Способ и устройство для обработки заполненного текучей средой ствола скважины



Способ и устройство для обработки заполненного текучей средой ствола скважины
Способ и устройство для обработки заполненного текучей средой ствола скважины
Способ и устройство для обработки заполненного текучей средой ствола скважины
Способ и устройство для обработки заполненного текучей средой ствола скважины
Способ и устройство для обработки заполненного текучей средой ствола скважины
Способ и устройство для обработки заполненного текучей средой ствола скважины
Способ и устройство для обработки заполненного текучей средой ствола скважины
Способ и устройство для обработки заполненного текучей средой ствола скважины
Способ и устройство для обработки заполненного текучей средой ствола скважины
Способ и устройство для обработки заполненного текучей средой ствола скважины

 


Владельцы патента RU 2414596:

ШЛЮМБЕРГЕР ТЕКНОЛОДЖИ Б.В. (NL)

Группа изобретений относится к заполненным текучей средой стволам скважин и, конкретнее, к мониторингу, регулированию и совершенствованию процессов, связанных с обработкой для интенсификации притока. Обеспечивает повышение эффективности решений по изобретениям. Сущность изобретений: по способу предусмотрен, по меньшей мере, один элемент, содержащий выполнение и завершение первой операции обработки на элементе и использование блока обработки данных для определения успешности или неуспешности первой операции обработки посредством инициирования трубной волны в стволе скважины, восприятия реакции ствола скважины на трубную волну и расчета состояния элемента на основе воспринятой реакции. При определении успешности первой операции обработки выполняют вторую операцию обработки или при определении неуспешности первой операции обработки осуществляют выбор первой ремонтной операции на основе воспринятой реакции и выполняют первую ремонтную операцию. 2 н. и 16 з.п. ф-лы, 10 ил.

 

Область техники изобретения

Настоящее изобретение относится к способу и устройству для обработки заполненных текучей средой стволов скважин для интенсификации притока.

Предпосылки изобретения

Обработки пласта для интенсификации притока можно выполнять для улучшения добычи в заполненном текучей средой стволе скважины, такой как нефтяная или газовая скважина. Примеры обработок пласта для интенсификации притока включают в себя гидравлический разрыв пласта (гидроразрыв пласта) и введение материалов и химических веществ, вносящих изменения в пласт и/или перфорационные каналы при заканчивании скважины, например, закачка кислоты. Планируемым результатом обработки может являться улучшение добычи посредством внесения изменений в перфорационные каналы, внесения изменений в пласт, примыкающий к перфорационным каналам, создание новых перфорационных каналов или комбинации указанного.

Химические или механические герметики часто используют для преобразования гидродинамической связи различных мест системы ствола скважины во время обработок пласта для интенсификации притока. Например, на каждой стадии в многостадийном гидроразрыве пласта зоны ранее проведенного гидроразрыва пласта изолируют закачиванием отклоняющей текучей среды или уплотнительных шариков перфорационных отверстий в ствол скважины с поверхности для герметического закупоривания перфорационных каналов зоны, ранее проведенного гидроразрыва пласта. В простой обработке с закачкой кислоты герметики используют для герметического закупоривания перфорационных каналов, которые уже имеют низкое гидравлическое сопротивление потоку. Кислота затем закачивается в зону для уменьшения гидравлического сопротивления негерметически закупоренных перфорационных каналов. Альтернативно, новые перфорационные каналы создают посредством закачивания текучей среды в зону для увеличения давления до точки открытия перфорационных каналов, щелей или интервалов более высокого давления.

Состояние герметиков и перфорационных каналов во время обработки пласта для интенсификации притока влияет на конечный результат обработки. В частности, поскольку негерметически закупоренные перфорационные каналы гидравлически сообщаются друг с другом, обработка проектных перфорационных каналов может ухудшиться и быть неуспешной, если герметизация других перфорационных каналов откажет во время закачки. Одной проблемой, стоящей перед операторами, является то, что определение состояния герметиков и перфорационных каналов может быть сложным или невозможным. В случае кислотной обработки сложно или невозможно определить очищается ли текучей средой и давлением назначенная зона или текучая среда уходит через неисправное уплотнение. Аналогично, в случае трассировки с применением индикаторов сложно или невозможно определить, открывается ли новый гидроразрыв пласта в конкретной зоне или через конкретные перфорационные каналы, или растет старый гидроразрыв пласта за неисправным уплотнением. В отношении определения условий в заполненном текучей средой стволе скважины, патентная заявка США 11/691,071 под названием «Беспроводной каротаж заполненного текучей средой ствола скважины», зарегистрированная 31 октября 2007 г., включенная в настоящий документ путем ссылки, описывает определение местоположения и мониторинг измений внутрискважинных условий посредством регистрации, создания и анализа трубных волн, распространяющихся в системе ствола скважины.

Сущность изобретения

Согласно изобретению создан способ обработки заполненного текучей средой ствола скважины, имеющего, по меньшей мере, один элемент, содержащий выполнение и завершение первой операции обработки на элементе и использование блока обработки данных для определения успешности или неуспешности первой операции обработки посредством инициирования трубной волны в стволе скважины, восприятия реакции ствола скважины на трубную волну и расчета состояния элемента на основе воспринятой реакции и при определении успешности первой операции обработки выполнения второй операции обработки или при определении неуспешности первой операции обработки выбора первой ремонтной операции на основе воспринятой реакции и выполнение первой ремонтной операции.

Способ может содержать дополнительный этап определения успешности или неуспешности первой ремонтной операции посредством инициирования трубной волны в стволе скважины, восприятия реакции ствола скважины на трубную волну и расчета состояния элемента на основе воспринятой реакции.

Способ может содержать при определении неуспешности первой ремонтной операции дополнительный этап выбора второй ремонтной операции на основе воспринятой реакции после завершения первой ремонтной операции и выполнения второй ремонтной операции.

Расчет состояния элемента может включать в себя расчет, по меньшей мере, для одного перфорационного канала, по меньшей мере, одного из следующего: существования, несуществования, герметичного закупоривания, негерметичного закупоривания, величины, формы и реологических свойств.

Элемент может включать в себя, по меньшей мере, один перфорационный канал, и выполнение первой операции обработки включает в себя гидравлический разрыв участка пласта вблизи перфорационного канала.

Элемент может включать в себя, по меньшей мере, один перфорационный канал, и выполнение первой операции обработки включает в себя воздействие на перфорационный канал химреагентом.

Расчет состояния элемента может включать в себя определение отраженности трубной волны элементом.

Расчет состояния элемента может включать в себя использование, по меньшей мере, одного из следующего: амплитуды, частоты, затухания, дисперсии и времени пробега, связанных с трубной волной и отражением.

Согласно изобретению создано устройство для обработки заполненного текучей средой ствола скважины, имеющего, по меньшей мере, один элемент, содержащее генератор колебаний, приемник, блок обработки данных для определения успешности или неуспешности выполненной и завершенной первой операции обработки на элементе посредством подачи команды генератору колебаний для инициирования трубной волны в стволе скважины, приема сигнала, характеризующего реакцию ствола скважины на трубную волну и воспринимаемого приемником, и расчета состояния элемента на основе воспринятой реакции, и при определении успешности первой операции обработки выполнения второй операции обработки или при определении неуспешности первой операции обработки выбора первой ремонтной операции на основе воспринятой реакции.

Блок обработки данных может быть дополнительно предназначен для определения успешности или неуспешности первой ремонтной операции посредством подачи команды генератору колебаний на инициирование трубной волны в стволе скважины, приема сигнала, характеризующего реакцию ствола скважины на трубную волну и воспринимаемого приемником, и расчета состояния элемента на основе воспринятой реакции.

Блок обработки данных может быть дополнительно предназначен при определении неуспешности первой ремонтной операции для выбора второй ремонтной операции на основе воспринятой реакции после завершения первой ремонтной операции.

Блок обработки данных может быть дополнительно предназначен для подачи команды выполнения второй ремонтной операции.

Блок обработки данных может быть дополнительно предназначен для расчета состояния элемента посредством расчета, по меньшей мере, для одного перфорационного канала, по меньшей мере, одного из следующего: существования, несуществования, герметичного закупоривания, негерметичного закупоривания, величины, формы и реологических свойств.

Элемент может включать в себя, по меньшей мере, один перфорационный канал, и первая операция обработки включает в себя гидравлический разрыв участка пласта вблизи перфорационного канала.

Элемент может включать в себя, по меньшей мере, один перфорационный канал, и первая операция обработки включает в себя воздействие на перфорационный канал химреагентом.

Блок обработки данных может определять отраженность трубной волны элементом.

Блок обработки данных может использовать, по меньшей мере, одно из следующего: амплитуду, частоту, затухание, дисперсию и время пробега, связанных с трубной волной и отражением для расчета состояния элемента.

Преимуществом изобретения является то, что состояние элемента можно определить и проверить для улучшения обработки пласта для интенсификации притока. Например, надлежащее герметическое закупоривание перфорационных каналов можно подтвердить на основе отсутствия отражения трубной волны перфорационными каналами. Альтернативно, можно использовать, по меньшей мере, одно из следующего: амплитуду, частоту, затухание, дисперсию и время пробега, относящиеся к трубной волне, и отражение. Если герметик отказывает во время обработки, то условие должно быть указано появлением отражения трубной волны. Вследствие этого операцию обработки пласта для интенсификации притока можно своевременно остановить, и ремонт, посредством, например, закачки отклоняющей текучей среды или сброса шаров можно повторно инициировать, пока разница между ожидаемыми реакциями и реакциями, измеренными инструментом вдоль участка, подлежащего обработке пласта для интенсификации притока, не подтвердит возникновение герметического закупоривания и то, что обработку для интенсификации притока назначенной зоны можно возобновить. Операции регулирования расхода текучей среды обработки пласта для интенсификации притока на стадии, представляющей интерес, и проверки герметического закупоривания перфорационных каналов в других зонах можно повторять для обработки для интенсификации притока многочисленных зон в выбранной последовательности. Дополнительные элементы и преимущества изобретения должны стать более ясными из следующего подробного описания и прилагаемых чертежей.

Краткое описание чертежей

На фиг.1 схематично показано использование прямых и отраженных трубных волн для расчета состояния и местоположения элемента в системе ствола скважины.

На фиг.2 схематично показаны генераторы колебаний и приемники для реализации способа фиг.1.

На фиг.3-6 и 8-9 схематично показано использование способа согласно изобретению для проведения многоступенчатого гидравлического разрыва пласта.

На фиг.7 показан график изменений состояния элемента.

На фиг.10 показан способ согласно варианту осуществления изобретения.

Подробное описание

На фиг.1 показана система ствола скважины, включающая в себя заполненный текучей средой ствол 100 скважины, имеющий устье 102 и забой 104. Насос 106 соединен со стволом скважины посредством напорного трубопровода 107 для управления потоком текучей среды в стволе скважины, введения материалов и веществ в ствол скважины и изменения давления текучей среды в стволе скважины. Ствол 100 скважины также включает в себя, по меньшей мере, один элемент 108, представляющий интерес. Например, и без ограничения этим, элемент 108 может включать в себя один или несколько перфорационных каналов в стенке ствола скважины, обеспечивающих проход гидравлического потока между пластом и стволом скважины. Элемент считается представляющим интерес, поскольку его местоположение и состояние влияют на добычу или результат обработок пласта для интенсификации притока, где «состояние» указывает, по меньшей мере, одно из следующего: существование, отсутствие, герметически закупорен, герметически не закупорен, величину, форму и реологические свойства. Следует отметить, что хотя устье показано на уровне земли, это не является ограничением изобретения. Дополнительно, хотя ствол скважины для упрощения описания и иллюстрирования показан перпендикулярным поверхности и прямым от устья до забоя, ствол скважины может проходить под любым углом и иметь изменения направления.

Согласно одному варианту осуществления анализ трубной волны используют для расчета состояния элемента 108 для проведения обработки пласта для интенсификации притока. Состояние можно рассчитать по отражательным свойствам элемента 108. Для определения отражательных свойств элемента 108 инициируют трубную волну 110а. Инициированная трубная волна 110а распространяется через ствол 100 скважины и может быть отражена элементом 108. Если трубная волна 110а отражена элементом 108, в результате появляется отраженная трубная волна 110b. В простом случае состояние элемента 108 можно определить просто по присутствию или отсутствию отраженной трубной волны 110b. В частности, закрытый перфорационный канал или клапан могут не дать отражения, тогда как открытый перфорационный канал или клапан может дать некоторое отражение. В более сложных случаях свойства отраженной трубной волны 100b, такие как амплитуда, частота, затухание, дисперсия и время пробега можно использовать в расчетах состояния элементов.

Поскольку ствол скважины может включать в себя многочисленные и различные элементы, представляющие интерес, как вблизи, так и в разных отличающихся местах, иногда необходимо знать местоположение элемента в дополнение к состоянию элемента. Согласно одному варианту осуществления анализ трубной волны также можно использовать для расчета местоположений элементов 108. При условии, что элемент отражает инициированную трубную волну 110а в стволе скважины, по меньшей мере, в одном состоянии, местоположение элемента можно рассчитать, когда элемент находится в данном состоянии. Для обеспечения проведения расчета местоположения элемента инициированную трубную волну 110а генерируют в известном удаленном месте и/или в известное время. Хотя удаленное место показано находящимся вблизи устья ствола скважины, любое место, кроме места самого элемента, можно использовать, как будет объяснено более подробно ниже. Инициированная трубная волна 110а распространяется через ствол скважины и, по меньшей мере, для одного состояния элемента, отражается элементом 108. Отраженная трубная волна 110b регистрируется в известное время и/или в известном месте. Местоположение элемента можно затем рассчитать (А) по времени распространения туда и обратно исходной трубной волны 110а и отраженной трубной волны 110b, или, альтернативно, (В) из сравнения времени прихода отраженной трубной волны 110b с временем прихода второй отраженной трубной волны 110d, происходящей от трубной волны 110с, являющейся частью трубной волны 110а, не отраженной элементом 108, но отраженной некоторым другим элементом в известном месте, включающем в себя, но без ограничения этим, забой 104 ствола скважины.

Расчет местоположения элемента по времени распространения туда и обратно исходной трубной волны 110а, объединенной с отраженной трубной волной 110b, в общем требует некоторого знания скорости распространения. В частности, скорость распространия должна быть известна, если расчет местоположения основан на скорости и времени прохода туда и обратно.

Скорость распространения, V, трубной волны в заполненном текучей средой обсаженном стволе скважины может быть описана как:

V=[ρ(1/B+1/(µ+(Eh/2b))-1/2,

где ρ - плотность текучей среды, В - объемный модуль упругости текучей среды, µ - модуль сдвига горной породы, Е - модуль Юнга материала обсадной колонны, h - толщина обсадной колонны и b - внешний диаметр обсадной колонны. Для заполненного водой ствола скважины приемлемая аппроксимация V составляет 1450 м/с. Для бурового раствора данный вектор скорости может незначительно отличаться вследствие увеличения плотности ρ или изменений в объемном модуле упругости В. Как плотность, так и объемный модуль упругости можно измерить для конкретной рассматриваемой текучей среды, и, если необходимо, можно выполнить преобразования величины V. Зная скорость и время можно рассчитать расстояние, пройденное трубной волной и отраженной волной. Данное расстояние затем используют для расчета местоположения элемента (глубины) на основе известных местоположений генератора колебаний и приемника.

Различные алгоритмы можно использовать для проведения расчета местоположения элемента по изменению времени прихода трубных волн. В одном варианте осуществления, со стволом скважины известной полной глубины D и элементом на неизвестной глубине Z возникающая в неизвестное время Т0 отраженная трубная волна 110b зарегистрирована во время T1. Если время Т0 акустической помехи и глубина Z неизвестны, результат нельзя получить только из одного T1. Вместе с тем, если время T2 прихода трубной волны 110d, отраженной от забоя ствола скважины, зарегистрировано, тогда получают два уравнения для неизвестных:

T1-T0=Z/V и

T2~T0=(2D-Z)/V.

Неизвестное нулевое время можно тогда исключить из данных двух уравнений для получения выражения для глубины акустической помехи:

Z=D-V(T2-T1)/2.

Как показано на фиг.2, устройство для выполнения анализа трубной волны для проведения обработки пласта для интенсификации притока может включать в себя блок 200 обработки данных, по меньшей мере, один генератор 106, 202, 204, 208 звуковых колебаний и, по меньшей мере, один акустический приемник 206, 208. Блок 200 обработки данных связан с генератором колебаний и приемником и выполняет функции управления и анализа. В частности, блок обработки данных дает команду генератору колебаний для генерирования акустических помех в известное время (и возможно в известном месте), по указанию схемы синхронизации блока обработки данных. Блок обработки данных также принимает и интерпретирует сигналы, связанные с отраженными трубными волнами посредством приемника. Микропроцессоры в блоке обработки данных анализируют элементы, представляющие интерес, в стволе скважины согласно алгоритмам, описанным выше, или другим методикам. Дополнительно, блок обработки данных может включать в себя запоминающее устройство для сохранения данных, описывающих ствол скважины, и результаты анализа. Блок обработки данных может также включать в себя интерфейс для создания индикации состояния и местоположения элементов.

Генератор колебаний может включать в себя различные устройства для создания изменений давления/расхода, включающие в себя, но не ограниченные этим, специальный генератор 202 колебаний, создающий резкое понижение давления в ограниченном объеме (имплозия), взрыв или пьезоэлектрическое усилие. Дополнительно, насос 106, клапан 204 или другое средство можно приводить в действие для выполнения функции генератора колебаний. Генератор колебаний или генераторы можно располагать в любом месте в системе ствола скважины. Вне зависимости от применяемого средства инициированная трубная волна 110а содержит акустическую помеху, которая может принимать любую из различных форм. Например, акустическая помеха может включать в себя незатухающую гармоническую волну или один или несколько дискретных импульсов, созданных изменением давления или расхода текучей среды. Поскольку давление и расход являются взаимосвязанными в системе ствола скважины, изменение одного обязательно изменяет другое. В отношении частоты акустическая помеха должна обычно находиться в диапазоне от DC до 40 кГц, возможно с наиболее применимыми частотами, находящимися в диапазоне от 0,1 кГц до 2 кГц.

Приемник может включать в себя любые из различных устройств с возможностью восприятия изменений давления/расхода. Например, и без ограничения этим, приемник может включать в себя любое число индивидуальных датчиков, таких как акустический приемопередатчик 208 или решетка гидрофонов 206. Датчик или датчики располагаются на подходящих позициях для обнаружения акустических помех, генерируемых в текучей среде ствола скважины. Например, датчик можно расположить вблизи устья или датчик можно расположить ближе к элементу, представляющему интерес. Дополнительно, датчик может быть как закрепленным неподвижно, например, на обсадной колонне, так и подвижным, например, соединенным с гибкой насосно-компрессорной трубой.

Различные методики можно использовать для регистрации и обработки данных времени прибытия и задержки времени прибытия трубных волн. Примеры включают в себя, без ограничения этим, подходы, основанные на ручном выборе, алгоритмах автоматического сравнения с порогом и автокорреляции. Более сложные подходы можно использовать, если типичное шумовое поле является более сложным. Моделирование можно использовать для интерпретирования акустических помех, принимаемых датчиком для определения прогноза некоторых атрибутов регистрируемых данных, где атрибут включает в себя по меньшей мере, одно из следующего: амплитуда, частота, затухание, дисперсия и время пробега. Реагирование системы, в общем, отличается отражениями переменной полярности, уменьшающейся по амплитуде с течением времени. В варианте, где передается серия импульсов, для блока обработки данных является целесообразной обработка данных принятых помех для фильтрования шума, распознавания исходного импульса среди отражений более ранних импульсов и другого учета изменений в переданной помехе. Конкретнее, блок обработки данных можно использовать для учета различных параметров системы ствола скважины, которые могут обуславливать изменения акустических помех между генератором колебаний и приемником, включающих в себя, без ограничения этим, геометрию системы ствола скважины, вязкоакустические свойства текучей среды и захваченных ею твердых частиц, содержащихся в системе ствола скважины, местоположение граничных слоев и захваченные твердые частиц, и отличия и местоположения помех могут изменять акустические помехи при прохождении. Блок приемника может выполнять это с использованием модели одного или нескольких данных параметров. Модель, которую можно сохранять в запоминающем устройстве блока обработки данных, используют для интерпретирования акустических помех, принятых датчиком, для определения лучшего прогноза некоторого атрибута записанных данных, где атрибут включает в себя, по меньшей мере, одно из следующего: амплитуду, частоту, затухание, дисперсию и время пробега.

На фиг.3-6, 8-9 схематично показано использование способа согласно изобретению для проведения многостадийного гидроразрыва пласта. На стадии, показанной на фиг.3, создают новую зону 1. Стреляющий перфоратор 300 спускают на место работы в стволе скважины и используют для создания перфорационных каналов 302 в обсадной колонне. Как показано на фиг.4, зону 1 подвергают обработке для интенсификации притока текучей средой, такой как кислота 400, мониторинг местоположения которой можно осуществлять по ее действию на трубные волны. Зону 1 затем подвергают воздействию увеличенного давления посредством работы насоса 106 для гидравлического разрыва (гидроразрыва) пласта вблизи перфорационных каналов 302. Если процедура гидроразрыва пласта является успешной, создание зоны 1 на этом завершается.

Как показано на фиг.5, герметик 500 вводят в зону 1 для изоляции перфорационных каналов 302 в процессе подготовки создания другой зоны 2. Состояние герметика 500 относительно перфорационных каналов 302 также является характеризующим конечный результат процедуры гидроразрыва пласта зоны 1. В частности, перфорационные каналы при надлежащем выполнении гидроразрыва пласта через них демонстрируют низкое гидравлическое сопротивление потоку и должны легче герметически закупориваться. Если через некоторые перфорационные каналы в зоне 1 гидроразрыв пласта выполнен не надлежащим образом, на такое условие должны указывать перфорационные каналы, не поддающиеся герметическому закупроиванию, и можно проводить ремонтные мероприятия. Примеры ремонтных операций включают в себя, но без ограничения этим, введение дополнительного герметика, модифицирование герметика, введение отличающегося герметика, попытки смещения герметика от нежелательного местоположения импульсом давления, введение герметизирующих волокон или других материалов для герметизации утечки, переконфигурирование отводных клапанов и другое модифицирование среды ствола скважины. На успех или неудачу восстановительной обработки указывает состояние перфорационных каналов во время обработки и после нее. В частности, методика обеспечивает подтверждения того, что обработка зоны 1 завершена до требуемой степени перед переходом в зону 2, и, возможно, анализ причины неудачи обработки или восстановления.

Как показано на фиг.5-7, присутствие перфорационных каналов 302-f, через которые ненадлежащим образом проведен гидроразрыв пласта, можно обнаружить посредством анализа трубной волны, поскольку такие перфорационные каналы имеют тенденцию обуславливать отражения. В частности, состояние герметиков перфорационных каналов можно рассчитать по силе отражения трубной волны 110b, то есть коэффициенту отражения, интерпретированному моделью воздействия системы ствола скважины на акустическую помеху. В показанном примере присутствие трубной волны 110b, приписываемой к отражению перфорационного канала во время Т3 и Т4, указывает, по меньшей мере, что один перфорационный канал 302-f находится в не герметически закупоренном состоянии (фиг.5), и отсутствие отражения перфорационного канала в моменты времени T1 и Т2 указывает на герметически закупоренное состояние всех перфорационных каналов (фиг.6). В случае плотно сгруппированного расположения перфорационных каналов может быть сложно распознать состояние отдельных перфорационных каналов. Вместе с тем, величина отражения может указывать пропорцию герметически закупоренных перфорационных каналов. Альтернативно, многочисленные отраженные помехи могут регистрироваться в динамике во времени для получения информации по величине и скорости изменения коэффициента отражения в динамике во времени.

Следует заметить, что способ можно также использовать для мониторинга местоположения и состояния пробки или песчаного пакера, используемых для содействия изоляции зоны. Состояние изолирующих элементов является полезной информацией поскольку, обладая таким знанием, оператор может повторять или корректировать гидроразрыв пласта, прежде чем перейти к следующей стадии обработки. Дополнительно, если герметики перфорационных каналов используют для гидравлической изоляции зон, тогда необходимо, чтобы все перфорационные каналы данной зоны были герметически закупорены надлежащим образом.

Как показано на фиг.8, удостоверившись на основании анализа трубной волны, что в зоне 1 через перфорационные каналы 302 надлежащим образом выполнен гидроразрыв пласта, и они герметически закупорены (возможно после ремонтной обработки), стреляющий перфоратор 300 устанавливают в зону 2 для создания второго комплекта перфорационных каналов 800. Местоположение стреляющего перфоратора можно рассчитать посредством трубных волн, измерения длины кабеля при спуске или некоторых комбинаций указанного. Как показано на фиг.9, зону 2 затем обрабатывают для интенсификации притока текучей средой и гидроразрывом пласта посредством увеличения давления насосом 106. Мониторинг целостности герметиков 500 в зоне 1 осуществляется во время данной стадии для проверки того, что изменения гидравлического сопротивления вызваны гидроразрывом пласта зоны 2 перфорационных каналов 800, а не зоны 1 перфорационных каналов 302. Хотя это специально не показано, данную процедуру можно повторять для создания любого числа новых зон. На каждом этапе можно использовать анализ трубной волны для проверки надлежащего герметического закупоривания перфорационных каналов, созданных на предшествующих стадиях, и надлежащего гидроразрыва пласта на новой стадии.

Как показано на фиг.10, вариантом осуществления изобретения является способ мониторинга, регулирования или улучшения процессов при обработке для улучшения притока в заполненном текучей средой стволе скважины. Способ включает в себя, по меньшей мере, одну стадию, на которой используют анализ трубной волны для определения, являются ли успешными операции, относящиеся к обработке или ремонту. Способ может также включать в себя многочисленные последовательные стадии. Обычно в последовательности операций способа не должен осуществляться переход к следующей стадии, если предшествующая стадия успешно не завершена. На этапе 1 показанного примера выполняют операцию обработки на элементе на этапе 1000. Операция обработки может представлять собой, только для примера и без ограничения этим, создание перфорационных каналов, герметическое закупоривание перфорационных каналов, обработку перфорационных каналов химреагентами, обработку перфорационных каналов изменением давления и любую другую операцию, относящуюся к обработке, описанной в данной заявке. Результат (то есть, успех или неуспех) операции обработки определяют посредством анализа трубной волны на этапе 1002. Если анализ показывает, что операция обработки неуспешна, выбирают и проводят одно или несколько ремонтных мероприятий на этапе 1004. Результат ремонтных мероприятий затем определяют посредством анализа трубной волны на этапе 1002. Этапы 1002 и 1004 можно повторять, пока выбранное и выполненное ремонтное мероприятие не посчитают успешным. Дополнительно, этапы могут быть рекурсивными, то есть ремонтные мероприятия, выбранные для проведения на этапе 1004, можно выбирать на основе индикаторов результатов анализа этапа 1002. Например, если анализ указывает присутствия утечки, тогда выбранный ремонтный этап может включать в себя герметизацию утечки, а если анализ указывает установку герметизирующего шара в нежелательном месте, тогда выбранный ремонтный этап может включать в себя обработку ствола скважины импульсами давления в попытке перестановки герметизирующего шара. Когда результаты анализа этапа 1002 указывают успех, можно выполнять другую операцию, относящуюся к обработке на этапе 1006 в стадии 2. За данным этапом 1006 обработки следует этап 1008 анализа, результаты которого должны обуславливать либо продолжение на следующей стадии (если имеется) или выбор и выполнение ремонтных мероприятий на этапе 1010. Как описано выше, ремонтный этап можно выбрать на основе результатов этапа 1008 анализа. Данный способ можно продолжаться N стадий, но он может состоять и из одной стадии.

Специалистам в данной области техники должно быть понятно, что выполнение множества различных услуг можно обеспечить или облегчить посредством изобретения. Например, аспекты изобретения можно использовать отдельно или в комбинации с данными микросейсмики для диагностики эффективности многостадийного горизонтального гидроразрыва пласта. При условии, что неэффективно обработанные пучки перфорационных каналов или интервалы дают количественно измеримые сигнатуры трубных волн, отличающиеся от эффективно обработанных пучков перфорационных каналов или интервалов, анализ трубной волны можно использовать для оценки того, на каких стадиях и через какие пучки перфорационных каналов пласт эффективно обработан для интенсификации притока. Анализ трубной волны также можно использовать для определения того, какие пучки эффективно изолированы. Анализ трубной волны можно также использовать для выбора обработки, операций, обработки и ремонтных мероприятий. Дополнительно, анализ трубной волны может облегчить определение числа открытых/активных перфорационных каналов. Дополнительно, анализ трубной волны может облегчать идентификацию и мониторинг накопления песка в обсадной колонне во время операции гидроразрыва пласта. Накопление песка, относящееся к гидроразрыву пласта, может быть значительным, особенно в горизонтальных скважинах. Для уменьшения потенциальных проблем, относящихся к накоплению песка, известно размещение пучков перфорационных каналов на безопасном расстоянии от мест, подверженных накоплению песка. Вместе с тем, пучки перфорационных каналов могут забиваться песком, так что должно быть полезным получение данных, указывающих величину и местоположение накопления песка. Например, может быть целесообразным идентифицировать накопление песка до выполнения операций, относящихся к обработке, поскольку песок может влиять на данные операции.

Хотя изобретение описано для приведенных выше вариантов осуществления, являющихся примерами, специалисту в данной области техники должно быть понятно, что модификации и изменения показанных вариантов осуществления можно выполнять без отхода от концепций изобретения, раскрытых в данном документе. Более того, хотя предпочтительные варианты осуществления описаны применительно к различным иллюстративным структурам, специалисту в данной области техники должно быть понятно, что систему можно осуществлять с использованием различных конкретных структур. Соответственно, изобретение не должно рассматриваться, как ограниченное чем либо, за исключением объема и сущности прилагаемой формулы изобретения.

1. Способ обработки заполненного текучей средой ствола скважины, имеющего, по меньшей мере, один элемент, содержащий выполнение и завершение первой операции обработки на элементе и использование блока обработки данных для определения успешности или неуспешности первой операции обработки посредством инициирования трубной волны в стволе скважины, восприятия реакции ствола скважины на трубную волну и расчета состояния элемента на основе воспринятой реакции и при определении успешности первой операции обработки выполнения второй операции обработки или при определении неуспешности первой операции обработки выбора первой ремонтной операции на основе воспринятой реакции и выполнения первой ремонтной операции.

2. Способ по п.1, содержащий дополнительный этап определения успешности или неуспешности первой ремонтной операции посредством инициирования трубной волны в стволе скважины, восприятия реакции ствола скважины на трубную волну и расчета состояния элемента на основе воспринятой реакции.

3. Способ по п.2, содержащий при определении неуспешности первой ремонтной операции дополнительный этап выбора второй ремонтной операции на основе воспринятой реакции после завершения первой ремонтной операции.

4. Способ по п.3, содержащий дополнительный этап выполнения второй ремонтной операции.

5. Способ по п.1, в котором расчет состояния элемента включает в себя расчет, по меньшей мере, для одного перфорационного канала, по меньшей мере, одного из следующего: существования, несуществования, герметичного закупоривания, негерметичного закупоривания, величины, формы и реологических свойств.

6. Способ по п.1, в котором элемент включает в себя, по меньшей мере, один перфорационный канал, и выполнение первой операции обработки включает в себя гидравлический разрыв участка пласта вблизи перфорационного канала.

7. Способ по п.1, в котором элемент включает в себя, по меньшей мере, один перфорационный канал, и выполнение первой операции обработки включает в себя воздействие на перфорационный канал химреагентом.

8. Способ по п.1, в котором расчет состояния элемента включает в себя определение отраженности трубной волны элементом.

9. Способ по п.1, в котором расчет состояния элемента включает в себя использование, по меньшей мере, одного из следующего: амплитуды, частоты, затухания, дисперсии и времени пробега, связанных с трубной волной и отражением.

10. Устройство для обработки заполненного текучей средой ствола скважины, имеющего, по меньшей мере, один элемент, содержащее генератор колебаний, приемник, блок обработки данных для определения успешности или неуспешности выполненной и завершенной первой операции обработки на элементе посредством выдачи команды генератору колебаний для инициирования трубной волны в стволе скважины, приема сигнала, характеризующего реакцию ствола скважины на трубную волну и воспринимаемого приемником, и расчета состояния элемента на основе воспринятой реакции, и при определении успешности первой операции обработки выполнения второй операции обработки или при определении неуспешности первой операции обработки выбора первой ремонтной операции на основе воспринятой реакции.

11. Устройство по п.10, в котором блок обработки данных дополнительно предназначен для определения успешности или неуспешности первой ремонтной операции посредством подачи команды генератору колебаний на инициирование трубной волны в стволе скважины, приема сигнала, характеризующего реакцию ствола скважины на трубную волну, воспринимаемой приемником, и расчета состояния элемента на основе воспринятой реакции.

12. Устройство по п.11, в котором блок обработки данных дополнительно предназначен при определении неуспешности первой ремонтной операции для выбора второй ремонтной операции на основе воспринятой реакции после завершения первой ремонтной операции.

13. Устройство по п.12, в котором блок обработки данных дополнительно предназначен для подачи команды выполнения второй ремонтной операции.

14. Устройство по п.10, в котором блок обработки данных дополнительно предназначен для расчета состояния элемента посредством расчета, по меньшей мере, для одного перфорационного канала, по меньшей мере, одного из следующего: существования, несуществования, герметичного закупоривания, негерметичного закупоривания, величины, формы и реологических свойств.

15. Устройство по п.10, в котором элемент включает в себя, по меньшей мере, один перфорационный канал, и первая операция обработки включает в себя гидравлический разрыв участка пласта вблизи перфорационного канала.

16. Устройство по п.10, в котором элемент включает в себя, по меньшей мере, один перфорационный канал, и первая операция обработки включает в себя воздействие на перфорационный канал химреагентом.

17. Устройство по п.10, в котором блок обработки данных способен определять отраженность трубной волны элементом.

18. Устройство по п.10, в котором блок обработки данных использует, по меньшей мере, одно из следующего: амплитуду, частоту, затухание, дисперсию и время пробега, связанных с трубной волной и отражением для расчета состояния элемента.



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при ликвидации межпластовых перетоков в околоскважинном пространстве. .

Изобретение относится к области газодобывающей промышленности и может быть использовано на поздней стадии разработки газоконденсатного месторождения. .

Изобретение относится к измерительной технике, используемой в нефтедобывающей промышленности для замера и учета продукции нефтяных скважин. .

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам и устройствам для измерения дебита жидкости нефтяной или газоконденсатной скважины, и может применяться для определения суточной производительности скважины как в процессе опробования разведочной скважины, так и для оперативного учета дебита эксплуатирующейся скважины в стационарной системе нефтегазосбора.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для определения технического состояния скважин методом радиоактивного каротажа.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено в системах сбора нефти и газа на промыслах. .
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано для резкого повышения дебита скважины. .

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к гидродинамическим экспресс-методам определения фильтрационных параметров призабойной зоны пласта, и может быть использовано для контроля за экологическим состоянием пластов надпродуктивной толщи.

Изобретение относится к области исследования скважин и может быть использовано для определения скорости потока жидкости в скважинах при контроле разработки нефтяных месторождений.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к освоению пакеруемых газовых скважин в условиях аномально-низких пластовых давлений - АНПД. .

Изобретение относится к технике, используемой в нефтедобывающей промышленности, для подготовки, замера и учета продукции нефтяных скважин, и имеет целью повышение точности и качества измерения дебита нефтяных скважин по отдельным компонентам их продукции

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для автоматического контроля скорости потока закачиваемых в скважину по напорной магистрали жидкостей

Изобретение относится к технике измерения дебита нефтяных скважин

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к фонтанной арматуре с расположенным в ней устройством для измерения дебита продукции скважины

Изобретение относится к области исследований скважин, в частности - для исследования действующих наклонных и горизонтальных скважин

Изобретение относится к исследованию скважин, а именно к выявлению скважин, обводняющихся посредством заколонных перетоков воды

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для измерения количества и состава трехкомпонентной продукции нефтяных скважин

Изобретение относится к области исследования скважин и может быть использовано при контроле разработки нефтяных месторождений

Изобретение относится к получению информации о функционировании скважинной системы и свойствах подземной формации посредством детектирования и анализирования (интерпретирования) акустических сигналов, сгенерированных компонентами скважинной системы, содержащей, например, ствол скважины, пробуренный к подземной формации, и/или установленное в нем оборудование (например, заканчивающую колонну, один или более инструментов, связанных с этой колонной, обсадную колонну, пакеры, управляющие системы и/или другие компоненты)

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при разработке газовых месторождений
Наверх