Испытание скважин в двух измерениях интеллектуальным датчиком-вставкой



Испытание скважин в двух измерениях интеллектуальным датчиком-вставкой
Испытание скважин в двух измерениях интеллектуальным датчиком-вставкой
Испытание скважин в двух измерениях интеллектуальным датчиком-вставкой
Испытание скважин в двух измерениях интеллектуальным датчиком-вставкой
Испытание скважин в двух измерениях интеллектуальным датчиком-вставкой
Испытание скважин в двух измерениях интеллектуальным датчиком-вставкой

 


Владельцы патента RU 2450123:

ШЛЮМБЕРГЕР ТЕКНОЛОДЖИ Б.В. (NL)

Группа изобретений относится к области испытания скважин, в частности для определения проницаемости пласта в двух измерениях. Техническим результатом является возможность характеризации проницаемости пласта в двух измерениях, горизонтально и вертикально. Для этого помещают датчики в пласт, окружающий ствол скважины. Помещают устройство для осуществления способа в ствол скважины. Изолируют зону ствола скважины. Изменяют давление в зоне с помощью внесения изменений в поток через клапан. Измеряют пластовое давление в месторасположении каждого датчика и передают полученные данные на решетку антенны. Измеряют давление в зоне манометром. Определяют горизонтальную и вертикальную проницаемость пласта с использованием полученных измерений. При этом устройство содержит испытатель пласта (ИП), спускаемый на бурильной колонне. ИП оборудован пакером для изоляции зоны ствола скважины. ИП содержит клапан для управления потоком флюида через бурильную колонну инструмента в зону и из зоны и манометр для измерения давления в зоне. Устройство дополнительно содержит решетку из, по меньшей мере, двух антенн. Антенны скомпонованы на инструменте над пакером таким образом, что при использовании каждая антенна решетки выровнена с соответствующим датчиком давления, помещенным в пласт, для получения измерения давления и определения горизонтальной и вертикальной проницаемости. 3 н. и 11 з.п. ф-лы, 6 ил., 2 табл.

 

Область техники изобретения

Изобретение относится к устройству для характеризации проницаемости пласта, окружающего буровую скважину. В частности, проницаемость определяется измерением пластового давления и скважинного давления в нефтяных, газовых и подобных скважинах.

Уровень техники изобретения

После того, как скважина пробурена, обычно проводится испытание скважины для характеризации пласта, окружающего скважину. Свойства, такие как скин-эффект, проницаемость, пористость коллектора и производительность, являются теми свойствами, которые характеризуют пласты. Знание того, как флюиды протекают через коллектор, важно для управления запасами углеводородов. Поток флюида обуславливается проницаемостью пласта.

Обычное испытание скважины может определить свойства пласта по измерениям давления, испытателем пласта (ИП) (инструментом), спускаемым на бурильной колонне, как показано на фиг.1. В обычных работах по испытанию скважины в скважине создаются неустановившиеся режимы условий испытания, и замеряется давление под клапаном испытателя. Клапан закрывается, вызывая рост давления, который регистрируется. Рост давления интерпретируется и может привести к определению набора параметров скважины/пласта, таких как скин-эффект, проницаемость, давление в коллекторе и расстояние до границ. Однако часто пласты не являются однородными по качеству и должны иметь признаки переслаивания. В таких случаях результат, полученный относительно свойств коллектора по испытаниям всей толщины, h, представляет некоторое среднее из индивидуальной проницаемости слоя, которое не является полезным для инженера по разработке пласта для оценки потенциала скважины или оцениваемого месторождения.

Такое испытание обеспечивает характеризацию только в одном измерении, что имеет ценность только для совершенно однородного вещества. Поскольку большинство пластов не являются однородными, а напротив, показывают переслаивающуюся структуру, одиночное измерение давления недостаточно характеризует индивидуальные составляющие слои. Кроме того, невозможно получить характеристику вертикальной проницаемости по результатам одиночного зондирования.

Также известно измерение давления в пласте, окружающем буровую скважину с использованием датчиков, помещенных в пласт. US 6693553 описывает развертывание датчиков в пласте, когда бурится ствол скважины. Антенна, которая может поддерживать связь с датчиком, размещается на скважинном инструменте. US 6070662 описывает развертывание датчиков в пласте и помещение антенны в обсадную трубу для поддержания связи с датчиком.

Однако результатом этих способов является только единичное измерение давления, и они одновременно не замеряют давление на различных глубинах ствола скважины и не являются достаточными, чтобы характеризовать каждую составляющую индивидуального слоя пласта в единственном испытании.

Международная публикация WO 2006008172 описывает способ оценки распределения проницаемости пласта, окружающего буровую скважину. Акустический излучатель, размещенный на поверхности или в буровой скважине, облучает участок скважины акустическим сигналом. Акустический приемник, размещенный внутри буровой скважины, измеряет акустическую характеристику. Эта акустическая характеристика может быть использована, чтобы оценить пластовое давление, по которому может быть оценена проницаемость пласта. Обычные измерения давления испытаний скважины могут быть также выполнены, чтобы оценить проницаемость пласта.

Задачей изобретения является обеспечение устройства для характеризации проницаемости пласта вокруг буровой скважины. Изобретение предлагает устройство и способ для характеризации проницаемости пласта в двух измерениях, горизонтально и вертикально, с помощью прямого измерения как давления в стволе скважины, так и пластового давления.

Описание изобретения

Согласно первому аспекту изобретения предусмотрено устройство для характеризации проницаемости пласта, окружающего ствол скважины, содержащее: инструмент испытатель пласта (ИП), спускаемый на бурильной колонне, содержащий манометр для измерения давления в стволе скважины, клапан для управления потоком флюида в зону и из зоны через бурильную колонну инструмента и пакер для изоляции зоны ствола скважины; причем устройство дополнительно содержит решетку из, по меньшей мере, двух антенн, смонтированных на инструменте над пакером, так, что при работе каждая антенна антенной решетки выровнена с соответствующим датчиком давления, помещенным в пласт, чтобы получать измерения давления и, таким образом, представлять возможность определить горизонтальную и вертикальную проницаемость.

Расстояние между каждой индивидуальной антенной решетки определяется размещением датчиков в пласте. Трубы разной длины, составляющие бурильную колонну, могут использоваться, чтобы вносить изменения в расстояние между индивидуальными антеннами.

Устройство может дополнительно содержать опросное устройство. Устройство сканирует решетку антенн так, что данные, полученные от каждой антенны, передаются на опросное устройство, которое переправляет информацию на поверхность.

Решетка антенны предпочтительно монтируется снаружи инструмента ИП.

Предпочтительно, чтобы антенны могли передавать и принимать информацию с датчиков с помощью беспроводной связи. Опросное устройство может также использоваться, чтобы переносить энергию на датчики через антенны. Беспроводная связь и перенос энергии может основываться на индуктивной связи или акустической передаче.

Согласно второму аспекту изобретения предусмотрена система датчиков для характеризации проницаемости пласта, окружающего ствол скважины в двух измерениях, содержащая: по меньшей мере, два датчика, установленные в пласт, окружающий ствол скважины; и устройство, содержащее инструмент испытатель пласта (ИП), спускаемый на бурильной колонне, содержащий пакер для изоляции зоны ствола скважины, манометр для обнаружения давления в стволе скважины, клапан для управления потоком флюида в зону и из зоны через бурильную колонну инструмента и решетку из, по меньшей мере, двух антенн, выполненную на инструменте ИП над пакером так, что каждая антенна решетки выровнена с соответствующим датчиком давления, в пласте.

Согласно третьему аспекту изобретения предусмотрен способ для характеризации проницаемости пласта, окружающего ствол скважины, содержащий:

- помещение датчиков в пласт, окружающий ствол скважины на различных глубинах;

- помещение устройства, описанного выше в ствол скважины;

- изоляцию зоны в стволе скважины;

- изменение давления в зоне с помощью внесения изменений в поток через клапан;

- измерение пластового давления в месторасположении каждого датчика и передача полученных данных на решетку антенны;

- измерение давления в зоне манометром; и

- определение горизонтальной и вертикальной проницаемости пласта с использованием полученных измерений. Этот способ может применяться в открытых стволах и в обсаженных скважинах.

Предпочтительно, чтобы разнос между датчиками регистрировался, когда датчики помещаются в пласт.

Предпочтительно, чтобы способ дополнительно содержал расположение антенн вдоль инструмента ИП так, чтобы разнос между антеннами был равен разносу между датчиками в пласте, перед тем как поместить корпус инструмента в забой ствола скважины.

Этот способ может дополнительно содержать сканирование решетки антенн опросным устройством, чтобы переносить информацию с антенны на инструмент и питать энергией датчики.

Предпочтительно, чтобы информация от опросного устройства посылалась наверх по стволу для регистрации и дополнительного анализа на поверхности.

Предпочтительно, чтобы передача данных между датчиками и антенной выполнялась в беспроводном режиме. Это может быть индуктивная связь или акустическая передача.

Предпочтительно, чтобы способ применялся с использованием системы, описанной выше.

Краткое описание чертежей

Фиг.1 показывает устройство обычного испытателя пласта, спускаемого на бурильной трубе.

Фиг.2 показывает схему компоновки инструмента испытания скважины в двух измерениях.

Фиг.3 показывает схему датчика-вставки, используемого для обнаружения пластового давления.

Фиг.4 показывает устройство для передачи данных между датчиком и решеткой антенн.

Фиг.5 показывает в виде схемы скважинное устройство для осуществления испытания.

Фиг.6 показывает результаты реагирования на изменения давления ствола скважины и пластов в испытываемой скважине.

Режим(ы) осуществления изобретения

На фиг.1 обычный инструмент 1 - испытатель пласта, спускаемый на бурильной колонне для измерения давления в стволе скважины содержит манометр 2, пакер 3 и клапан 4 пластоиспытателя. Во время обычного испытания скважины, для определения свойств пласта, окружающего ствол 5 скважины, инструмент 1 ИП спускается в ствол 5 скважины. Пакер 3 надувается, чтобы изолировать перспективную в отношении нефтегазоносности зону h ствола скважины. Первоначально клапан 4 открыт, и флюид может протекать в бурильную трубу инструмента ИП. Затем клапан 4 закрывается, чтобы остановить поток флюида через ствол скважины. Под клапаном 4 происходит рост давления, осуществляется мониторинг давления, как функции времени. Затем оценивается (рассчитывается) проницаемость по измерениям испытания скважины. Поскольку вся толщина h, испытываемой зоны пласта часто не является однородной по качеству, но вместо этого содержит признаки переслаивания, с отдельными слоями песчаника 6 среднего качества и слоями 7 песчаника очень хорошего качества, окружающими ствол скважины, полученный результат, всего лишь, показывает среднее для зоны и не характеризует каждую индивидуальную составляющую слоя, которая может быть представлена в коллекторе. Это обычное испытание обеспечивает только горизонтальную характеристизацию проницаемости пласта в одном измерении.

На фиг.2 инструмент 26 ИП, согласно варианту осуществления изобретения, содержит решетку антенн 21, размещенную снаружи бурильной колонны инструмента, манометр 23, клапан 27 и пакер 28. Каждая из антенн 21, содержащая антенную решетку, разнесена от другой антенны, чтобы выстраиваться на одной линии с датчиком 24 давления в пласте 25, чтобы принимать данные от датчика. Манометр 23 измеряет давление в стволе 22 скважины в интервале h1 перфорации, как в обычном испытании скважины с помощью ИП.

Разнос между датчиками 24 давления регистрируется, когда датчики помещаются в пласт на предварительно заданных глубинах, так что разнос между каждым из датчиков 24 известен. Расстояние между датчиками регистрируется с помощью измерений приращения глубины, на которой каждый сенсор помещен в пласт. Эта информация используется, чтобы гарантировать, что антенны в решетке являются правильно разнесенными, когда инструмент подготавливается к помещению вниз в ствол скважины, так чтобы разнос антенн решетки был равен разносу между датчиками. Эти датчики 24, размещенные на разных глубинах пласта, регистрируют давление внутри пласта в каждом из своих месторасположений. Данные, полученные из этих измерений на разных глубинах, обеспечивают возможность характеризации проницаемости пласта вдоль оси ствола скважины.

Когда измерения от датчиков 24 в пласте берутся в комбинации с измерениями давления, полученными испытанием обычным ИП с помощью манометра 23, может быть определена в двух измерениях проницаемости пласта в горизонтальном и вертикальном направлении.

На фиг.3 представлен пример датчика-вставки 31, который может быть помещен в пласт, и содержит чувствительный элемент 32, платформу 33 электронной аппаратуры внутри защитного кожуха и элемент 34 связи. Чувствительный элемент 32 воспринимает давление в пласте, а элемент 34 связи, такой как антенна, обеспечивает прием и передачу данных от датчика. Антенна передает данные давления, регистрируемые чувствительным элементом 32 на антенну снаружи пласта, размещенную на инструменте, помещенном внизу ствола скважины. Энергоснабжение платформы 33 электронной аппаратуры обеспечивается от встроенных батарей или напрямую посредством антенны 34. Для энергоснабжения через антенну 34 энергия переносится с антенны инструмента на антенну 34 индуктивной связью между двумя антеннами. Батареи с возможностью подзарядки могут использоваться и подзаряжаться от антенны инструмента. Также могут быть использованы технические средства получения энергии для сбора энергии, имеющейся на уровне коллектора. Вибрации, возбуждаемые внутрискважинным потоком, могут собираться электроакустическими датчиками и преобразовываться в электроэнергию для питания электронной аппаратуры датчика или чтобы подзарядить элементы батареи. Дополнительные подробности по подходящим датчикам могут быть найдены в Международной публикации WO 2006/005555.

На фиг.4 каждый датчик 41 выровнен с антенной 42 решетки. Датчики 41 помещаются в пласт 44 через обсадную трубу 45 ствола 46 скважины. Разнос датчиков 41 регистрируется во время их помещения в пласт 44, окружающий скважину. Датчики 41 устанавливаются в стволе через обсадную трубу так, что они проходят между внутренней и наружной поверхностями обсадной трубы 45 вместе с чувствительными элементами и находятся в пласте 44, окружающем скважину, а антенна связи датчика, способная осуществлять связь с антеннами, находится в скважине. Решетка антенн 42 и связанное с ней опросное устройство 47 смонтированы снаружи бурильной колонны 48 инструмента ИП. Антенны 42 располагаются вдоль бурильной колонны 48 так, что их разнос равен разносу между датчиками 41. Расстояние между антеннами 42 может регулироваться с помощью труб различной длины. Бурильная колонна 48 спускается в ствол 46 скважины, пока решетка антенн 42 не станет непосредственно вблизи датчика 41. Когда антенна 42 выровнена с соответствующими датчиками 41, антенная связь 49 происходит между антенной 42 решетки, размещенной на бурильной колонне 48, и антенной датчика 41. Датчики 41 могут содержать радиоактивную метку, такую, как радиоактивная бирка гамма-излучения, которая представляет возможность инструменту ИП узнавать их месторасположение в стволе скважины.

Данные передаются с антенны в датчике 41 на соответствующую ему антенну 42, смонтированную снаружи бурильной колонны 48 инструмента ИП, с помощью беспроводной связи, такой как индуктивная связь или акустическая передача. Опросное устройство 47 сканирует решетку антенн 42 и все данные, полученные каждой антенной 42, переносятся на опросное устройство 47. Это предоставляет возможность отправить данные вверх по стволу на поверхность для регистрации и дополнительного анализа.

Вертикальная испытательная скважина, проходящая через трехслойный пласт, сконструирована, как показано на фиг.5, и измерения давления выполняются с использованием устройства и способа согласно изобретению.

Испытание скважины состоит из получения притока из слоя 3 с производительностью 2000 баррелей/день в течение 24 часов, за которым следует 48 часов нарастания давления. Реагирование на изменение давления регистрируется в стволе скважины манометром 53 и внутри слоев пласта 1 и 2 приборами мониторинга 51 и 52 соответственно.

Строится аналитическая модель с характеристиками, показанными в таблице 1.

Таблица 1
Форвардная модель величин в испытательной скважине
Слой № Толщина (футов) Kh(mD) Kz(mD) Скин-эффект
1 35 70 10 -
2 20 35 4 -
3 50 150 20 50

Модель в первую очередь применяется в форвардном режиме (режим прямого распространения), чтобы симулировать характеристики давления в стволе скважины и на двух приборах мониторинга. Результаты показаны на фиг.6.

Подпрограмма вычисления нелинейной регрессии используется, чтобы свести неустановившиеся давления, которые ранее установлены, и получить индивидуальные проницаемости слоев в горизонтальном и вертикальном направлении (Kh, Kz).

Результаты показаны в таблице 2.

Таблица 2
Преобразованные величины курсивом
Слой № Толщина (футов) Kh(mD) Kz(mD) Скин-эффект
1 35 72 9 -
2 20 38 4 -
3 50 148 20 0,44

Полученные результаты горизонтальной и вертикальной проницаемости и величины скин-эффекта сравнивают скважину (в пределах 10%) с величинами форвардной модели таблицы 1.

1. Устройство для характеризации проницаемости пласта, окружающего ствол скважины, которое содержит:
инструмент - испытатель пласта (ИП), спускаемый на бурильной колонне, который содержит пакер для изоляции зоны ствола скважины, клапан для управления потоком флюида через бурильную колонну инструмента в зону и из зоны и манометр для измерения давления в зоне;
причем устройство дополнительно содержит решетку из, по меньшей мере, двух антенн, скомпонованных на инструменте над пакером так, что при использовании каждая антенна решетки выровнена с соответствующим датчиком давления, помещенным в пласт, чтобы получать измерения давления и, таким образом, предоставлять возможность определить горизонтальную и вертикальную проницаемость.

2. Устройство по п.1, в котором расстояние между каждой индивидуальной антенной решетки определяется размещением датчиков в пласте.

3. Устройство по любому из пп.1 или 2, которое дополнительно содержит опросное устройство, которое может сканировать решетку антенны, чтобы коммутировать информацию на поверхность.

4. Устройство по любому из пп.1 и 2, в котором решетка антенны смонтирована снаружи инструмента ИП.

5. Устройство по любому из пп.1 и 2, в котором антенны выполнены с возможностью предавать и принимать информацию от датчиков с помощью беспроводной связи и переносить электроэнергию на датчики.

6. Устройство по п.5, в котором беспроводная связь и перенос электроэнергии основывается на индуктивной связи или акустической передаче.

7. Система датчиков для характеризации проницаемости пласта, окружающего ствол скважины, в двух измерениях, которая содержит:
по меньшей мере, два датчика в пласте, окружающем ствол скважины; и устройство, которое содержит инструмент ИП, который содержит пакер для изоляции зоны ствола скважины, манометр для регистрации давления в зоне, клапан для управления потоком флюида через бурильную колонну инструмента в зону и из зоны, и решетку из, по меньшей мере, двух антенн, скомпонованных на инструменте над пакером так, что каждая антенна решетки выровнена с соответствующим датчиком давления в пласте.

8. Способ характеризации проницаемости пласта, окружающего ствол скважины, который содержит:
помещение датчиков в пласт, окружающий ствол скважины;
помещение устройства по любому из пп.1-6 в ствол скважины;
изоляцию зоны ствола скважины;
изменение давления в зоне с помощью внесения изменений в поток через клапан;
измерение пластового давления в месторасположении каждого датчика и передачу полученных данных на решетку антенны;
измерение давления в зоне манометром; и
определение горизонтальной и вертикальной проницаемости пласта с использованием полученных измерений.

9. Способ по п.8, который содержит регистрацию разноса между датчиками, когда датчики помещаются в пласт.

10. Способ по любому из пп.8 и 9, который содержит расположение антенн вдоль инструмента ИП так, что разнос между антеннами равен разносу между датчиками в пласте перед опусканием инструмента ИП в ствол скважины.

11. Способ по любому из пп.8 и 9, который содержит сканирование решетки антенн опросным устройством, чтобы питать электроэнергией датчики и передавать информацию с антенн на инструмент.

12. Способ по п.11, который содержит отправку информации от опросного устройства вверх по стволу для регистрации и дополнительного анализа на поверхности.

13. Способ по любому из пп.8 и 9, когда передача данных между датчиками и антенной выполняется в беспроводном режиме.

14. Способ по п.8, который осуществляется с использованием системы по п.7.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к технологии бурения скважин, а именно к определению естественных упругих характеристик горных пород в условиях залегания, необходимых для выполнения технологических расчетов.

Изобретение относится к области геолого-гидродинамического моделирования разработки нефтяных месторождений. .

Изобретение относится к испытаниям подземных формаций (пластов) и коллекторов и взятию из них образцов. .

Изобретение относится к испытанию геологического пласта, в частности к управлению насосом или блоком перемещения текучих сред инструмента для испытания пласта. .

Изобретение относится к области разработки месторождений жидких полезных ископаемых и может быть использовано для обнаружения гидравлического взаимовлияния между двумя разобщенными продуктивными пластами.

Изобретение относится к устройствам для отбора проб высоковязкой нефти с различного уровня и донных осадков в скважинах и может быть использовано в нефтяной промышленности.

Изобретение относится к исследованиям подземных пластов. .

Изобретение относится к системе и способу для отбора проб скважинных текучих сред. .

Изобретение относится к области исследования скважин и применяется для мониторинга газа в буровой скважине (МГС). .

Изобретение относится к определению, когда было остановлено бурение во время операции бурения. .

Изобретение относится к телеметрическим системам, а именно к системам для прохождения сигналов между наземным блоком и буровым инструментом. .

Изобретение относится к средствам пространственного контроля положения ствола скважины и может быть применено в технологии крепления электронных компонентов измерительных приборов в корпусе измерительного прибора забойной телеметрической системы (ЗТС).

Изобретение относится к системам телеметрии для использования в операциях в стволе скважины. .
Изобретение относится к области передачи скважинной информации по беспроводному электромагнитному каналу связи и может быть применено при бурении наклонно направленных скважин.

Термокоса // 2448335
Изобретение относится к термометрии, а именно к датчикам температуры, и предназначено для одновременного измерения температуры в нескольких точках объекта, расположение которых определяется конструкцией объекта, а также предназначено для полевого определения температуры грунтов, где требуется получить конкретные данные о температуре мерзлых, промерзающих и протаивающих грунтов.
Наверх