током, при только что описанном протекании тока также будет происходить изменение направления протекания по скважине 20 на том же самом пути.
В "Родственных заявках" описаны другие альтернативные методы создания электрической цепи с использованием трубной конструкции скважины и, по меньшей мере, одного индукционного дросселя, причем многие из этих методов можно применять совместно с данным изобретением для передачи мощности и сигналов связи в электрически запитываемые скважинные устройства, а также для создания других конкретных вариантов осуществления данного изобретения.
Снова обращаясь к фиг.3, отмечаем, что модуль 80 связи и управления содержит индивидуально адресуемый модем 100, цепи 102 поддержания мощности, управляющий интерфейс 104 и интерфейс 106 датчиков. Поскольку модем 100 скважинного устройства 60 для нагнетания является индивидуально адресуемым, можно устанавливать более одного подобного скважинного устройства и эксплуатировать это устройство независимо от других.
На фиг.3 показано, что электрически управляемая форсунка 84 для нагнетания изотопных индикаторов электрически соединена с модулем 80 связи и управления и поэтому получает мощность и сигналы связи от компьютерной системы 64, находящейся на поверхности, через модуль 80 связи и управления. Резервуар 82 материалов изотопных индикаторов гидравлически сообщается с форсункой 84 для нагнетания изотопных индикаторов. Резервуар 82 материалов изотопных индикаторов является независимым резервуаром, который обеспечивает хранение и подачу материалов изотопных индикаторов с целью их нагнетания в протекающий поток посредством форсунки 84 для нагнетания изотопных индикаторов. В показанный на фиг.3 резервуар 82 материалов изотопных индикаторов не осуществляется подача по трубе (не показана), предназначенной для подачи материала изотопных индикаторов и проложенной от поверхности, но в других конкретных вариантах осуществления такая подача возможна. Следовательно, размеры резервуара 82 материалов изотопных индикаторов могут изменяться в зависимости от объема материалов изотопных индикаторов, которые необходимо нагнетать в скважину 20. В предпочтительном конкретном варианте осуществления форсунка 84 для нагнетания изотопных индикаторов содержит электрический двигатель 110, шнековый механизм 112 и насадок 114. Электрический двигатель 110 электрически соединен с модулем 80 связи и управления и получает от него сигналы команд перемещения. От насадка 114 во внутреннее пространство 116 насосно-компрессорной трубы во впускном рукаве 56 (который расположен дальше вверх по течению) насосно-компрессорной трубы проходит труба 70, являющаяся продолжением насадка, которая обеспечивает наличие канала из резервуара 82 материалов изотопных индикаторов во внутреннее пространство 116 насосно-компрессорной трубы. Шнековый механизм 112 используется для принудительной подачи материалов изотопных индикаторов из резервуара 82 во внутреннее пространство 116 обсадной трубы через насадок 114 и через трубу 70, являющуюся продолжением насадка, в ответ на вращательное движение электрического двигателя 110. Электрический двигатель 110 предпочтительно является шаговым двигателем и поэтому обеспечивает нагнетание материала изотопных индикаторов отдельными порциями.
Во время работы поток текучей среды из эксплуатационной зоны 48 проходит вокруг устройства 60 для нагнетания изотопных индикаторов, когда протекает по насосно-компрессорной трубе к поверхности. Команды из компьютерной системы 64, находящиеся на поверхности, передаются внутрь скважины и принимаются модемом 100 модуля 80 связи и управления. Внутри устройства 60 для нагнетания происходит декодирование и пропускание команд из модема 100 в управляющий интерфейс 104. Затем управляющий интерфейс 104 предписывает электрическому двигателю 110 начать работу и нагнетать заданное количество материалов изотопных индикаторов из резервуара 82 в протекающий поток текучей среды в насосно-компрессорной трубе 40. Следовательно, устройство 60 для нагнетания изотопных индикаторов управляемым образом нагнетает - в той степени, в какой это необходимо или желательно, - материал изотопных индикаторов в поток текучей среды, который течет внутри насосно-компрессорной трубы 40, в ответ на команды из компьютерной системы 64, находящейся на поверхности, передаваемые посредством модуля 80 связи и управления.
Устройство 60 для нагнетания изотопных индикаторов, показанное на фиг.3, также содержит датчики 108. По меньшей мере, один из датчиков 108 выполнен с возможностью обнаружения присутствия и/или концентрации материала изотопных индикаторов внутри протекающего потока, проходящего по насосно-компрессорной трубе 40. Датчики 108 электрически соединены с модулем 80 связи и управления посредством интерфейса 106 датчиков. Устройство 60 для нагнетания изотопных индикаторов также может дополнительно содержать датчики для проведения других измерений, например расхода, температуры или давления. Данные, получаемые из датчиков 108, кодируются внутри модуля 80 связи и управления и могут быть переданы в компьютерную систему 64, находящуюся на поверхности, посредством модема 100. Таким образом, во время работы, когда материал изотопных индикаторов нагнетается во внутреннее пространство 116 насосно-компрессорной трубы выше по течению посредством форсунки 84 для нагнетания изотопных материалов (по трубе 70, являющейся продолжением насадка), датчики 108 обнаруживают изотопный индикатор, когда он проходит мимо них внутри протекающего потока. Измеряя время прибытия (время от нагнетания до обнаружения) и/или концентрацию обнаруживаемого изотопного индикатора, можно определять характеристики протекающего потока, что дополнительно поясняется ниже.
Как будет очевидно для обычного специалиста в данной области техники, механическую и электрическую компоновку и конфигурацию конструктивных элементов внутри электрически управляемого устройства 60 для нагнетания изотопных индикаторов можно изменять, одновременно добиваясь выполнения той же самой функции - осуществления электрически управляемого нагнетания изотопных индикаторов внутрь скважины. Например, содержимое модуля 80 связи и управления может быть настолько простым, что будет представлять собой вывод проводного соединителя для распределения электрических соединений от насосно-компрессорной трубы 40 или может быть очень сложным и включать в себя (но не в ограничительном смысле) модем, перезаряжаемую батарею, силовой трансформатор, микропроцессор, запоминающее устройство, плату сбора данных и плату управления движением.
На фиг.5А-5D показаны некоторые возможные варианты резервуара 82 материалов изотопных индикаторов и форсунки 84 для нагнетания изотопных индикаторов, которые могут быть включены в данное изобретение для создания других возможных конкретных вариантов осуществления. На фиг.5A-5D отсутствует труба 70, являющаяся продолжением насадка. Таким образом, устройства для нагнетания изотопных индикаторов, показанные на фиг.5А-5D, выполнены с возможностью расположения в том месте, где желательно нагнетание изотопных индикаторов. Однако труба 70, являющаяся продолжением насадка, также может быть включена в любой из конкретных вариантов осуществления, показанных на фиг.5А-5D.
Показанная на фиг.5А форсунка 84 для нагнетания изотопных индикаторов содержит резервуар 118 сжатого газа, регулятор 120 давления, электрически управляемый клапан 122 и насадок 114. Резервуар 118 сжатого газа гидравлически соединен с резервуаром 82 посредством регулятора 120 давления и поэтому поддерживает, в основном, постоянное давление газа в резервуаре. Внутри резервуара 82 материалов изотопных индикаторов имеется упругий баллон 124, который содержит материалы изотопных индикаторов. Регулятор 120 давления регулирует прохождение сжатого газа из резервуара 118 сжатого газа в резервуар 82, но снаружи упругого баллона 124. Однако регулятор 120 давления может быть заменен электрически управляемым клапаном. Сжатый газ обуславливает приложение давления к упругому баллону 124, а значит - и к заключенным в нем материалам изотопных индикаторов. Электрически управляемый клапан 122 регулирует прохождение материалов изотопных индикаторов через насадок 114 во внутреннее пространство 116 насосно-компрессорной трубы, а также управляет этим прохождением. Поскольку материалы изотопных индикаторов внутри упругого баллона 124 сжаты газом из резервуара 118 сжатого газа, эти материалы изотопных индикаторов принудительно выбрасываются из насадка 114, когда электрически управляемый клапан 122 открыт.
Показанный на фиг.5В резервуар 82 материалов изотопных индикаторов разделен на два объема 126 и 128 упругим баллоном 124, который действует как разделитель, располагающийся между объемами 126, 128. Первый объем 126 внутри гибкого баллона 124 содержит материал изотопных индикаторов, а второй объем внутри резервуара 82 материалов изотопных индикаторов содержит сжатый газ. Поэтому резервуар 82 является предварительно заправляемым, а сжатый газ обеспечивает приложение давления к материалам изотопных индикаторов внутри упругого баллона 124. Форсунка 84 для нагнетания изотопных индикаторов содержит электрически управляемый клапан 122 и насадок 114. Электрически управляемый клапан 122 электрически соединен с модулем 80 связи и управления и управляется этим модулем. Электрически управляемый клапан 122 регулирует прохождение материалов изотопных индикаторов через насадок 114 во внутреннее пространство 116 насосно-компрессорной трубы, а также управляет этим прохождением. Материалы изотопных индикаторов принудительно выбрасываются из насадка 114 под воздействием давления газа, когда электрически управляемый клапан 122 открыт.
Конкретный вариант осуществления, показанный на фиг.5С, аналогичен конкретному варианту осуществления, показанному на фиг.5В, но давление в упругом баллоне 124 обеспечивается пружинным элементом 130. Кроме того, показанный на фиг.5С упругий баллон может и не понадобиться, если между пружинным элементом 130 и материалами изотопных индикаторов внутри резервуара 82 имеется некоторое подвижное уплотнение (например, уплотненный поршень). Обычный специалист в данной области техники заметит, что возможны многочисленные изменения в механической конструкции форсунки 84 для нагнетания изотопных индикаторов, а также в использовании пружинного элемента для приложения давления к материалам изотопных индикаторов.
Показанный на фиг.5D резервуар 82 материалов изотопных индикаторов имеет упругий баллон 124, содержащий материал изотопных индикаторов. Форсунка 84 для нагнетания изотопных индикаторов содержит насос 134, однопутевой клапан 136, насадок 114 и электрический двигатель 110. Насос 134 приводится в действие электрическим двигателем 110, который электрически соединен с модулем 80 связи и управления и управляется этим модулем. Однопутевой клапан 136 предотвращает обратный поток в насос 136 и упругий баллон 124. Насос 134 обеспечивает выброс материалов изотопных индикаторов из упругого баллона 124 через одно-путевой клапан 136, а затем - из насадка 114 во внутреннее пространство 116 насосно-компрессорной трубы. Поэтому использование форсунки 82 для нагнетания материалов изотопных индикаторов, показанной на фиг.5D, может оказаться выгодным в случае, когда резервуар 82 материалов изотопных индикаторов имеет произвольную форму для максимизации объема удерживаемых в нем материалов изотопных индикаторов при заданной конфигурации, поскольку конфигурация резервуара не зависит от реализуемой конфигурации форсунки 84 для нагнетания изотопных индикаторов.
Таким образом, фиг.5А-5D показывают, что существуют многочисленные возможные варианты резервуара 82 материалов изотопных индикаторов и форсунки 84 для нагнетания изотопных индикаторов. Обычный специалист в данной области техники заметит, что возможно значительно большее количество вариантов реализации функций хранения материалов изотопных индикаторов внутри скважины, а также сочетание этих функций с управляемым нагнетанием упомянутых материалов изотопных индикаторов во внутреннее пространство 116 насосно-компрессорной трубы в ответ на электрический сигнал. Варианты (не показаны) форсунки 84 для нагнетания изотопных индикаторов могут дополнительно включать в себя (но не в ограничительном смысле): трубку Вентури в качестве насадка; турбоустройство в качестве средства приложения давления к упругому баллону, берущего энергию для вращения из потока текучей среды внутри насосно-компрессорной трубы; средства приложения давления из других областей пласта, сообщение с которыми налажено по некоторой трубе; любые возможные комбинации частей, показанных на фиг.5А-5D или любая комбинация только что перечисленных вариантов.
Устройство 60 для нагнетания изотопных индикаторов может нагнетать материалы изотопных индикаторов и не во внутреннее пространство 116 насосно-компрессорной трубы. Иными словами, устройство для нагнетания изотопных индикаторов может быть выполнено с возможностью управляемого нагнетания материалов изотопных индикаторов в пласт 32, в обсадную трубу 30 или непосредственно в эксплуатационную зону 48. Кроме того, одно устройство 60 для нагнетания изотопных индикаторов может быть выполнено с возможностью выброса нескольких материалов изотопных индикаторов (которые, например, могут представлять собой разные изотопные идентификаторы или вызывать разные проявления), например, если предусмотрено несколько резервуаров 82 материалов изотопных индикаторов и/или несколько форсунок 84 для нагнетания изотопных индикаторов. Одно устройство 60 для нагнетания изотопных индикаторов может быть выполнено с возможностью нагнетания нескольких материалов изотопных индикаторов в скважину в нескольких местах, например, если предусмотрено несколько труб 70, являющихся продолжением насадков и достигающих нескольких мест.
Устройство 60 для нагнетания изотопных индикаторов может дополнительно содержать другие конструктивные элементы для создания других возможных конкретных вариантов осуществления данного изобретения, включая (но не в ограничительном смысле): другие датчики, модем, микропроцессор, логическую схему, электрически управляемый клапан насосно-компрессорной трубы, несколько резервуаров материалов изотопных индикаторов (которые могут содержать разные изотопные индикаторы), несколько форсунок для нагнетания изотопных индикаторов (которые можно использовать для выброса нескольких материалов изотопных индикаторов) или любую их комбинацию. Нагнетаемый материал изотопных индикаторов может представлять собой вещество в форме твердых частиц, жидкость, газ или их смеси. Нагнетаемый материал изотопных индикаторов может представлять собой один компонент, несколько компонентов или сложный состав. Кроме того, несколько управляемых устройств для нагнетания изотопных индикаторов можно использовать для одной или нескольких боковых секций, причем каждое из этих устройств может быть независимо адресуемым, подверженным групповой адресации или одинаково адресуемым из компьютерной системы 64, находящейся на поверхности. В альтернативном варианте, предусматривающем управление посредством компьютерной системы 64, находящейся на поверхности, скважинное электрически управляемое устройство 60 для нагнетания может управляться внутренним электронным блоком или еще одним скважинным устройством. Точно так же, скважинное электрически управляемое устройство 60 для нагнетания может управлять другими скважинными устройствами и/или осуществлять связь с ними. В усовершенствованной форме скважинное электрически управляемое устройство 60 для нагнетания изотопных индикаторов содержит, по меньшей мере, один дополнительный датчик, при этом каждый датчик выполнен с возможностью измерения некоторой физической величины, такой как (не в ограничительном смысле): абсолютное давление, дифференциальное давление (разность давлений), плотность текучей среды, вязкость текучей среды, количественная характеристика свойств передачи или отражения звука, температура или количественная характеристика химического состава. Кроме того, устройство 60 для нагнетания изотопных индикаторов может не содержать никаких датчиков (например, не содержать датчик 108), а датчик 108 для обнаружения материала изотопных индикаторов может быть расположен отдельно на некотором расстоянии (например, ниже по течению или на поверхности) относительно устройства 60 для нагнетания изотопных индикаторов.
На фиг.6 изображен пример скважинного измерительного преобразователя 140, имеющего свой собственный соответствующий индукционный дроссель 142, расположенный рядом с ним, для направления мощности и/или сигналов связи, предназначенных для этого измерительного преобразователя. Измерительный преобразователь 140 содержит датчик 108, модуль 144 связи и управления и модем 146. Таким образом, данные, собираемые измерительным преобразователем 140, можно передавать в компьютерную систему, находящуюся на поверхности, или в другое скважинное устройство, пользуясь насосно-компрессорной трубой 40 или обсадной трубой 30 как электрическим проводником.
При еще одном способе эксплуатации изотопные индикаторы можно формировать внутри скважины путем использования электрических токов, тем самым исключая необходимость скважинного резервуара химических веществ. Этот способ создает возможность непрерывной подачи изотопного индикатора в течение всего срока службы скважины. Например, с помощью электролитического элемента, который разлагает соли на газообразный хлор и гидроксид металла, можно осуществлять изменение рН естественного рассола. В типичном случае хлорид натрия разлагают на газообразный хлор и гидроксид металла. Датчик рН можно использовать для обнаружения такого импульса образуемой воды с большим рН, который образуется в трубе или накапливается и высвобождается в виде водяной пробки. Другой потенциально полезной электрически возбуждаемой химической реакцией является образование озона; эта реакция используется, например, в устройствах для управления биологической активностью в плавательных бассейнах и системах водоснабжения. В еще одном приложении, можно расположить в скважине материал в виде твердых частиц и обеспечить его попадание в поток текучей среды скважины путем управляемого растворения, которое достигается с помощью управляемого импульса химической энергии. Растворяемый материал предпочтительно является специально подобранным для окружающей текучей среды скважины, что обеспечивает обнаружение при малых концентрациях. Примером такого материала в виде твердых частиц является спеченный металлический цинковый элемент. Промышленно поставляемые аналитические устройства обеспечивают обнаружение многих других соединений, которые специалисты в данной области техники могут получить способами, предусматривающими использование электроэнергии.
Рассмотрев "Родственные заявки", обычный специалист в данной области техники заметит, что возможны другие электрически управляемые скважинные устройства, а также многочисленные индукционные дроссели, дополнительно устанавливаемые в скважине для создания других возможных конкретных вариантов осуществления данного изобретения. Такие другие электрически управляемые скважинные устройства включают в себя (но не в ограничительном смысле): один или несколько управляемых пакеров, имеющих электрически управляемые клапаны пакеров, один или несколько электрически управляемых газлифтных клапанов; один или несколько модемов, один или несколько датчиков; микропроцессор; логическую схему; один или несколько электрически управляемых клапанов насосно-компрессорной трубы для управления потоком из различных боковых ответвлений; а также другие электронные компоненты, если они необходимы.
Просматривается ряд приложений данного изобретения при эксплуатации, как в обычных скважинах, так и в скважинах сложной конфигурации, возможных в будущем. Например, в случае вертикальных скважин, законченных бурением через протяженные интервалы, представляют интерес профили притока эксплуатационных скважин, знание которых позволяет корректировать неравномерный приток и тем самым обеспечивать равномерное истощение всего пласта в целом. Точно так же, операции заводнения в скважинах, законченных бурением и имеющих длинные интервалы, зависят от наличия профилей равномерного нагнетания для вытеснения (нефти) из всей зоны в целом. На фиг.7А и 7В показаны условные изображения профилей равномерного притока и равномерного нагнетания, соответственно, для вертикальной скважины.
В скважинах с длинными горизонтальными ответвлениями, законченными бурением, поддержание равномерных профилей меньше зависит от разностей проницаемостей геологических слоев, чем от градиентов давления вдоль скважин. Эти градиенты давления создают благоприятную тенденцию к высоким темпам добычи в устье (горизонтальной) части скважины (т.е. в горизонтальной секции, ближайшей к вертикальной части скважины). На фиг.7С и 7D показаны условные изображения профилей равномерного притока и равномерного нагнетания, соответственно, для длинного горизонтального ответвления, законченного бурением.
Другим приложением является использование изотопных индикаторов для различения добычи в скважинах с несколькими боковыми ответвлениями. В случае этих скважин важно понять, из какого бокового ответвления поступает избыточная вода или какое боковое ответвление уже истощено. На фиг.7Е показано условное изображение профиля равномерного притока для нескольких боковых ответвлений. Следовательно, фиг.7А-7Е иллюстрируют желательные профили течения лишь для незначительного количества многих возможных конфигураций скважин, и подобные профили в значительной степени зависят от естественного расположения эксплуатационных зон в заданном пласте.
Движение текучих сред в подповерхностной скважине можно контролировать, нагнетая изотопные индикаторы в различных местах и засекая время прибытия и выделения из текучих сред, которые попадают в скважину ниже по течению от точки нагнетания изотопных индикаторов. Как описано выше, изотопные индикаторы нагнетаются в протекающий поток из резервуара 82 для хранения, который находится внутри устройства 60 для нагнетания. Вместе с тем, в альтернативном варианте возможно формирование изотопного индикатора электрическими способами, предусматривающими использование электроэнергии, внутри устройства 60 для нагнетания.
Перемещение пробки изотопного индикатора, нагнетаемого в поток скважины, зависит от степени смешения во время его транспортировки по скважины. В случае простого потока в трубе профиль скорости изменяется в зависимости от радиального положения, так что текучие среды перемещаются несколько быстрее в центре трубы, чем у ее стенки. Если поток находится в ламинарной области (т.е. скорости в нем малы), форма профиля скорости является параболической, а для случая отсутствия проскальзывания у стенки возможно рассеивание изотопного индикатора в продольном направлении потока. На практике, поскольку стенки трубы являются шероховатыми, а течение - быстрым, обычно возникает турбулентный поток. Турбулентность обуславливает смещение текучих сред, так что транспортировка изотопных индикаторов происходит равномернее, и они, в основном, отражают среднюю скорость течения в трубе.
В эксплуатационных или нагнетательных скважинах, оканчивающихся перфорированными хвостовиками или хвостовиками с просверленными отверстиями, приток текучих сред происходит через стенку трубы в поток, протекающий вдоль скважины. В этом случае поток текучей среды, которая попадает в скважину у стенки в разных местах вдоль открытого интервала, является более сложным. Приводимые ниже примеры применимы к потоку и в вертикальных, и в горизонтальных скважинах, однако для демонстрации случая ламинарного потока, при котором приток происходит вдоль открытого интервала, приводятся рассуждения применительно к вертикальной скважине.
Если допустить, что поток является ламинарным, а смешение поперек линий протекающего потока не происходит, то можно отметить, что текучая среда, попадающая в скважину внизу открытого интервала, сначала заполняет все поперечное сечение скважины. При движении вверх по стволу имеет место дополнительный приток текучих сред, который ограничивает текучую среду, попадающую в скважину первой внизу, и перемещает эту среду в радиальном направлении внутрь. Текучая среда, попавшая в скважину последней наверху открытого интервала, будет находиться в радиальной области около стенки, а жидкость, попавшая в скважину первой внизу, будет находиться в центре скважины. Таким образом, датчики изотопных индикаторов нужно располагать таким образом, чтобы они перехватывали изотопные индикаторы в проходящем потоке. Для этой цели может оказаться выгодным использование турбулизатора (не показан), расположенного выше по течению от датчика и непосредственно перед ним, для примешивания потока изотопных индикаторов в объемный протекающий поток.
Снова обращаясь к фиг.7А, где изображена диаграмма течения для текучей среды, равномерно протекающей по круглой трубе, отметим, что можно представить эту диаграмму течения с помощью нижеследующей модели.
Допущения:
1) равномерный приток текучих сред в скважину и
2) равномерный профиль скорости внутри скважины.
Эти допущения в чем-то противоречат ожиданию параболических профилей скорости, когда течение в трубе происходит при отсутствии скольжения у стенки. Однако в этом случае, когда текучие среды попадают в трубу у стенки, течение становится к более близким к течению в пробковом режиме.
Определения:
q - темп притока, деленный на единицу длины интервала [баррели/сутки/футы];
L - высота над нижней точкой открытого интервала [футы];
Li - точка притока текучей среды (изотопного индикатора), расположенная выше нижней точки открытого интервала [футы];
L0 - общая высота открытого интервала [футы];
f - доля площади скважины, занимаемая потоком из открытого интервала от 0 до высоты L;
v - скорость течения на высоте L [футы/сутки];
r0 - радиус скважины [футы];
r - радиус протока текучих сред в скважине, попавших в эту скважину на уровне, который ниже высоты L [футы].
Теперь рассмотрим текучие среды, попадающие в скважину на некоторой высоте Li над дном скважины. На высотах больше этой (L равно или больше Li), доля площади поперечного сечения скважины, занимаемая текучими средами, попавших в скважину на уровне, который ниже высоты L, составляет
Следовательно,
График на фиг.8 изображает линии течения потока в скважине, когда текучие среды попадают в скважину равномерно по глубине. Когда поток является турбулентным, как в случае большинства скважин, линии потока смешиваются. В этих условиях график на фиг.8 отображает долю потока на некоторой заданной глубине (а не в радиальном положении), состоящую из текучих сред, попавших в скважину на уровне, который ниже этой глубины.
Для получения информации о движении текучих сред, необходимо выяснить время прибытия и концентрацию изотопных индикаторов, которые можно нагнетать в разных положениях в протекающем потоке. Использование данного изобретения позволяет найти пути управляемого нагнетания материала изотопных индикаторов фактически в любом месте внутри скважины и/или обнаружения присутствия или концентрации материала изотопных индикаторов с помощью протекающего потока фактически в любом месте внутри скважины. На фиг.9А-9J представлено лишь несколько примеров многочисленных возможных положений устройств 60 для нагнетания изотопных индикаторов (которые могут включать или не включать в себя датчик 108) и/или измерительных преобразователей 140 в эксплуатационной или нагнетательной скважине. И опять, желательная конфигурация скважины, как правило, зависит от расположения эксплуатационных зон 48 в пласте 32. Скважинные устройства 60 для нагнетания изотопных индикаторов и скважинные измерительные преобразователи 140 могут быть или не быть постоянно установленными. Постоянные скважинные устройства предпочтительны ввиду затрат и времени, необходимых на дополнительную установку, модификацию, пополнение или замену скважинного устройства. Данное изобретение создает возможность постоянной установки скважинных устройств, потому что, среди других преимуществ, данное изобретение обеспечивает новые пути передачи мощности и/или сигналов связи в такие постоянные скважинные устройства.
На фиг.9А показано упрощенное условное изображение, иллюстрирующее возможную конфигурацию данного изобретения в вертикальной эксплуатационной скважине. На фиг.9А показаны пять скважинных устройств (Т1-Т5) 60 для нагнетания изотопных индикаторов, причем эти устройства расположены в разных местах по глубине вертикальной скважины в эксплуатационной зоне 48 для нагнетания материалов изотопных индикаторов внутрь протекающего потока на различных глубинах. Скважинный измерительный преобразователь 140 расположен выше по течению от устройств (T1-T5) 60 для нагнетания изотопных индикаторов и предназначен для обнаружения материалов изотопных индикаторов в протекающем потоке, проходящем мимо этих устройств. Измерительный преобразователь 140 может содержать несколько датчиков 108, каждый из которых выполнен с возможностью обнаружения проявлений разных материалов изотопных индикаторов, соответствующих разным устройствам (T1-T5) 60 для нагнетания изотопных индикаторов. В альтернативном варианте можно использовать один и тот же изотопный индикатор во всех устройствах для нагнетания и определять происхождение импульса изотопного индикатора путем индивидуального выбора устройства для нагнетания. Таким образом, материал изотопных индикаторов, выбрасываемый из среднего устройства (Т3) 60 для нагнетания изотопных индикаторов и обнаруживаемый в измерительном преобразователе 140, обеспечивает информацию о протекающем потоке, попадающем в эксплуатационную насосно-компрессорную трубу 40 у среднего устройства (Т3) 60 для нагнетания изотопных индикаторов. Скважинный измерительный преобразователь также может быть расположен на поверхности. Но в некоторых случаях желательнее иметь скважинный измерительный преобразователь 140, который находится ближе к точке нагнетания изотопных индикаторов, поскольку здесь материал изотопных индикаторов менее разбавлен текучими средами, присутствующими в протекающем потоке.
На фиг.9В показано упрощенное условное изображение, иллюстрирующее еще одну возможную конфигурацию данного изобретения в вертикальной эксплуатационной скважине. На фиг.9В показаны пять скважинных устройств (T1-T5) 60 для нагнетания изотопных индикаторов, причем эти устройства расположены в разных местах по глубине вертикальной скважины в эксплуатационной зоне 48 для нагнетания материалов изотопных индикаторов внутрь протекающего потока на различных глубинах. Но вместо одного измерительного преобразователя 140, показанного на фиг.9А, на фиг.9В показаны пять отдельных скважинных измерительных преобразователей (S1-S5) 140, расположенных в разных местах по глубине вертикальной скважины. Каждый измерительный преобразователь (S1-S5) соответствует устройству (T1-T5) 60 для нагнетания изотопных индикаторов соответственно. Следовательно, измерительный преобразователь S4 содержит датчик 108, выполненный с возможностью обнаружения материала изотопных индикаторов, выбрасываемого из устройства Т4 для нагнетания изотопных индикаторов. При такой конфигурации измерительный преобразователь 140, находящийся в том же месте, что и устройство 60 (например, измерительный преобразователь S2 и среднее устройство для питания изотопных индикаторов Т3) для нагнетания изотопных индикаторов, так что они могут быть электрически соединены друг с другом, могут быть электрически подсоединены параллельно одному и тому же индукционному дросселю, могут срабатывать по сигналам из одного и того же модуля связи и управления, могут использовать один и тот же модем и/или могут находиться в одном и том же корпусе.
На фиг.9С показано упрощенное условное изображение, иллюстрирующее возможную конфигурацию данного изобретения в вертикальной нагнетательной скважине. На фиг.9С показаны шесть измерительных преобразователей (S1-S6) 140, выполненных с возможностью обнаружения материала изотопных индикаторов, нагнетаемого в скважину на поверхности устройством 60 для нагнетания изотопных индикаторов. В случае нагнетательных скважин, как правило, нужно нагнетать материалы изотопных индикаторов только на поверхности, потому что большинство протекающего потока или весь протекающий поток начинается от поверхности. Однако и в этом случае возможно наличие одного или нескольких устройств 60 для нагнетания изотопных индикаторов, расположенных в различных местах внутри скважины и установленных в дополнение к устройству 60 для нагнетания изотопных индикаторов, находящемуся на поверхности, или вместо этого устройства.
Конфигурации, показанные на фиг.9А-9С, можно комбинировать таким образом, что расположение устройств 60 для нагнетания изотопных индикаторов и измерительных преобразователей 140 обеспечит использование обнаружения изотопных индикаторов и управляемого нагнетания изотопных индикаторов на обоих этапах нефтедобычи, проводимых в скважине, т.е. во время добычи как таковой и нагнетания. Поэтому возможно переключение скважины с этапа добычи на этап нагнетания (и наоборот) без необходимости переконфигурирования устройств 60 для нагнетания изотопных индикаторов и измерительных преобразователей 40, находящихся внутри скважины. Следовательно, устройства 60 для нагнетания изотопных индикаторов и измерительные преобразователи 40 могут быть постоянно установленными для долгосрочной эксплуатации и для многочисленных приложений.
На фиг.9D показано упрощенное условное изображение, иллюстрирующее возможную конфигурацию данного изобретения в эксплуатационной скважине, имеющей горизонтальное ответвление, законченное бурением. На фиг.9D показаны семь устройств (T1-T7) 60 для нагнетания изотопных индикаторов, расположенные в различных местах вдоль горизонтальной секции в эксплуатационной зоне 48 для нагнетания материалов изотопных индикаторов внутрь протекающего потока в различных местах. Как и на фиг.9А, скважинный измерительный преобразователь 140 расположен выше по течению от устройств (T1-T7) 60 для нагнетания изотопных индикаторов и предназначен для обнаружения материалов изотопных индикаторов в протекающем потоке, когда они проходят мимо.
На фиг.9Е показано упрощенное условное изображение, иллюстрирующие другую возможную конфигурацию данного изобретения в эксплуатационной скважине, имеющей горизонтальное ответвление, законченное бурением. На фиг.9Е показана та же самая конфигурация, что и на фиг.9В, за исключением того, что датчик или датчики 108 для обнаружения материалов изотопных индикаторов находится (находятся) на поверхности. Датчик 108 может представлять собой отдельно установленный измерительный преобразователь 140 или может быть частью компьютерной системы 64, расположенной на поверхности.
На фиг.9F показано упрощенное условное изображение, иллюстрирующее еще одну возможную конфигурацию данного изобретения в эксплуатационной скважине, имеющей горизонтальное ответвление, законченное бурением. На фиг.9F показана конфигурация, похожая на ту, которая изображена на фиг.9В, наличием нескольких измерительных преобразователей (S1-S7) 140, соответствующих нескольким устройствам (T1-T7) 60 для нагнетания изотопных индикаторов.
На фиг.9G показано упрощенное условное изображение, иллюстрирующее возможную конфигурацию данного изобретения в эксплуатационной скважине, имеющей горизонтальную секцию. На фиг.9G показана конфигурация, похожая на ту, которая изображена на фиг.9С, наличием нескольких скважинных измерительных преобразователей (S1-S7) 140, выполненных с возможностью обнаружения материала изотопных индикаторов, нагнетаемого в скважину на поверхности устройством 60 для нагнетания изотопных индикаторов. В альтернативном варианте устройство 60 для нагнетания изотопных индикаторов может быть расположено внутри скважины.
На фиг.9Н показано упрощенное условное изображение, иллюстрирующее возможную конфигурацию данного изобретения в эксплуатационной скважине, имеющей несколько горизонтальных ответвлений, законченных бурением. На фиг.9Н показаны устройства (T1-T4) 60 для нагнетания изотопных индикаторов, расположенные внутри боковых ответвлений, причем каждое устройство 60 для нагнетания изотопных индикаторов находится около стыка между боковым ответвлением и основным стволом скважины. Такое расположение устройств (T1-T4) 60 для нагнетания изотопных индикаторов обладает преимуществом простоты установки (по сравнению с установкой устройства внутри бокового ответвления дальше к концу его ствола). Измерительный преобразователь 140 расположен выше по течению от крайнего сверху бокового ответвления. Измерительный преобразователь 140 выполнен с возможностью обнаружения материалов изотопных индикаторов, нагнетаемых в боковые ответвления устройствами (T1-T4) 60 для нагнетания изотопных индикаторов. Поэтому измерительный преобразователь 140 может содержать несколько датчиков 108, выполненных с возможностью обнаружения проявлений нескольких различных материалов изотопных индикаторов. В альтернативном варианте измерительный преобразователь 140 или датчики 108 можно размещать на поверхности, но местоположение внутри скважины, изображенное на фиг.9Н, иногда предпочтительнее.
На фиг.9I показано упрощенное условное изображение, иллюстрирующее другую возможную конфигурацию данного изобретения в эксплуатационной скважине, имеющей несколько боковых ответвлений, законченных бурением. На фиг.91, как и на фиг.9Н, показаны устройства (T1-T4) 60 для нагнетания изотопных индикаторов, расположенные внутри боковых ответвлений близко к основному стволу скважины. Но на фиг.91 показаны четыре измерительных преобразователя (S1-S4) 140, по одному на каждое устройство (T1-T4) 60 для нагнетания изотопных индикаторов соответственно. Так, измерительный преобразователь S3 выполнен с возможностью обнаружения материала изотопных индикаторов, нагнетаемого в протекающий поток устройством Т3 для нагнетания изотопных индикаторов, что позволяет получить информацию о течении, касающуюся бокового ответвления, в котором установлено это устройство Т3 для нагнетания изотопных индикаторов. Поскольку измерительные преобразователи S3 и S4 находятся в одном и том же месте, их можно объединить в один измерительный преобразователь 140, имеющий несколько датчиков 108.
На фиг.9J показано упрощенное условное изображение, иллюстрирующее еще одну возможную конфигурацию данного изобретения в эксплуатационной скважине, имеющей несколько боковых ответвлений, законченных бурением. На фиг.9J показаны устройства (Т2-Т4) 60 для нагнетания изотопных индикаторов, расположенные внутри боковых ответвлений около эксплуатационных зон 48, и устройство (T1) 60 для нагнетания изотопных индикаторов, расположенное внутри вертикальной части ниже боковых ответвлений. Измерительные преобразователи (S2-S4) 140 расположены выше по течению от устройств (T1-T4) 60 для нагнетания изотопных индикаторов, соответственно, внутри боковых ответвлений и около вертикальной секции. Измерительный преобразователь (S1) расположен выше по течению от устройства (T1) для нагнетания материалов изотопных индикаторов и ниже боковых ответвлений. Поэтому возможен независимый контроль протекающего потока в каждой секции скважины.
При конфигурациях, изображенных на фиг.9А-9J и характерных наличием нескольких устройств 60 для нагнетания изотопных индикаторов и/или нескольких измерительных преобразователей 140, эти устройства 60 для нагнетания изотопных индикаторов и/или измерительные преобразователи 140 могут быть расположены через одинаковые интервалы. Однако эти устройства 60 для нагнетания изотопных индикаторов и/или измерительные преобразователи 140 можно располагать с произвольными промежутками друг от друга и при любом взаиморасположении этих промежутков. Кроме того, каждое из нескольких устройств 60 для нагнетания изотопных индикаторов и/или каждый из нескольких измерительных преобразователей 140 может иметь свой собственный индукционный дроссель для передачи мощности и/или сигналов связи, а также возможен вариант, в котором некоторые или все устройства 60 для нагнетания изотопных индикаторов и/или измерительные преобразователи 140 могут совместно использовать один индукционный преобразователь. Поскольку устройства 60 для нагнетания изотопных индикаторов и измерительные преобразователи 140 могут быть независимо адресуемыми и независимо управляемыми, возможен независимый контроль одной или нескольких секций скважины.
Ниже описывается ряд вычислений для иллюстрации того, как информацию и измерения, получаемые с помощью данного изобретения, можно использовать для определения движения текучей среды или характеристик течения в скважине во время добычи или нагнетания. Вычисления, проводимые ниже, относятся к притоку текучих сред в эксплуатационную скважину. Однако после незначительного изменения они также применимы к профилям нагнетательной скважины, в которую изотопный индикатор нагнетают в одном месте вверху интервала, а время прибытия наблюдают на мониторах, отстоящих друг от друга вдоль открытого интервала.
Определения:
Δxi - толщина слоя i [футы];
h - общая толщина интервала [футы];
ii - темп притока в скважину из слоя i, деленный на единицу длины [баррели/сутки/футы);
qi=iiΔxi - расход в скважину из слоя i [баррели/сутки];
qт=Σqi - общий расход в скважину [баррели/сутки];
Qi - расход внутри скважины на глубине слоя i [баррели/сутки];
qt - расход из скважины, равный qТ [баррели/сутки];
n - номер интервала (подсчитываемый сверху вниз);
N - общее количество интервалов;
vβ - объем импульса нагнетаемого изотопного индикатора [сантиметры кубические];
сβ - концентрация изотопного индикатора в импульсе при нагнетании [граммы/сантиметры кубические];
vβcβ - масса нагнетаемого изотопного индикатора [граммы];
r - радиус скважины [футы];
ti - время прохождения через слой i.
Допущения:
(1) Δx1=Δх2=Δх3=...Δхn;
(2) i1Δx1+i2Δx2+i3Δх3...+inΔxn=qТ (условие отсутствия поперечного течения).
СЛУЧАЙ I. Равномерный приток
Расход в скважине в слое i представляет собой сумму темпов притока во всех слоях, расположенных ниже, а также в слое i
Время прохождения через слой i
Общее время прохождения от точки притока в слое k до верха интервала
Ниже приводятся возможные вычисления при постоянном темпе притока. Начиная с нижней точки интервала, расход внутри скважины увеличивается по мере последовательного поступления текучих сред из каждого слоя в скважину (см. таблицу 1, столбец 2). Для этого случая, в котором толщины слоев равны, объем в скважине напротив каждого слоя одинаков. Следовательно, время прохождения текучих сред в скважине через этот слой обратно пропорционально расходу в скважине (см. таблицу 1, столбец 3). Суммируя теперь эти времена прохождения слоев сверху вниз до слоя, в котором произошло нагнетание изотопных индикаторов в поток скважины, получаем общее время прохождения изотопного индикатора до момента его прибытия в верхнюю точку эксплуатационного интервала (см. таблицу 1, столбец 4). Нагнетаемый изотопный индикатор разбавляется приточными текучими средами выше точки нагнетания изотопного индикатора. Таким образом, можно вычислить концентрацию изотопного индикатора, который прибывает в верхнюю точку интервала, относительно концентрации в момент нагнетания, производя это вычисление путем деления расхода в скважине в точке нагнетания на расход наверху интервала, то есть на общий расход (см. таблицу 1, столбец 5).
| ТАБЛИЦА 1 | ||||
| Слой | Расход в скважине | Время прохождения слоев ti=πr2/Σii | Общее время прохождения tTk=t1+t2+t3+t4 | Концентрация в момент прибытия |
| 1 | q1+q2+q3+q4 | πr2/4ii | (πr2/ii)(1/4) | 4/4 |
| 2 | q1+q2+q3 | πr2/3ii | (πr2/ii)(1/4+1/3) | 3/4 |
| 3 | q1+q2 | πr2/2ii | (πr2/ii)(1/4+1/3+1/2) | 2/4 |
| 4 | q1 | πr2/1ii | (πr2/ii)(1/4+1/3+1/2+1/1) | 1/4 |
На фиг.10 показаны относительные времена прибытия в верхнюю точку интервала для текучих сред, попадающих в скважину в 100 местах вдоль интервала.
На фиг.11 показаны относительные времена прибытия в верхнюю точку интервала для текучих сред, попадающих в скважину в 1000 местах вдоль интервала.
СЛУЧАЙ II. Изменяющийся приток и изменяющаяся толщина слоя
Для этого более сложного случая расход текучей среды, попадающей в вертикальную скважину из некоторого слоя, зависит от коэффициента проницаемости (k), толщины (Δyi) и нормализованного темпа притока, определяемого градиентом давления.
где
i1=constant (баррель/сутки/фут).
И опять, расход в скважине в слое i представляет собой сумму темпов притока во всех слоях, расположенных ниже, а также в слое i
При условии, что суммирование притока осуществляется снизу вверх до слоя i, время прохождения через слой i составляет
Общее время прохождения текучих сред от точки притока в слое i до верхней точки интервала составляет (время прохода суммируется от слоя 1 на верху интервала вниз до слоя i)
Скважины с несколькими боковыми горизонтальными ответвлениями, законченными бурением
Когда скважины завершают несколькими боковыми горизонтальными ответвлениями, как показано на фиг.9Н-9J, эксплуатационность отдельных ветвей нельзя определить посредством обычного каротажа или измерений профиля. Информация о эксплуатационности отдельных боковых ответвлений может оказаться полезной при организации работ в пластах, так как при отсутствии этой информации рабочие могут углубляться в скважины в направлении истощенных боковых ответвлений. Точно так же, если при наблюдении с поверхности за добычей из скважины выясняется, что происходит внезапное увеличение выхода воды или газа, то полезно определить, какое боковое ответвление создает эту проблему. В простейшем случае использования изотопных индикаторов для диагностики скважин с боковыми ответвлениями точку нагнетания изотопных индикаторов можно располагать на малом расстоянии от начала бокового ответвления, применяя способы расположения соответствующих устройств, рассмотренные выше (см. фиг.9Н и 91). Детектор можно разместить в вертикальной секции скважины выше крайнего сверху бокового ответвления. Из боковых ответвлений, характеризующихся низкой эксплуатационностью, придется долго получать реакцию на изотопные индикаторы, и она будет ослабленной, потому что время прохождения в этом боковом ответвлении является большим по сравнению со временем прохождения в вертикальной трубе.
Нагнетательные скважины с длинными вертикальными открытыми интервалами
В пластах, заводняемых на протяжении длинных интервалов, поддержание профилей равномерного нагнетания является существенным для обеспечения эффективного вытеснения из всей нефтеносной зоны в целом. При типичном завершении нагнетательной скважины бурением текучую среду нагнетают по насосно-компрессорной трубе под пакер и дают попасть в целевую зону через перфорационные отверстия в обсадной трубе или через хвостовик, в котором просверлены отверстия. В этом приложении можно установить множество детекторов вдоль обсадной трубы или хвостовика или - в предпочтительном варианте - вдоль перфорированного продолжения насосно-компрессорной трубы ниже пакера (см. фиг.9С). При такой конфигурации изотопный индикатор можно нагнетать на поверхности, а время прибытия в разные детекторы использовать для определения профиля приемистости (нагнетаемости). Считывая показания этих детекторов на поверхности, можно получить исчерпывающую предысторию профиля нагнетания текучей среды на протяжении всей заводняемой зоны. В случае нагнетательных скважин следует уделить особое внимание тщательному смещению с изотопным индикатором во избежание расслоенного потока около стенки трубы. Причина этого заключается в том, что текучие среды покидают скважину у стенки, и поэтому изотопный индикатор, который остается около стенки, будет покидать скважину в верхних слоях, и его не окажется в наличии для измерений в нижних зонах.
Ниже приводится пример, демонстрирующий, как времена прибытия изотопных индикаторов, наблюдаемые на далеко отстоящих друг от друга мониторах, можно использовать для вычисления профиля нагнетания в гетерогенном интервале, состоящем из зон, имеющих проницаемости, изменяющиеся в широких пределах.
Возможная водонагнетательная скважина:
Диаметр: d=6 дюймов.
Окончание скважины: 101 фут неперфорированной трубы ниже пакера;
500 футов перфорированного интервала.
Общий темп нагнетания: 800 баррелей в сутки.
Профиль приемистости: см. фиг.12.
| ТАБЛИЦА. 2 ПРОФИЛЬ НАГНЕТАНИЯ Нагнетание изотопных индикаторов у пакера на уровне 101 фут над открытым интервалом; устройства контроля изотопных индикаторов установлены через промежутки 50 футов вдоль открытого интервала | ||
| ЗОНА | ГЛУБИНА | ТЕМП |
| Зона I | 0-100 футов | 100 баррелей в сутки |
| Зона II | 100-200 футов | 400 баррелей в сутки |
| Зона III | 200-300 футов | 0 баррелей в сутки |
| Зона IV | 300-400 футов | 100 баррелей в сутки |
| Зона V | 400-500 футов | 200 баррелей в сутки |
Измеряемое в минутах время прохождения изотопного индикатора из одного места в другое составляет
Следовательно, время прохождения изотопного индикатора от точки нагнетания до верхней точки открытого интервала составляет
t0=(50, 355) (Δy0)/(Q0);
t0=(50,355)(101)/(800)=6,357319 минут.
После этого, когда вода покидает перфорированный интервал, скорость в скважине увеличивается. Задаваясь очень короткими интервалами (Δyi=1 фут), можно вычислить величину, обратную скорости, или время прохождения (Δti) для каждой глубины
Для первых 100 футов приемистость составляет 1 баррель/сутки/фут.
Δt1=(50,355)(1)/(800+799)/2=0,062983 мин;
Δt2=(50,355)(1)/(800+798)/2=0,063062 мин;
...
Δt100=(50,355)(1)/(701+700)/2=0,071884 мин.
Для вторых 100 футов приемистость составляет 4 барреля/сутки/фут.
Δt101=(50,355)(1)/(700+696)/2=0,072142 мин;
...
Δt200=(50,355)(1)/(304+300)/2=0,166738 мин.
Для третьих 100 футов приемистость составляет 0 барреля/сутки/фут.
Δt201=(50,355)(1)/(300+300)/2=0,16785 мин;
...
Δt300=(50,355)(1)/(300+300)/2=0,16785 мин.
Для четвертых 100 футов приемистость составляет 1 баррель/сутки/фут.
Δt301=(50,355)(1)/(300+299)/2=0,16813 мин;
...
Δt400=(50,355)(1)/(201+200)/2=0,25114 мин.
Для пятых 100 футов приемистость составляет 2 барреля/сутки/фут.
Δt401=(50,355)(1)/(200+198)/2=0,25304 мин;
...
Δt500=(50,355)(1)/(2+0)/2=50,355 мин.
Фиг.13 показывает, что эти вычисления дают довольно точное приближение действительных расходов, которые можно было бы наблюдать в скважине с вышеупомянутым профилем нагнетания. На фиг.14 показана накапливаемая сумма всех времен по интервалу
и можно отметить, что в этом отображении заметны лишь незначительные изменения во временах прибытия, даже несмотря на то, что приемистости изменяются от 0 до 4 баррелей/сутки/фут.
Количество точек контроля ограничивают из практических соображений. Если модули контроля изотопных индикаторов расположены через интервалы по 50 футов каждый, времена прибытия в эти положения можно использовать для вычисления темпов нагнетания в зависимости от глубины следующим образом:
Зная расход при нагнетании в скважину и времена прибытия изотопного индикатора наверх открытого интервала и на уровень, который на 50 футов ниже, можно вычислить расход в скважине на этой глубине (Q50)
Воспользовавшись вычисленным расходом и вычисленными временами прибытия изотопного индикатора на рассмотренной глубине, можно решить задачу определения расхода (Qso) у следующего монитора на основании времени прибытия на эту глубину (100 футов):
Q100=[(100,71)(50)/(13,08129-9,607156)]-749,4624=699,9629 баррелей/сутки.
Действуя последовательно, можно вычислить расходы в месте нахождения каждого монитора вплоть до нижней точки интервала.
На фиг.15 проведено сравнение действительных расходов со значениями, вычисленными на основании показаний, полученных на глубине 50 футов. Соответствие является приемлемым, за исключением места внизу интервала, где расход стремится к нулю, а времена прохождения становятся бесконечно большими.
Этот способ вычисления расходов можно применить и к более протяженному промежутку. Однако когда доля общего потока, попадающего в пласт на интервале между двумя мониторами, оказывается большой по сравнению с потоком, проходящим мимо верхнего монитора, вносятся значительные погрешности. Например, если при вышеупомянутых вычислениях используется промежуток 100 футов, то прогнозируемый расход оказывается слишком малым в Зоне II, где действительный расход в скважине уменьшается с 700 баррелей в сутки до 300 баррелей в сутки, как показано на фиг.15. Причиной этой погрешности является использование среднего расхода на интервале с целью согласования времени прохождения в пределах этого интервала.
Если время (ΔtI) прохождения зоны согласовано с серией из Ns прохождений подзон, каждая из которых отражает одинаковые потери текучей среды в пласт, то получается следующий откорректированный расход (QN) в нижней точке зоны:
Время (ΔtI) прохождения зоны известно из наблюдений времени прибытия в верхней и нижней точках зоны. Толщина (Δyn) подзоны равна толщине зоны, деленной на выбранное количество (Ns) подзон. Расход (Q0) в верхней точке зоны в скважине получают из вычисленного значения расхода в основании предыдущей зоны. Расход (Qм) в нижней точке текущей зоны получают посредством итерации, поскольку явное решение уравнения (21) относительно QN отсутствует.
Эксплуатационные скважины с длинными вертикальными открытыми интервалами
Профили притока в эксплуатационные скважины с длинными вертикальными интервалами можно анализировать с помощью способа, аналогичного тому, который описан выше. Однако есть некоторые отличия, которые нужно учесть. В нагнетательной скважине изотопный индикатор можно нагнетать в протекающий поток, который движется с максимальной скоростью, в одной точке на поверхности (фиг.9С). Этот изотопный индикатор будет проходить по скважине с уменьшающейся скоростью. Единственной частью скважины, не доступной для прибывающего изотопного индикатора, является самое нижнее сечение, где расход становится пренебрежимо малым. В случае эксплуатационной скважины изотопный индикатор нужно нагнетать в месте, находящемся ниже интервала, в котором проводят анализ (см. фиг.9А и 9В). Вблизи нижней точки этого интервала расходы будут малыми, а концентрации изотопного индикатора будут непрерывно уменьшаться за счет притока из пласта по мере продвижения изотопного индикатора вверх по стволу. В практических приложениях времена прибытия изотопного индикатора, нагнетаемого вблизи дна, будут слишком большими, а концентрация индикатора будет слишком малой для получения полезной информации в верхней части пласта. Менее совершенное определение профиля эксплуатационности можно получить, воспользовавшись парами модулей для нагнетания изотопных индикаторов и модулей для обнаружения.
В отличие от нагнетательных скважин, где изотопный индикатор движется в радиальном направлении наружу по мере прохождения протекающего потока вниз по стволу, в эксплуатационных скважинах проявляется движение в радиальном направлении внутрь по мере подъема добываемых текучих сред вверх по стволу. Если не происходит смешение, изотопный индикатор, нагнетаемый у стенки, вероятно займет самый центр скважины по мере прохождения вверх по скважине. Это означает, что нет опасности выхода изотопного индикатора из скважины, но все же следует позаботиться о том, чтобы в точке обнаружения не пропустить прохождение изотопного индикатора, когда детектор расположен на стенке. Одно возможное решение этой проблемы заключается в использовании турбулизаторов в скважине, расположенных непосредственно под детекторами, для гарантии того, что изотопный индикатор пройдет у стенки.
При вышеупомянутых анализах делают допущение о том, что в скважине протекает доминирующая фаза, за которой можно следить с помощью одного изотопного индикатора. На практике в большинстве эксплуатационных скважин содержатся комбинации нефти, воды и газа, протекающих по скважине. В этих условиях Архимедовы силы могут привести к быстрой транспортировке фаз по сравнению со средней скоростью текучей среды. В эксплуатационных нефтяных и газовых скважинах имеется широкий диапазон скважинных условий и существует множество возможностей использования скважинных детекторов для конкретных условий добычи. Эти условия должны быть очевидными для специалистов в области эксплуатации эксплуатационных скважин.
Примером полезной информации, которую можно было бы получить с помощью таких устройств, является информация о местоположении точек попадания воды или газа в скважину. При заводнении зачастую существует различие в солености исходной пластовой воды и нагнетаемой вытесняющей воды. Появление свежей воды на поверхности в отдельных скважинах, подвергаемых заводнению, уже много лет используется для контроля прорыва рабочего агента (воды). Однако в скважинах с длинными интервалами не существует простого пути изучения конкретной зоны в вертикальной секции, где происходит прорыв рабочего агента (воды). Постоянно установленные детекторы, расположенные вдоль открытого интервала, можно использовать для контроля процесса заводнения и выдачи руководящих указаний о проведении восстановительных работ с целью предотвращения прорыва воды.
Ниже приводится возможное вычисление, демонстрирующее, как времена прибытия добываемых текучих сред в верхнюю точку интервала можно использовать для получения выводов о зависимости профилей эксплуатационности от глубины. Для этого расчета используют уравнения (3)-(12), приведенные выше.
Возможная вертикальная эксплуатационная скважина
| ТАБЛИЦА 3 БЕЗРАЗМЕРНЫЕ ПРОФИЛИ НАГНЕТАНИЯ | ||
| ЗОНА | ГЛУБИНА (1) | ТЕМП (13/сутки/13) |
| Равномерный приток | 0-100 | 1X |
| Карта А | 0-50 | 2Х |
| 50-100 | 0 | |
| Карта В | 0-50 | 0 |
| 50-100 | 2Х | |
| Карта С | 0-10 | 5Х |
| 10-90 | 0 | |
| 90-100 | 2Х |
На фиг.16 показан накапливаемый приток текучих сред в зависимости от глубины для этих четырех профилей. На фиг.17 проведено сравнение времен прибытия для случаев Карт А-С, определенных в таблице 3 и на фиг.16. По сравнению с профилем равномерного притока наблюдаются большие различия во временах прибытия, когда поток является неравномерным. В каждом из этих профилей общий безразмерный расход составляет 1,0. Для равномерного притока расход на единицу глубины составляет IX. Когда поток находится в верхней половине, а расход составляет 2Х (Карта А), транспортировка текучей среды в нижней половине не происходит, а времена прибытия становятся бесконечно большими для жидкости, попадающей в скважину в средней точке интервала. Когда весь поток находится в нижней половине, а расход составляет 2Х (Карта В), времена прибытия являются малыми на всем протяжении интервала. Когда расход, составляющий 5Х (Карта С), происходит только внизу и на протяжении до 10% интервала, времена прохождения текучих сред снизу становятся меньше, чем в случае равномерного притока, а потом становятся больше, чем в случае равномерного притока, для текучих сред, попадающих в скважину в верхней точке интервала.
Фиг.18 показывает, что формы графиков времен прибытия являются разными для разных профилей, и поэтому профили эксплуатационности можно оценивать, пользуясь данными из серии точек нагнетания изотопных индикаторов, разнесенных вдоль интервала (см. фиг.9А и 9В).
Помимо времен прибытия, для подтверждения интерпретации профиля эксплуатационности можно использовать концентрацию пробки изотопного индикатора, которая прибывает в верхнюю точку интервала из мест, разнесенных вдоль открытого интервала. При этом подразумевается вычисленное в столбце 5 таблицы 1 разбавление пробки изотопного индикатора всем притоком текучих сред выше точки нагнетания изотопного индикатора.
На фиг.19, 20, 21 и 22 показаны концентрации и времена прибытия в верхнюю точку пласта для четырех профилей.
Эксплуатационные скважины с длинными горизонтальными открытыми интервалами
В отличие от вертикальных скважин с длинными секциями, законченными бурением, скважины с длинными горизонтальными ответвлениями, законченными бурением, обычно заканчиваются в одном геологическом слое и поэтому их профили эксплуатационности меньше зависят от различий в проницаемостях слоев. В этих скважинах тоже важно поддержание профилей равномерного притока. Однако градиент давления вдоль открытого интервала создает тенденцию, результатом которой являются то, что производительности в устье скважины больше, чем на дне скважины, потому что около вертикальной секции (в устье) можно достичь большего перепада давления, создаваемого по мере отбора жидкости из пласта или продвижения жидкости по скважине. Высокие производительности в частях открытого интервала могут привести к раннему образованию газового конуса сверху нефтеносного пласта или водяного конуса снизу этого пласта. Контроль изотопных индикаторов с помощью отстоящих друг от друга устройств, находящихся в горизонтальной части (см. фиг.9D-9G), может оказаться полезным для извлечения информации с целью надлежащего управления притоком в этих скважинах.
Величину высокой производительности в устье скважины можно проверить путем вычисления эффекта распределенного притока из пласта при наличии перепада давления вдоль скважины. Нижеследующее вычисление продемонстрирует этот эффект.
Анализ возможной горизонтальной скважины:
L - длина всего открытого интервала [футы];
N - количество точек расположения мониторов (подсекций);
ΔL=L/N - промежуток между мониторами [футы];
n - индекс подсекции (в направлении от дна к устью);
QN - общий расход из скважины [баррели в сутки];
рN - общий перепад давления на открытом интервале [фунты-силы на квадратный дюйм];
рH - потери напора из-за течения в скважине [(фунты-силы на квадратный дюйм/фут)/(баррели/сутки)];
dqf - удельный темп притока из пласта в скважину при равномерном профиле [баррели/сутки];
Δqf - темп притока из пласта в подсекцию скважины [баррели/сутки];
Δqn - расход в скважине в подсекции (n) [баррели/сутки];
Δрn - перепад давления в подсекции (n), составляющий рH(ΔL)(Δqn) [фунты-силы на квадратный дюйм].
Предположим, что скважина разделена на N подсекций, начиная от некоторой точки вверху по течению (т.е. в направлении от дна к устью)
При равномерном притоке
Расход в скважине накапливается по мере притока от дна к устью
Перепад давления в каждой подсекции предполагается равным расходу, следовательно
За счет прибавления перепадов давления в каждой подсекции общий перепад давления в скважине от дна к последующим подсекциям вниз по течению составляет
Допущения:
длина всего открытого интервала =2500 футов;
промежуток между мониторами =100 футов;
общий расход из скважины =2500 баррелей/сутки;
удельные потери напора в скважине =10-4 фунта-силы на квадратный дюйм/баррель/фут.
Приток на дне скважины при отсутствии притока вдоль интервала
(1) Для скважины, в которой 2500 баррелей протекают по 2500 футам скважины, перепад давления будет составлять
Равномерный приток
(2) Для скважины, в которой добыча осуществляется равномерно вдоль 25 подсекций (управляемых секций скважины), общий перепад давления на ее открытом интервале, на основании вычислений с помощью уравнения (26), составляет
Приток, зависящий от пластового давления
Темп притока в скважину пропорционален разности между пластовым давлением и давлением в скважине. Поскольку давления в скважине вдоль открытого интервала зависят от расхода, профиль притока нужно получать посредством альтернативного вычисления. Определим пластовое давление (pres) как величину, которая на некоторое давление (р0) превышает наибольшее давление в скважине, т.е. давление на дне.
Разность давлений между пластовым давлением и давлением в скважине в местах ниже по течению от дна составляет
На первой итерации накапливаемый поток и накапливаемый перепад вдоль насосно-компрессорной трубы можно вычислять путем суммирования дифференциальных давлений (р0+рn) притока и нормализации дифференциальных давлений подсекций с помощью этой суммы:
Нормализованное давление 
Темп притока для каждой подсекции пропорционален этому нормализованному дифференциальному давлению, следовательно, темп притока для каждой подсекции составляет
Накапливаемый поток, возникающий в скважине, составляет
а накапливаемый перепад давления в скважине от дна к устью составляет
Вторую итерацию осуществляют путем подстановки этих величин перепадов давления в уравнение (31). Сходимость достигается быстро - в этом случае нужно лишь несколько итераций. Их можно проводить путем подстановки последовательных величин рn1,2,3... в уравнение 34.
На фиг.23 представлены результаты этих вычислений перепадов давления для нескольких условий притока. Когда весь поток попадает в скважину на ее дне, (Случай 1 - Насосно-компрессорная труба с открытым концом), накапливаемый перепад давления вдоль насосно-компрессорной трубы является большим, поскольку каждая секция трубы испытывает максимальный перепад давления. Когда поток является неравномерным вдоль длины секции горизонтальной скважины (Случай 2 - Неравномерный приток), меньшие перепады давления возникают около дна, где расходы в скважине являются малыми. Для того же самого общего расхода 2500 баррелей в сутки случай равномерного притока дает результат, выражающийся лишь в половине общего перепада давления (325 фунтов-сил на квадратный дюйм), по сравнению со Случаем 1, в котором общий перепад давления составляет 625 фунтов-сил на квадратный дюйм. Когда приток зависит от пластового давления (Случай 3 - Неравномерный приток), возникают еще меньшие перепады давления. Если пластовое давление лишь незначительно превышает давление на дне скважины, а перепад давления в скважине сравнительно велик, то большинство притока происходит около устья. Нижний предел имеет место, когда пластовое давление равно давлению на дне скважины (т.е. р0=0). В этом случае общий перепад давления составляет 125 фунтов-сил на квадратный дюйм. Верхний предел, имеющий место, когда пластовое давление становится большим (ро=-∞), приводит к неравномерному притоку.
На фиг.24 показаны расчетные расходы, которые являются результатом различных условий притока из пласта. Расходы, которые возникают вдоль секции горизонтальной скважины в условиях, заданных выше, можно нормализовать относительно расходов в скважине при неравномерном притоке.
Следовательно, с помощью данного изобретения и вычислений, представленных в описании, можно контролировать протекающие потоки в эксплуатационной или нагнетательной скважине и характеризовать их в реальном масштабе времени, если это необходимо. Информация, получаемая посредством использования данного изобретения, может обеспечить больше знаний о событиях, происходящих внутри скважины, и может быть использована для выдачи руководящих указаний операторам или компьютерной системе при изменении процедур добычи и нагнетания с целью оптимизации операций. Такое использование значительно повышает эффективность работы и максимизирует добычу нефти из заданного пласта. Данное изобретение также можно применять к другим типам скважин (не являющихся нефтяными скважинами), таким как водяная эксплуатационная скважина.
Для специалистов в данной области техники, ознакомившихся с этим описанием, будет очевидно, что это изобретение позволяет пробурить нефтяную эксплуатационную скважину, имеющую, по меньшей мере, одно электрически управляемое устройство для нагнетания изотопных индикаторов, а также разработать способы использования таких устройств для контроля добычи из скважины. Следует понять, что имеющиеся в заявке чертежи и подробное описание нужно считать носящими иллюстративный, а не ограничительный характер, и не предназначенными для сведения изобретения к описанным конкретным формам и примерам осуществления. Наоборот, изобретение включает в себя любые дополнительные модификации, изменения, перестановки, подстановки, альтернативы, варианты выбора конструкции и конкретные варианты осуществления, очевидные для обычных специалистов в данной области техники и находящиеся в рамках объема притязаний этого изобретения, определяемого нижеследующей формулой изобретения. Поэтому нижеследующую формулу изобретения следует считать охватывающей все такие дополнительные модификации, изменения, перестановки, подстановки, альтернативы, варианты выбора конструкции и конкретные варианты осуществления.
1. Система для нагнетания изотопных индикаторов, предназначенная для использования в скважине, содержащая устройство, препятствующее протеканию тока, имеющее конфигурацию, которая обеспечивает его расположение вокруг части трубной конструкции упомянутой скважины, а также препятствует протеканию изменяющегося во времени электрического сигнала, передаваемого по упомянутой части упомянутой трубной конструкции, и скважинное электрически управляемое устройство для нагнетания изотопных индикаторов, выполненное с возможностью электрического соединения с упомянутой трубной конструкцией, с возможностью запитывания упомянутым изменяющимся во времени электрическим сигналом и с возможностью выброса материала изотопных индикаторов в упомянутую скважину.
2. Система для нагнетания изотопных индикаторов по п.1, в которой упомянутое устройство, препятствующее протеканию тока, имеет кольцеобразную геометрию и содержит ферромагнитный материал.
3. Система для нагнетания изотопных индикаторов по п.1, в которой упомянутая трубная конструкция содержит, по меньшей мере, часть эксплуатационной насосно-компрессорной трубы упомянутой скважины, а упомянутый электрический обратный проводник содержит, по меньшей мере, часть обсадной трубы упомянутой скважины.
4. Система для нагнетания изотопных индикаторов по п.1, в которой упомянутая трубная конструкция содержит, по меньшей мере, часть обсадной трубы скважины.
5. Система для нагнетания изотопных индикаторов по п.1, в которой упомянутое устройство для нагнетания содержит электрический двигатель и модуль связи и управления, причем упомянутый электрический двигатель электрически соединен с упомянутым модулем связи и управления и выполнен с возможностью управления посредством этого модуля.
6. Система для нагнетания изотопных индикаторов по п.1, в которой упомянутое устройство для нагнетания содержит электрически управляемый клапан и модуль связи и управления, причем упомянутый электрически управляемый клапан электрически соединен с упомянутым модулем связи и управления и выполнен с возможностью управления посредством этого модуля.
7. Система для нагнетания изотопных индикаторов по п.1, в которой упомянутое устройство для нагнетания содержит резервуар материалов изотопных индикаторов и форсунку для нагнетания изотопных индикаторов, причем упомянутый резервуар материалов изотопных индикаторов гидравлически сообщается с упомянутой форсункой для нагнетания изотопных индикаторов, а упомянутая форсунка для нагнетания изотопных индикаторов выполнена с возможностью выброса из упомянутого устройства для нагнетания упомянутого материала изотопных индикаторов изнутри упомянутого резервуара материалов изотопных индикаторов в ответ на электрический сигнал.
8. Система для нагнетания изотопных индикаторов по п.1, в которой упомянутый электрический сигнал является сигналом мощности.
9. Система для нагнетания изотопных индикаторов по п.1, в которой упомянутый электрический сигнал является сигналом связи, предназначенным для управления работой упомянутого устройства для нагнетания изотопных индикаторов.
10. Система для нагнетания изотопных индикаторов по п.1, дополнительно содержащая датчик, выполненный с возможностью обнаружения упомянутого материала изотопных индикаторов, когда упомянутый материал изотопных индикаторов проходит мимо упомянутого датчика в протекающем потоке.
11. Система для нагнетания изотопных индикаторов по п.1, дополнительно содержащая трубу, являющуюся продолжением насадка, проходящую от упомянутого устройства для нагнетания изотопных индикаторов.
12. Нефтяная скважина, содержащая трубную конструкцию, расположенную внутри ствола скважины, устройство, препятствующее протеканию тока, расположенное вокруг упомянутой трубной конструкции для ограничения электропроводной части упомянутой трубной конструкции, источник изменяющегося во времени тока, электрически соединенный с упомянутой электропроводной частью упомянутой трубной конструкции, и электрически управляемое устройство для нагнетания изотопных индикаторов, электрически соединенное с упомянутой электропроводной частью и выполненное с возможностью подключения к упомянутому изменяющемуся во времени сигналу.
13. Нефтяная скважина по п.12, в которой упомянутое устройство, препятствующее протеканию тока, содержит незапитываемый индукционный дроссель, содержащий ферромагнитный материал, расположенный в непосредственной близости от участка трубной конструкции.
14. Нефтяная скважина по п.12, в которой упомянутая трубная конструкция содержит эксплуатационную насосно-компрессорную трубу и обсадную трубу скважины, при этом упомянутый изменяющийся во времени сигнал подается, по меньшей мере, в одну из упомянутых насосно-компрессорную трубу и обсадную трубу.
15. Нефтяная скважина по п.12, в которой упомянутое устройство для нагнетания изотопных индикаторов содержит электрически управляемый клапан.
16. Нефтяная скважина по п.12, в которой упомянутое устройство для нагнетания изотопных индикаторов содержит электрический двигатель.
17. Нефтяная скважина по п.12, в которой упомянутое устройство для нагнетания изотопных индикаторов содержит модем.
18. Нефтяная скважина по п.12, в которой упомянутое устройство для нагнетания изотопных индикаторов содержит резервуар материалов изотопных индикаторов.
19. Нефтяная скважина по п.12, дополнительно содержащая датчик, выполненный с возможностью обнаружения материала изотопных индикаторов.
20. Нефтяная скважина по п.12, дополнительно содержащая трубу, являющуюся продолжением насадка, проходящую от упомянутого устройства для нагнетания изотопных индикаторов.
21. Нефтяная скважина, содержащая обсадную трубу скважины, проходящую внутри ствола упомянутой скважины, эксплуатационную насосно-компрессорную трубу, проходящую внутри упомянутой обсадной трубы, источник изменяющегося во времени тока, расположенный на поверхности, причем упомянутый источник тока электрически соединен, по меньшей мере, с одной из упомянутой насосно-компрессорной трубой и упомянутой обсадной трубой, а также выполнен с возможностью подачи изменяющегося во времени тока, по меньшей мере, в одну из упомянутых труб, скважинное устройство для нагнетания изотопных индикаторов, содержащее модуль связи и управления, резервуар материалов изотопных индикаторов и электрически управляемую форсунку для нагнетания изотопных индикаторов, причем упомянутый модуль связи и управления электрически соединен, по меньшей мере, с одной из упомянутой насосно-компрессорной трубой и упомянутой обсадной трубой, упомянутая форсунка для нагнетания изотопных индикаторов электрически соединена с упомянутым модулем связи и управления, а упомянутый резервуар материалов изотопных индикаторов гидравлически сообщается с упомянутой форсункой для нагнетания изотопных индикаторов, скважинное устройство, препятствующее протеканию тока, расположенное вокруг части, по меньшей мере, одной из упомянутой насосно-компрессорной трубы и упомянутой обсадной трубы, причем упомянутое устройство, препятствующее протеканию тока, выполнено с возможностью направления части упомянутого электрического тока через упомянутый модуль связи и управления.
22. Нефтяная скважина по п.21, включающая в себя измерительный преобразователь, электрически соединенный, по меньшей мере, с одной из упомянутой насосно-компрессорной трубой и упомянутой обсадной трубой, причем упомянутый измерительный преобразователь содержит датчик, выполненный с возможностью обнаружения материала изотопных индикаторов в протекающем потоке упомянутой скважины.
23. Нефтяная скважина по п.21, дополнительно содержащая трубу, являющуюся продолжением насадка, проходящую от упомянутой форсунки для нагнетания изотопных индикаторов.
24. Нефтяная скважина по п.21, в которой упомянутая форсунка для нагнетания изотопных индикаторов содержит электрический двигатель, шнековый механизм и насадок, причем упомянутый электрический двигатель электрически соединен с упомянутым модулем связи и управления, упомянутый шнековый механизм механически сочленен с упомянутым электрическим двигателем, упомянутый насадок проходит во внутреннее пространство упомянутой насосно-компрессорной трубы, при этом упомянутый насадок обеспечивает канал для текучей среды между упомянутым резервуаром материалов изотопных индикаторов и упомянутым внутренним пространством насосно-компрессорной трубы, а упомянутый шнековый механизм выполнен с возможностью принудительной подачи упомянутого материала изотопных индикаторов из упомянутого резервуара материалов изотопных индикаторов в упомянутое внутреннее пространство упомянутой насосно-компрессорной трубы через упомянутый насадок в ответ на вращательное движение упомянутого электрического двигателя.
25. Нефтяная скважина по п.21, в которой упомянутый резервуар материалов изотопных индикаторов содержит заключенный в нем разделитель, который делит внутреннее пространство упомянутого резервуара материалов изотопных индикаторов на два объема, и при этом упомянутая форсунка для нагнетания изотопных индикаторов содержит электрически управляемый клапан и насадок, причем первый из упомянутых объемов внутреннего пространства резервуара содержит материал изотопных индикаторов, а второй из упомянутых объемов внутреннего пространства резервуара содержит сжатый газ, так что упомянутый газ обеспечивает приложение давления к упомянутому материалу изотопных индикаторов в упомянутом первом объеме, при этом упомянутый электрически управляемый клапан электрически соединен с упомянутым модулем связи и управления и управляется им, а упомянутый первый объем гидравлически сообщается с внутренним пространством упомянутой насосно-компрессорной трубы через упомянутый электрически управляемый клапан и через упомянутый насадок.
26. Нефтяная скважина по п.21, в которой упомянутый резервуар материалов изотопных индикаторов содержит заключенный в нем разделитель, который делит внутреннее пространство упомянутого резервуара материалов изотопных индикаторов на два объема, и при этом упомянутая форсунка для нагнетания изотопных индикаторов содержит электрически управляемый клапан и насадок, причем первый из упомянутых объемов внутреннего пространства резервуара содержит материал изотопных индикаторов, а второй из упомянутых объемов внутреннего пространства резервуара содержит пружинный элемент, так что упомянутый пружинный элемент обеспечивает приложение давления к упомянутому материалу изотопных индикаторов в упомянутом первом объеме, при этом упомянутый электрически управляемый клапан электрически соединен с упомянутым модулем связи и управления и управляется им, а упомянутый первый объем гидравлически сообщается с внутренним пространством упомянутой насосно-компрессорной трубы через упомянутый электрически управляемый клапан и через упомянутый насадок.
27. Нефтяная скважина по п.21, в которой упомянутое устройство, препятствующее протеканию тока, содержит незапитываемый индукционный дроссель, содержащий ферромагнитный материал.
28. Нефтяная скважина по п.21, в которой упомянутое устройство, препятствующее протеканию тока, дополнительно содержит датчик, причем упомянутый датчик электрически соединен с упомянутым модулем связи и управления, и упомянутый датчик выполнен с возможностью обнаружения материала изотопных индикаторов.
29. Нефтяная скважина по п.21, в которой упомянутый модуль связи и управления содержит модем.
30. Способ эксплуатации нефтяной скважины, включающий в себя этапы, на которых обеспечивают трубную конструкцию, проходящую внутри ствола упомянутой скважины, подают изменяющийся во времени электрический ток в упомянутую трубную конструкцию, запитывают скважинную систему для нагнетания изотопных индикаторов для упомянутой скважины, пользуясь упомянутым изменяющимся во времени электрическим током, подаваемым в упомянутую трубную конструкцию, и нагнетают материал изотопных индикаторов из упомянутой системы для нагнетания изотопных индикаторов в скважинный протекающий поток внутри упомянутой скважины.
31. Способ по п.30, дополнительно содержащий этапы, на которых контролируют протекающий поток в месте, удаленном от упомянутого устройства для нагнетания изотопных индикаторов, и обнаруживают упомянутый материал изотопных индикаторов внутри упомянутого протекающего потока.
32. Способ по п.30, дополнительно содержащий этап, на котором передают данные, соответствующие упомянутым этапам обнаружения, в компьютерную систему, расположенную на поверхности, через упомянутую трубную конструкцию.
33. Способ по п.30, дополнительно содержащий этап, на котором размещают резервуар материала изотопного индикатора в главном стволе скважины, нагнетают упомянутый материал изотопных индикаторов в боковое ответвление, отходящее от главного ствола скважины, через капиллярную трубу, проходящую в это боковое ответвление.
