Способ и устройство измерения размеров перфорационного канала



Способ и устройство измерения размеров перфорационного канала
Способ и устройство измерения размеров перфорационного канала
Способ и устройство измерения размеров перфорационного канала
Способ и устройство измерения размеров перфорационного канала
Способ и устройство измерения размеров перфорационного канала
Способ и устройство измерения размеров перфорационного канала
Способ и устройство измерения размеров перфорационного канала
Способ и устройство измерения размеров перфорационного канала
Способ и устройство измерения размеров перфорационного канала
Способ и устройство измерения размеров перфорационного канала
Способ и устройство измерения размеров перфорационного канала
Способ и устройство измерения размеров перфорационного канала
Способ и устройство измерения размеров перфорационного канала
Способ и устройство измерения размеров перфорационного канала

 


Владельцы патента RU 2556554:

ШЛЮМБЕРГЕР ТЕКНОЛОДЖИ Б.В. (NL)

Изобретение относится к измерению перфорационных каналов в нефтяных скважинах. Техническим результатом является уменьшение реверберационного шума. Способ содержит а. размещение каротажного устройства, включающего в себя ультразвуковой приемоизлучатель, в скважине, имеющей обсадную трубу, причем ультразвуковой приемоизлучатель имеет фокусную точку, находящуюся на расстоянии от ультразвукового приемоизлучателя так, что она будет позади внутренней поверхности обсадной трубы, б. излучение ультразвукового сигнала из ультразвукового приемоизлучателя, в. обнаружение отражения ультразвукового сигнала от внутренней части перфорационного канала, проходящего через обсадную трубу в формацию, г. измерение времени, проходящего между передачей и приемом ультразвукового сигнала, д. определение положения ультразвукового приемоизлучателя, соответствующего ультразвуковой передаче и приему отраженного сигнала, е. повторение шагов б)-д) несколько раз и запись полученных данных, ж. обработку полученных данных с помощью компьютера и определение размеров перфорационного канала, з. при этом ультразвуковой приемоизлучатель расположен на отстоянии от обсадной трубы ствола скважины на, по меньшей мере, одну треть минимальной длины открытого канала, которую требуется измерить, и. при этом отстояние такое, что отражения от обсадной трубы реверберируют и существенно рассеиваются перед тем, как отражение изнутри перфорационного канала будет принято ультразвуковым приемоизлучателем. 3 н. и 9 з.п. ф-лы, 12 ил.

 

Область техники

Настоящее изобретение в целом относится к измерению перфорационных каналов в нефтяных скважинах, а более конкретно, - к измерению глубины и других размеров перфорационных каналов с помощью ультразвуковых импульсов и их отражений.

Уровень техники

Производительность нефтяных и газовых жидкостей из подземных пластов обычно контролируется с помощью обсадной трубы и перфорации скважины. Для получения максимальной отдачи от скважины перфорационные свойства оптимизируются с помощью вертикального расположения, фазирования и внутренней структуры. Если наблюдения перфорационных свойств можно осуществить на месте, то работы по интенсификации добычи могут быть оптимально рассчитаны на повышение добычи или приемистости. В частности, для старых и новых скважин с целью оптимизации производительности желательно знать длину открытого перфорационного канала.

Таким образом, в настоящей заявке предлагается ряд предпочтительных вариантов воплощения, которые решают многие из этих и связанные с ними вопросы.

Сущность изобретения

В нижеприведенном описании кратко излагается сочетание функций в соответствии с предпочтительным вариантом воплощения настоящего изобретения.

Способ каротажа перфорационного канала и связанных характеристик перфорационного канала может включать следующее. Каротажное устройство, включающее ультразвуковой приемоизлучатель, расположенное внутри скважины. Скважина имеет обсадную трубу. Ультразвуковой приемоизлучатель имеет фокусную точку, находящуюся на определенном расстоянии от ультразвукового приемоизлучателя позади внутренней поверхности обсадной трубы. Ультразвуковой сигнал излучается из ультразвукового приемоизлучателя. Ультразвуковой сигнал отражается от внутренней части перфорационного канала, проходящего через обсадную трубу в формацию. Между передачей и приемом ультразвукового сигнала замеряется время прохождения. Определяется положение ультразвукового приемоизлучателя, соответствующее ультразвуковой передаче и приему отраженного сигнала.

Сущность изобретения ни в коей мере не предназначена для чрезмерного ограничения любых пунктов формулы изобретения, связанных с данным приложением, а предназначена лишь для представления резюме некоторых предпочтительных сочетаний функций в соответствии с предпочтительными вариантами воплощения в настоящей заявке на изобретение. Многие предпочтительные варианты воплощения могут включать различные сочетания, включающие другие функции.

Краткое описание чертежей

На фиг.1 показан вид сбоку ультразвукового приемоизлучателя в соответствии с предпочтительными вариантами воплощения изобретения.

На фиг.2 показано верхнее схематическое изображение ультразвукового приемоизлучателя в соответствии с предпочтительными вариантами воплощения изобретения.

На фиг.3 показан схематический вид сбоку каротажного инструмента в соответствии с предпочтительными вариантами воплощения изобретения.

На фиг.4 показан схематический вид сбоку перфорационного канала по отношению к ультразвуковому приемоизлучателю в соответствии с предпочтительными вариантами воплощения.

На фиг.5а и 5b показаны графики ультразвуковых сигналов, полученных ультразвуковым приемоизлучателем в соответствии с предпочтительными вариантами воплощения.

На фиг.6а и 6b представлены графики ультразвуковых сигналов, полученных в необсаженной перфорационной колонне, в соответствии с предпочтительными вариантами воплощения.

На фиг.7 показан график зависимости положения ультразвукового приемоизлучателя, времени прохождения ультразвукового сигнала и амплитуды ультразвукового сигнала, где амплитуда представлена в виде оттенков серого цвета.

На фиг.8 приведена диаграмма, показывающая отражение звука в обсаженной скважине.

На фиг.9 приведена диаграмма, показывающая амплитуду отраженного шума и отраженного сигнала с течением времени.

На фиг.10 приведена диаграмма, показывающая амплитуду отраженного шума и отраженного сигнала с течением времени.

На фиг.11 показан источник плоскостного луча.

На фиг.12 показан источник сфокусированного луча.

Подробное описание

В последующем описании приводятся сведения, помогающие понять суть предпочтительных вариантов воплощения изобретения. Однако специалистам в данной области техники понятно, что воплощения согласно данной заявке на изобретение могут быть использованы на практике без этих подробных сведений и что возможны многочисленные изменения или видоизменения описанных вариантов воплощения.

Термины "вверх" и "вниз", "верхний" и "нижний", "в направлении вверх" и "в направлении вниз", "вверх по потоку" и "вниз по потоку" и другие подобные термины, указывающие на относительные положения выше или ниже данной точки или элемента, используются в данном описании для большей ясности описания некоторых вариантов воплощения данного изобретения. Однако в приложении к оборудованию и способам использования в скважинах, которые отклоняются от вертикали или являются горизонтальными, такие термины могут означать "слева направо", "справа налево" или диагональные отношения в соответствующих случаях.

Для извлечения углеводородов или других ценных жидкостей из подземных пластов создаются скважины, которые простираются в землю. Для закрепления этих скважин, обеспечения изоляции зон пластовых резервуаров и предотвращения обрушений, среди прочего, часто используются обсадные трубы. Эти обсадные трубы цементируются на месте и по стволу скважины. Для извлечения флюидов из формации в ствол скважины отверстия (перфорации), которые часто являются в общем круглыми в поперечном сечении и трубчатыми или "морковными" по форме, проделываются поперек и вне обсадных труб в формацию. Перфорации являются отправной точкой для естественных заканчиваний, кислотной обработки, гравийной набивки и гидроразрыва пласта. Каждое приложение имеет различные требования к структуре перфораций: от коротких и толстых до узких и длинных. В необсаженных перфорационных колоннах, где нет крепления обсадной трубой ствола скважины, имеют место аналогичные процедуры.

Измерение длины открытого перфорационного канала наиболее желательно при определении, какие перфорационные работы могут быть применены к заканчиванию с целью повышения производительности скважины.

Для создания отверстий или перфораций скважинные перфораторы опускаются в ствол скважины. Скважинные перфораторы содержат множество кумулятивных зарядов, которые выстреливают через обсадную трубу в земную формацию, создавая таким образом отверстия в обсадной трубе и перфорационные каналы в формации. Если обломочный материал удаляется или иным образом выбрасывается в ствол скважины, то получается открытый перфорационный канал. Далее будем называть открытый перфорационный канал просто каналом. Где материал из кумулятивного заряда, формации или обсадной трубы откладывается в перфорацию, там имеется обломочный материал.

Входное отверстие в обсадной трубе может быть в пределах от 0,17 до 0,45 дюймов для обычных заканчиваний и быть больше для других приложений. За обсадной трубой: обычно глубина канала (Lpen на фиг.4) может быть до 59 дюймов, однако длина открытого канала (Lop на фиг.4), как правило, значительно меньше; также максимальный диаметр канала, как правило, равняется величине от одного до трех диаметров входного отверстия обсадной трубы, но при определенных обстоятельствах может быть и больше.

Небольшое отверстие обсадной трубы и больший внутренний вакуум будет представлять самую сложную проблему при попытке проведения акустических измерений глубины перфорационного канала.

Во-первых, обсадная труба имеет очень высокое акустическое сопротивление, а это означает, что почти вся энергия удара отражается обратно к передающему устройству. Это приводит к тому, что отраженный сигнал будет очень интенсивным по отношению к слабому сигналу из перфорационного отверстия. Аналогия этому - использование фонарика в темной комнате для нахождения небольшого углубления в зеркале. По сути все исследователи увидят энергию, отраженную от источника света.

Во-вторых, небольшие перфорационные отверстия через обсадную трубу еще более усложняют получение энергии непосредственно в перфорационное отверстие. Поскольку точное расположение этих перфорационных отверстий трудно определить, акустическое устройство может сканировать по азимуту и в глубину, а это означает, что предпочтительный вариант воплощения заключается в развертывании данного устройства на измерительном инструменте. Однако акустическое устройство может быть стационарным. Это означает, что при прохождении акустического пучка от передатчика к внутренней поверхности обсадной трубы произойдет некоторое расширение этого пучка.

Проблемой для ультразвукового измерения становится обнаружение отражения от конца перфорационного канала поверх большого отраженного сигнала от обсадной трубы, наличие такого маленького входного отверстия. Поскольку отраженный сигнал содержит компоненты, которые отражаются между обсадной трубой и поверхностью приемоизлучателя, и поскольку скважинная жидкость обычно имеет низкую акустическую скорость, эти отражения могут продолжаться значительный период времени.

В соответствии с предпочтительными вариантами воплощения, по меньшей мере, две технологии могут быть использованы одновременно для уменьшения амплитуды этого обратного шумового рассеяния по отношению к амплитуде отражения в конце канала:

1) ориентация передачи/приема системы ультразвукового приемоизлучателя при отстоянии по отношению к обсадной трубе, которое уменьшается до такой степени, что эти несколько отражений распадаются во времени быстрее, что позволяет осуществить дифференциацию сигналов, отражающихся внутри перфорационного канала.

2) выбор параметров приемоизлучателя, дающий профиль пучка или форму, который обеспечивает благоприятное соотношение сигнала к шуму. В этом случае сигнал представляет собой часть передаваемой энергии, которая поступает в перфорационное отверстие через маленькое отверстие в обсадной трубе, отражается от конца секции открытого канала и возвращается к приемоизлучателю для приема. Шум - это передаваемая энергия, которая отражается к приемоизлучателю из стальной обсадной трубы и слоев за ней или из других структур, содержащихся в стволе скважины. При выборе параметров приемоизлучателя согласно конкретным четко определенным принципам можно получить сильное отражение сигнала по отношению к амплитудам отраженных шумовых событий в интервал времени отраженного сигнала. Эта идея проиллюстрирована на фиг.9 и 10.

С уменьшением расстояния между приемоизлучателем и внутренней поверхностью обсадной трубы интервалы времени между отражениями, происходящими между ими двумя, также уменьшаются. Поскольку каждое многократное отражение включает в себя еще одно частичное отражение от поверхности приемоизлучателя или от поверхности обсадной трубы, каждое многократное отражение содержит меньше энергии. Таким образом, уменьшения в отстоянии приемоизлучателя по отношению к обсадной трубе ведут к быстрому уменьшению амплитуд многократных отражений.

Поскольку свойства распространения жидкости являются одинаковыми или сходными в обоих направлениях перемещения энергии к обсадной трубе и к концу открытого канала, то скорость по существу всегда одинакова. Таким образом, расчет времени может стать ситуацией геометрического расчета. Эмпирически было показано, что с помощью сфокусированного приемоизлучателя, который сфокусирован вне обсадной трубы, приемлемый уровень амплитуды отражений от обсадной трубы получался после приблизительно 3 циклов отражения. Таким образом, в соответствии с предпочтительным вариантом воплощения, следует, что можно измерить открытый канал, который в 3 раза короче расстояния отстояния. Используя это отношение, можно выбрать отстояние, исходя из ожидаемой для измерения минимальной глубины перфорации.

На фиг.4 показан приемоизлучатель 104, используемый в режиме импульса и эха, а это означает, что он является передающим и приемным устройством. Расстояние отстояния приемоизлучателя, Ls, может быть установлено на 20 мм, а жидкостью может быть вода. Таким образом, исходя из вышеизложенного, ожидается возможность измерения открытого перфорационного канала 60 мм. Такая длина канала будет иметь отражение, которое приходит через 80 микросекунд. Эта иллюстрация включает цемент 406, который используется для закрепления обсадной трубы 402.

На фиг.5а показано, как отраженный сигнал возвращается к приемоизлучателю, когда он попадает на секцию обсадной трубы, не имеющую перфорационного отверстия. Сигналы большего уровня, которые возникают между 0 и 100 микросекундами, являются отражениями между приемоизлучателем и обсадной трубой. На фиг.5В показан отраженный сигнал, возвращенный к приемоизлучателю, когда он попадает на секцию обсадной трубы, имеющей перфорационное отверстие, как показано на фиг.4. Сигнал около 340 микросекунд - это прибывший сигнал, который осуществил движение на дистанцию отстояния в конец канала 415 и обратно к приемоизлучателю. На этот раз, в воде, при скорости 1500 М/сек, общее пройденное расстояние составляет 510 мм. Разделив на два для одного прохождения пути и вычитая от 20-мм отстояние, получим длину открытого канала. Lop, около 235 мм. Сигнал большего уровня, случающийся между начальным моментом времени и приблизительно 70 микросекундами - это реверберационный шум от обсадной трубы. Очевидно, что с помощью этой системы можно обнаружить отражение в открытом канале, которое поступило через 80 микросекунд. Таким образом, предпочтительные варианты воплощения включают конструкции измерительной системы, которые устанавливают отстояние приемоизлучателя, уменьшающее реверберационный шум до пренебрежимо малых уровней в момент времени, когда сигнал от перфорационного канала измеряется, как описано выше.

В соответствии с предпочтительными вариантами воплощения, вторая методика используется для увеличения отношения сигнала к шуму. Первая методика служит для сокращения величины времени шума, отраженного от обсадной трубы. Вторая методика служит для увеличения соотношения амплитуды сигнала, отраженного концом открытого перфорационного канала к уровню шума от обсадной трубы.

При попадании в приемоизлучатель пучок (сигнал) конечной формы распространяется в жидкости по направлению к обсадной трубе. Для круглых плоскостных приемоизлучателей форма и размер этого луча зависят от диаметра приемоизлучателя, рабочей частоты и акустической скорости в среде распространения.

Для задачи максимизации количества энергии приемоизлучателя, который входит в небольшое отверстие перфорационного отверстия в обсадной трубе, одно из решений состоит в использовании узкого ограниченного пучка. Если приемоизлучатель может излучать совершенно коллинеарный луч, имеющий меньший диаметр, чем отверстие в обсадной трубе, то, когда луч будет отцентрирован в отверстии, отраженный сигнал не будет иметь шума отражения от обсадной трубы, описанного выше, и будет содержать только отражение от конца канала. Однако получение такого очень параллельного пучка в приемоизлучателях диаметром ниже 0,2 см требует крайне высоких частот, что является проблематичным из-за затухания в скважинной жидкости.

Так как луч распространяется от круглого плоскостного приемоизлучателя, он запускается как довольно ограниченный луч, имеющий ширину луча, которая приблизительно такая же, как диаметр приемоизлучателя. Это известно как ближняя зона пучка, также известная как длина Френеля. С дальнейшим распространением луч начинает распространяться более быстро в круговую ширину. Эта область известна как дальняя зона. "Acoustic Waves: Devices, Imaging, and Analog Signal Processing" (Акустические волны: устройства, отображение и обработка аналоговых сигналов), Kino, Gordon. S., Prentice Hall, Inc, 1987, которая включена сюда посредством ссылки во всей ее полноте, объясняет, что конец ближней зоны дается при S=1, для:

S=Zλ/a2,

где

Z = расстояние распространения от приемоизлучателя,

λ = длина волны, и

a = радиус приемоизлучателя;

или, переписанная для S=1 и выражающая λ как скорость относительно частоты, конечная точка ближней зоны приблизительна, когда:

a2=ZC/f,

где

f = частота, а

c = скорость среды.

Чтобы использовать это отношение для указания приемоизлучателя, который обеспечит желаемую коллинеарность пучка, начнем с установленным знанием желаемого отстояния, определяемого выше для уменьшенного времени реверберации. Так как предпочтительнее иметь диапазон ближней зоны, выходящий за пределы выбранного отстояния 20 мм, мы выбираем диапазон ближней зоны в три раза больше отстояния или Z=0,060 м. Этот запас обеспечивает коллинеарность луча далеко за границей обсадной трубы вглубь перфорационного канала. Далее выберем частоту. Из вышеприведенного уравнения ясно, что если частота слишком мала (т.е. ниже 300 кГц), то диаметр приемоизлучателя будет слишком большим для конфигурации скважины. Если частота слишком высока (т.е. свыше 5,0 МГц), то потери из-за поглощения и рассеяния в скважинных жидкостях уменьшат силу сигнала. 1,0 МГц является предпочтительной частотой. Считая скважинную жидкость водой, имеющей акустическую скорость 1500 м/сек., уравнение теперь можно решить для радиуса приемоизлучателя «a», как:

a = квадратный корень (0,060 м * 1500 м/сек./1,0 МГц) или

a = 0,0095 м или 9,5 мм.

Таким образом, диаметр приемоизлучателя составляет 9,5 мм. Предпочтительным для этого приложения является погружной круговой плоскостной приемоизлучатель Panametrics V303-SU, коммерчески доступный и известный как Olympus Panametrics Transducer (от Olympus-NDT из Waltham, Массачусетс).

Иной способ увеличения амплитуды сигнала, отражаемого концом открытого перфорационного канала является образование пучка с помощью фокусировки. При наличии профиля испускаемого луча, который фокусируется на небольшом размере пятна за внутренней поверхностью обсадной трубы, вся или большая часть энергии от приемоизлучателя войдет в перфорационное отверстие. Она пройдет затем по разным путям к концу канала и отразится обратно к приемоизлучателю. Количество шума, отражаемого от внутренней поверхности обсадной трубы, будет приемлемо низким. Результатом является очень благоприятное отношение сигнала к шуму.

При расчете параметров для сфокусированного приемоизлучателя опять главное внимание следует уделить предпочтительному отстоянию, выбранному выше - 20 мм. Оптимальное улучшение отношения сигнал-шум произойдет, если диаметр фокусного пятна будет меньше размера отверстия обсадной трубы, а фокальная точка будет находиться в месте сразу же за обсадной трубой, или на отстоянии, по меньшей мере равном отстоянию от обсадной трубы, плюс, по меньшей мере, часть толщины обсадной трубы (а именно за внутренней поверхностью обсадной трубы). Принимая 10 мм как обычное число толщины обсадной трубы, получим фокусное расстояние 30 мм. Для сохранения степени фокусировки приемоизлучателя или диафрагменного числа до приемлемого уровня, выбираем диаметр приемоизлучателя, который равняется приблизительно половине фокусного расстояния. Поскольку диаметр 13 мм представляет собой предпочтительный размер приемоизлучателя, это будет предпочтительно. Кроме того, значительная фокусировка, используемая здесь, позволяет несколько уменьшить рабочую частоту, что уменьшает чувствительность к затуханию сигнала.

От Kino (упоминался ранее) мы также получили описание расчета этого размера пятна, в системе единиц СИ, которые слегка переписаны в виде:

Диаметр пучка (~6 дБ)=(1,02*Fc)/fD,

где

F - фокусное расстояние приемоизлучателя

с - скорость звука в скважинной жидкости

f - это частота приемоизлучателя

D - это диаметр элемента приемоизлучателя.

Таким образом, мы рассчитываем диаметр луча -6 дБ и 7,22 мм для диаметра приемоизлучателя 1,25 см, сфокусированного на 30 мм и работающего при 500 кГц в воде. Приемоизлучатель, соответствующий этим критериям, может быть приобретен у Ultran Laboratories, Inc. of State College, Пенсильвания, в виде изготовленной по индивидуальному заказу версии номера части LS100-0.5-Р76.

В соответствии с предпочтительными вариантами воплощения способ определения длины открытого перфорационного канала включает опускание этого ультразвукового приемоизлучающего устройства (сконфигурированного, как указано выше) в скважину. Ультразвуковой импульс передается в перфорационный канал, и время возврата импульса к приемоизлучателю при отражении от обсадной трубы и отражения от внутренней части перфорационного канала измеряется. Исходя из времени прохождения и скорости ультразвукового импульса в скважинной жидкости, может быть рассчитана длина открытого перфорационного канала.

В соответствии с предпочтительными вариантами воплощения имеется несколько способов, которые могут быть использованы для измерения глубины и размеров перфорационного канала. Например, один способ включает размещение ультразвукового приемоизлучателя непосредственно прилегающим к перфорационному каналу и обращенным к нему. Прохождение ультразвука в перфорационном канале измеряется и используется для определения длины открытого перфорационного канала. Кроме того, отраженный сигнал можно использовать для определения наличия и размеров обломочного материала в конце перфорационного канала.

Другой способ включает перемещение приемоизлучателя внутри обсадной трубы (или ствола скважины в открытом стволе) и повторной передачи ультразвукового импульса и приема отражения. По существу, скважина и перфорационные каналы картографируются. Из отраженных сигналов эти данные могут быть собраны и использованы для определения расположения перфорационных каналов, глубины и размеров перфорационных каналов, и могут быть определены размеры обломочного материала в конце перфорационных каналов. См., как эта идея показана на фиг.7.

В связи с перемещением ультразвукового приемоизлучающего устройства во время передачи импульсов ультразвукового сигнала, следует принять во внимание, что скорость приемоизлучателя должна быть достаточно медленной, чтобы обеспечить прием отраженного импульса приемоизлучателем. Если приемоизлучатель перемещается с высокой скоростью, то отдельный приемоизлучатель может быть расположен рядом с приемоизлучателем, который передает импульс, так, что один приемоизлучатель может использоваться для передачи ультразвуковых импульсов, а другой приемоизлучатель может использоваться для приема отраженных сигналов.

Расположение ультразвукового приемоизлучателя может быть записано и скоррелировано с записанными данными. Обнаруженные данные (размещение приемоизлучателя, время между передачей и отражением и амплитуда отражения) могут быть начерчены для создания представления перфорационных каналов (например, карты ствола скважины), показывающего расположение, глубину и ширину открытых перфорационных каналов (т.е. частей перфорационного канала, который открыт и не содержит обломочных материалов). Кроме того, амплитуда отклика может быть нанесена на схему (например, пикселями в оттенках серого или пикселями в цветах, соответствующих амплитуде ответного ультразвукового сигнала) с целью представления формы и расположения обломочного материала в перфорационном канале.

На фиг.1 показан один из предпочтительных вариантов воплощения измерительного устройства перфорационного канала (PTMD) 100. PTMD 100 имеет корпус 108 (фиг.2), в котором находится ультразвуковой приемоизлучатель 104. Ультразвуковой приемоизлучатель 104 генерирует ультразвуковой сигнал 106, который передается от PTMD 100 в радиальном направлении. Электрическое соединение 102 (например, металлический электрический проводник) соединяется с ультразвуковым приемоизлучателем 104. Электрический кабель 102 может проводить электричество для питания приемоизлучателя 104 и других электроприводных частей (например, двигатель). PTMD 100 может вращаться и приводиться в действие электродвигателем. Ультразвуковой приемоизлучатель 104 может служить как в качестве передатчика ультразвукового импульса и приемника отраженного импульса. То есть приемоизлучатель 104 преобразует электрическую энергию в ультразвуковую энергию и посылает ультразвуковой импульс 106, а затем принимает отраженную ультразвуковую энергию этого ультразвукового импульса 106 и преобразует ультразвуковую энергию в электрический сигнал. Также возможно, чтобы один ультразвуковой приемоизлучатель 104 использовался для передачи ультразвуковых импульсов 106, а другой ультразвуковой приемоизлучатель использовался для приема отражения. В частности, второй ультразвуковой приемоизлучатель используется, если скорость PTMD 100 такая быстрая, что приемоизлучатель 104 может потерять отраженный сигнал в процессе излучения и возврата.

Ультразвуковой приемоизлучатель 104 может передавать ультразвуковой сигнал с частотой, по меньшей мере, достаточно высокой, а именно от 300 кГц до 5000 кГц, но предпочтительно значение около 3000 кГц. PTMD 100 может использоваться для измерения амплитуды отраженного ультразвукового сигнала и времени прохождения от момента, когда сигнал выходит из PTMD 100 до того момента, когда сигнал отражается и возвращается.

Приемоизлучатель 104 может быть ультразвуковым приемоизлучателем со сфокусированным пучком, который создает сигнал, направленный на одну фокусную точку и, таким образом, позволяет большей части ультразвуковой энергии, созданной 104, поступать во входное отверстие обсадной трубы и перфорационный канал. Как вариант, приемоизлучатель 104 может быть плоскостным приемоизлучателем.

На фиг.3 показана система, включающая PTMD 100, которая может использоваться в стволе скважины. PTMD 100 показан как часть измерительного зонда 304. Центратор 302 расположен вокруг зонда 304. Таким образом, зонд 304 проходит через центр центратора 302. При опускании устройства в ствол скважины, центратор 302 проходит наружу от зонда 304 и контактирует со стволом скважины или обсадной трубой для нахождения устройства в центре ствола скважины вдоль центральной оси ствола скважины. Электронный модуль 306 может быть соединен с зондом 304. Электронный модуль может включать в себя процессор, как отмечалось выше, который выполняет различные функции, такие как обработка сигналов и определение времени прохождения и амплитуды отраженного ультразвукового сигнала. Кроме того, процессор может иметь память (например, флеш-память) для записи собранных данных. В ином случае электронный модуль 306 может не содержать эти компоненты и, например, управлять только вращением PTMD 100 и другими функциями управления. Или электронный модуль может не иметь возможностей обработки и будет только записывать исходные данные. Прием и определение времени прохождения и амплитуды может быть выполнено отдельным процессором, удаленным из зонда 304. Данные могут быть представлены визуально на цифровом устройстве отображения, например мониторе или экране компьютера.

На фиг.4 показан вид сбоку, представляющий ультразвуковой приемоизлучатель 104, который может быть использован как часть PTMD 100, где ультразвуковой приемоизлучатель 104 позиционируется относительно перфорационного канала 400. Перфорационный канал 400 имеет зону раздробленного материала 412, ограниченную с внутренней стороны стены 425 канала, который находится в контакте с жидкостью 404 скважины. Пределы зоны раздробленного материала 412 ограничиваются нетронутой породой формации 420. Конец открытого перфорационного канала 415 может быть перфорационным обломочным материалом 408 и или обломочным материалом крепления отверстия 410, имеющим длину Ld. Кроме того, в конце открытого перфорационного канала может быть нетронутая порода пласта 420, если нет зоны перфорационного раздробленного материала 412 или обломочного материала 408. Обломочный материал после перфорации может быть очищен.

PTMD 100 опускается в ствол скважины и скважинную жидкость 404. За время движения ультразвуковой приемоизлучатель 104 находится рядом с перфорацией в обсадной трубе 402 и в соответствующем перфорационном канале 400. Ширина входного отверстия в обсадной трубе (начало перфорационного канала) - Ceh. Расстояние между ультразвуковым приемоизлучателем 104 с внутренней стороны обсадной трубы составляет Ls. Длина открытого перфорационного канала изнутри обсадной трубы - Lop.

Для измерения глубины открытого перфорационного канала ультразвуковой приемоизлучатель 104 передает ультразвуковой сигнал в перфорационный канал 400. Ультразвуковой сигнал проходит до конца открытого перфорационного канала 415 и отражается обратно к ультразвуковому приемоизлучателю 104 от конца открытого перфорационного канала 415, часто образуемого началом обломочного материала 408 канала. Время для прохождения сигнала от ультразвукового приемоизлучателя 104 и отражения к ультразвуковому приемоизлучателю 104 измеряется. Это может быть сделано либо во время нахождения ультразвукового приемоизлучателя 104 постоянно на месте перед перфорационным каналом, либо во время медленного перемещения мимо перфорационного канала.

Приведенная ниже формула может использоваться для вычисления длины открытого перфорационного канала 400. Если скорость звука в жидкости ствола скважины жидкости - Cf, a Top - это время, необходимое для возврата сигнала на фиг.5b к ультразвуковому приемоизлучателю 104, то длина открытого перфорационного канала длиной Lop может быть рассчитана по следующей формуле:

Lop=Top*Cf/2,0-Ls

Значение скорости жидкости ствола скважины Cf аппроксимируется, поскольку в большинстве случаев это в значительной степени солевой раствор, скорости для которого очень близки к скорости в воде. В ином варианте скважинная жидкость может быть точно измерена на поверхности. Предпочтительно, если она может быть измерена в стволе скважины с использованием отдельного ультразвукового устройства.

Значение отстояния Ls также должно быть известно. Это значение может быть аппроксимировано при знании внутреннего радиуса скважины или обсадной трубы и расстояния поверхности датчика от центра каротажного устройства. Разность этих значений будет средним значением отстояния. Однако на практике это значение значительно меняется в зависимости от вращения инструмента, особенно в горизонтальных или сильно искривленных скважинах, где инструмент часто не находится в центре. Предпочтительно получить отстояние на каждом месте измерения.

Каждый отраженный импульс содержит некоторое количество реверберационного сигнала от приемоизлучателя к обсадной трубе, который выше рассматривался как шум. Каждая из этих реверберации отделена во времени интервалом, который основан на скорости жидкости Cf и отстоянии Ls. Путем измерения времени между любыми двумя из этих событий и использования известного значения Cf можно определить отстояние Ls.

Иной метод определения Ls заключается в использовании этих же реверберации, но их обработку в частотной области. Выполнение быстрого преобразования Фурье для выбранного числа этих реверберации даст их характеристическую частоту. Время между событиями обратно этой частоте.

Затем, в зависимости от того, какой из описанных выше способов используется для получения времени между эхо-сигналами, вычисляется Ls:

Ls=(Интервальное время/2)*Cf

На фиг.5 показаны данные, записанные в результате передачи ультразвукового сигнала ультразвуковым приемоизлучателем 104. На фиг.5а показан сигнал, полученный PTMD 100, когда ультразвуковой приемоизлучатель 104 не направлен в сторону перфорационного канала. Там сигнал проходит от ультразвукового приемоизлучателя 104, отражается от внутренней части обсадной трубы 402 и возвращается с обнаруживаемой в течение короткого периода времени амплитудой, например до 50 микросекунд. Это время прохождения соответствует расстоянию Ls, как и реверберации между несколькими отражениями приемоизлучателя - обсадной трубы. На фигуре 5b сигнал проходит от ультразвукового приемоизлучателя 104 в перфорационный канал 400 и возвращается с обнаруживаемой амплитудой через около 340 микросекунд. То есть сигнал, показанный на фиг.5b, передается из ультразвукового приемоизлучателя 104, поступает в перфорационный канал 400, контактирует с внутренними частями канала 425 и 415 и отражается обратно к ультразвуковому приемоизлучателю 104. Кроме того, на фиг.5В также показан сигнал реверберации, также отраженный от обсадной трубы. Из серии ультразвуковых передач сигнала могут быть нанесены на график измерение осевого положения приемоизлучателя 104 и углового положения приемоизлучателя 104, а также расположение и глубина перфорационных каналов. Например, данные, собранные вместе, могут быть использованы для нанесения на график положения ультразвукового приемоизлучателя 104 по одной оси графика, а время для возврата импульса может быть нанесено по другой оси, как показано на фиг.5b. Кроме того, амплитуда отраженного импульса может быть представлена в виде пикселей или серии пикселей с оттенками серого двух или более уровней (или цветовой гаммы), как показано на фиг.7, где видим три перфорационных канала.

Тот же принцип применяется для перфораций с необсаженной колонной (без обсадной трубы в стволе скважины). На фиг.6 показаны сигналы, обнаруженные PTMD 100 в перфорации с необсаженной колонной, где на фиг.6а показано отражение ультразвукового сигнала от стенки формации ствола скважины (в том числе реверберации), а на фиг.6b показан сигнал, возвращающийся после прохождения в канал и отражающийся в конце открытого перфорационного канала.

Один из способов определения ширины перфорационного канала заключается в перемещении PTMD 100 поперек отверстия перфорационного канала и передаче ультразвукового сигнала (или прерывистых сигналов) во время продвижения. Путь для продвижения PTMD 100 может быть, например, окружным, осевым или спиральным. Данные, обнаруженные во время продвижения PTMD 100, могут быть нанесены на график, на котором ось Y представляет пройденное расстояние (положение) PTMD 100, а ось Х - время для отражения сигнала и возврата к PTMD 100. На фиг.7 показанная амплитуда представлена пикселем или группой пикселей, где более темные (или цветонасыщенные) пиксели или группы пикселей представляют большую амплитуду. Таким образом, когда PTMD 100 достигает переднего края перфорационного канала, отраженному сигналу необходимо больше времени для возврата к PTMD 100. Когда PTMD 100 пересекает задний край перфорационного канала, сигналу необходимо меньше времени для возврата к PTMD 100. Из этого представления может быть определена ширина перфорационного канала. Например, на фиг.7 показаны перфорационные каналы с диаметрами примерно от 10 мм до 25 мм.

Размеры и местонахождение обломочного материала 408, который может включать материал крепления отверстия 410 и зону раздробленного материала 412 в конце перфорационного канала 400, могут быть определены путем представления (данные на графике), как показано на фиг.7 (параметр расстояния по оси y и/или параметр времени по оси x). Обломочный материал 408 в конце перфорационного канала 400 дает отражения по пути обломочного материала 408. Это означает, что ультразвуковой сигнал отражается в передней части обломочного материала 415, средних частях обломочного материала 408 и весь путь к концу обломочного материала 408 в конце перфорационного канала 400. Нанеся на график положение PTMD 100 в виде компонента оси Y, время для возврата сигнала - в виде компонента оси Х и амплитуду принимаемого сигнала - в виде серого компонента пикселя полутоновой шкалы (например, темный (темнее) пиксель или группа пикселей, поскольку этот сигнал имеет большую амплитуду), можно определить свойства и размеры обломочного материала (которые могут включать обломочный материал крепления отверстия и зону раздробленного материала) в конце перфорационных каналов. Для целей этого приложения порог в два цвета (т.е. оттенки серого из черных или белых пикселей) считается полутоновой шкалой. То же самое можно сказать и о других цветах вместо черного или белого. Более темные части, показанные на графике, указывают на отражения более высокой амплитуды ультразвуковых сигналов различными частями обломочного материала 408 в конце перфорационных каналов 400.

Предпочтительный диапазон ультразвуковых частот - от 300 кГц до 3000 кГц. Верхний край этого диапазона ограничивается, исходя из двух основных факторов. Во-первых, это потеря в жидкости. Какие бы ни были потери: на рассеяние, связанное с частицами или на поглощение без рассеяния, в какой-то момент сигнал может быть слишком ослаблен, чтобы пройти приблизительно от 12 до 24 дюймов туда и обратно. Во-вторых, это эффект рассеяния из-за частиц горных пород, которым необходимо отразить этот сигнал. С ростом частоты крупнозернистую породу можно интерпретировать как губку для набегающей волны, когда импульс отражения рассеивается на «куски», таким образом, размывая картину. Этот верхний предел частоты может начать возникать около 3 МГц.

Нижний край этого диапазона диктуется больше геометрическим распространением пучка, выходящего от приемоизлучателя. Независимо от того, сфокусирована ли передняя поверхность приемоизлучателя (вогнутая) или плоская, с уменьшением частоты ширина пучка возрастает. С приемоизлучателями, которые могут быть установлены на скважинных инструментах, ограничиваемых около 1,5-дюймовым диаметром, нижний предел частоты около 300 кГц - это минимальная частота, которую еще можно использовать и иметь пучок, который может сканировать перфорацию небольшого диаметра.

Предпочтительная частота находится в диапазоне от 1,0 МГц до 3,0 МГц, а наиболее предпочтительная 1,0 МГц, например, с 0,5-диаметром приемоизлучателя (доступный плоскостной или сфокусированный). Такой приемоизлучатель можно приобрести у Panametrics Corporation как P/N V303-SU.

На фиг.8 показаны два главных пути прохождения ультразвукового импульса после передачи из приемоизлучателя 104. Путь А1-А2 представляет собой волну, поступающую в перфорационный канал через входное отверстие в обсадной трубе. Он не отражается от внутренней поверхности обсадной трубы. А1-А2 в конечном счете отражается от конца открытой перфорации 415 и возвращается в приемоизлучатель А3-А4, это сигнал.

Второй путь - В1-В2-В3-В4. Между приемоизлучателем 104 и обсадной трубой 404 имеется несколько реверберации. Эти траектории пучков являются наиболее вероятным источником шума и мешают обнаружению конца открытого перфорационного канала 415.

На основании различных ультразвуковых путей, отмеченных здесь, в зависимости от реализованной конфигурации могут быть получены различные степени шума. Например, на фиг.9 показаны результаты, где конфигурация производит большое количество шума. На фиг.9 шум происходит за время Т4, а сигнал, отражающийся изнутри перфорационного канала, сосредоточивается вокруг Т3, которое находится в пределах времени Т4. В этом случае трудно различить характеристики сигнала.

В отличие от этого, на фиг.10 показаны результаты другой конфигурации, которая минимизирует шум. Там шум ограничивается временем Т1, а сигнал сосредотачивается вокруг времени Т2 и охватывает время Tw, которое отличается от Т1. Таким образом, можно выделить характеристики сигнала из шума. Данный результат может быть получен благодаря конкретной выгодной конфигурации. Например, результат вдоль этих линий может быть достигнут путем такого формирования ультразвукового пучка, что он будет сужен, сфокусированным поступать в перфорацию и избегать отражений от обсадной трубы 402, что показано на фиг.13. В связи с фокусировкой пучка может быть выбрано надлежащее отстояние от обсадной трубы 402 для обеспечения фокусировки пучка в перфорационном канале 400.

Когда отстояние и диаметр пучка выбраны надлежащим образом, как описано выше, и направлены за пределы обсадной трубы, как показано на фиг.12, можно достичь желаемого результата разделения момента сигнала измерения перфорации от шумов из-за отражений от обсадной трубы - что показано на фиг.10.

Как рассматривалось выше, круговой плоскостной приемоизлучатель также может быть использован для управления отношением сигнал-шум путем формирования коллинеарного пучка, имеющего малый диаметр, как показано на фиг.11.

Приведенное здесь описание предназначено для понимания различных вариантов воплощения и особенностей специалистами в данной области и ни в какой мере не предназначено для ограничения объема пунктов формулы изобретения, связанных с этим приложением.

1. Способ каротажа перфорационного канала и связанных с этим характеристик перфорационного канала, содержащий:
а. размещение каротажного устройства, включающего в себя ультразвуковой приемоизлучатель, в скважине, имеющей обсадную трубу, причем ультразвуковой приемоизлучатель имеет фокусную точку, находящуюся на расстоянии от ультразвукового приемоизлучателя так, что она будет позади внутренней поверхности обсадной трубы;
б. излучение ультразвукового сигнала из ультразвукового приемоизлучателя;
в. обнаружение отражения ультразвукового сигнала от внутренней части перфорационного канала, проходящего через обсадную трубу в формацию;
г. измерение времени, проходящего между передачей и приемом ультразвукового сигнала;
д. определение положения ультразвукового приемоизлучателя, соответствующего ультразвуковой передаче и приему отраженного сигнала;
е. повторение шагов б)-д) несколько раз и запись полученных данных;
ж. обработку полученных данных с помощью компьютера и определение размеров перфорационного канала.
з. при этом ультразвуковой приемоизлучатель расположен на отстоянии от обсадной трубы ствола скважины на, по меньшей мере, одну треть минимальной длины открытого канала, которую требуется измерить;
и. при этом отстояние такое, что отражения от обсадной трубы реверберируют и существенно рассеиваются перед тем, как отражение изнутри перфорационного канала будет принято ультразвуковым приемоизлучателем.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что ультразвуковой сигнал находится в пределах диапазона от 300 кГц до 5000 кГц.

3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что ультразвуковой сигнал имеет частоту приблизительно 1000 кГц.

4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что включает обработку полученных данных с помощью компьютера и определение размера обломочного материала в перфорационном канале.

5. Способ по п. 1, отличающийся тем, что включающий определение положения ультразвукового приемоизлучателя, соответствующего ультразвуковой передаче и приему отражений.

6. Способ по п. 1, отличающийся тем, что дополнительно включает: конфигурирование диаметра сигнала, чтобы он был равным или меньшим, чем ожидаемая ширина отверстия в обсадной трубе возле отверстия перфорационного канала.

7. Способ по п. 6, отличающийся тем, что диаметр сигнала определяют по следующей формуле:
Диаметр сигнала (~6 дБ)-(1,02*Fc)/fD, где
F - фокусное расстояние приемоизлучателя;
c - скорость звука в скважинной жидкости;
f - это частота приемоизлучателя;
D - это диаметр приемоизлучающего элемента в системе единиц СИ.

8. Система каротажа, содержащая:
ультразвуковое приемоизлучающее устройство, приспособленное для передачи ультразвукового сигнала в радиальном направлении в перфорационный канал и имеющее фокусную точку, которая находится на расстоянии по меньшей мере как можно дальше от ультразвукового приемоизлучающего устройства так, что она будет находиться в перфорационном канале, при этом ультразвуковой приемоизлучатель расположен на отстоянии от обсадной трубы ствола скважины на, по меньшей мере, одну треть минимальной длины открытого канала, которую требуется измерить; при этом отстояние такое, что отражения от обсадной трубы реверберируют и существенно рассеиваются перед тем, как отражение изнутри перфорационного канала будет принято ультразвуковым приемоизлучателем;
по меньшей мере одно ультразвуковое приемоизлучающее устройство, приспособленное для захвата сигнала, отраженного изнутри перфорационного канала;
процессор, который вычисляет длину перфорационного канала;
аппаратные средства хранения времен прохождения сигнала вместе с соответствующими данными глубины и вращательного положения ультразвукового приемоизлучающего устройства.

9. Система каротажа по п. 8, отличающаяся тем, что содержит обсадную трубу ствола скважины и перфорационный канал, проходящий через обсадную трубу;
фокусную точку ультразвукового приемоизлучающего устройства, находящуюся за внутренней поверхностью обсадной трубы.

10. Система каротажа по п. 8, отличающаяся тем, что перфорационный канал имеет круглое поперечное сечение.

11. Система каротажа по п. 8, отличающаяся тем, что перфорационный канал сужается к концу и является трубчатым по форме.

12. Способ определения глубины перфорационного канала, содержащий:
опускание каротажного устройства в ствол скважины, имеющий обсадную трубу, которая укрепляет ствол скважины;
перфорацию, содержащую канал, который проходит через обсадную трубу в формацию;
каротажное устройство, содержащее ультразвуковой приемоизлучатель;
размещение ультразвукового приемоизлучателя прилегающим к перфорации так, чтобы перекрывать перфорацию в направлении, проходящем вдоль центральной продольной оси перфорации, при этом ультразвуковой приемоизлучатель расположен на отстоянии от обсадной трубы ствола скважины на, по меньшей мере, одну треть минимальной длины открытого канала, которую требуется измерить; при этом отстояние такое, что отражения от обсадной трубы реверберируют и существенно рассеиваются перед тем, как отражение изнутри перфорационного канала будет принято ультразвуковым приемоизлучателем;
излучение ультразвукового сигнала из ультразвукового приемоизлучателя в перфорацию;
получение отражений ультразвукового сигнала изнутри перфорационного канала; определение длины перфорационного канала;
использование процессора для определения глубины перфорационного канала, исходя из сигнала, полученного от отражений внутри перфорации; и
отображение глубины перфорационного канала на цифровом дисплее.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при разведке месторождений нефти и природного газа. Заявлена электромагнитная расстановка, сконфигурированная для использования в подземной буровой скважине.

Изобретение относится к механизированной добыче жидкости из нефтяных скважин и может быть использовано для оптимизации технологии периодической эксплуатации скважин, дебит которых меньше минимальной допустимой подачи электроцентробежного насоса.

Изобретение относится к области приборов, перемещающихся в стволах скважин, пробуренных через подземные пласты горных пород. Техническим результатом является передача данных рабочего состояния прибора и/или данных, запомненных в приборе, и/или передача сигналов управления и рабочих инструкций на такие приборы во время нахождения приборов на земной поверхности.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способу контроля герметичности обсаженной нагнетательной скважины. Техническим результатом является сокращение количества исследований на герметичность системы на скважинах, эксплуатируемых по технологии одновременно-раздельная закачка (ОРЗ).

Изобретение относится к оборудованию для контроля рабочих параметров при бурении и может быть использовано для выполнения электрокаротажных работ как в горизонтально, так и в вертикально направленном бурении, а также в наклонно-направленных и разветвленно-горизонтальных скважинах в процессе бурения.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и касается определения тепловых свойств пород, слагающих разрез скважины и пласт в целом. Техническим результатом является повышение точности измерения среднеинтегрального значения теплопроводности горных пород по разрезу скважины и определение коэффициентов теплопередачи через НКТ и через обсадную колонну, а также длины циркуляционной системы скважины.

Изобретение относится к скважинным измерительным устройствам, используемым для измерения электромагнитных свойств ствола скважины. Техническим результатом является обеспечение направленного действия антенны с возможностью принимать сигналы с разных сторон.
Изобретение относится к добыче углеводородного сырья из продуктивного пласта, пробуренного скважиной, и относится, в частности к нерадиоактивным индикаторам и методам их использования для отслеживания перемещения обрабатывающей жидкости и пластовых флюидов.

Изобретение относится к области добычи нефти и может быть использовано в системах добычи и сбора нефти и газа при разработке нефтяных месторождений, особенно на поздних стадиях разработки, когда продукция нефтяных скважин характеризуется большой обводненностью.

Изобретение относится к мониторингу и проверке качества или уровня цементации в скважине. Техническим результатом является повышение точности и информативности измерений, что позволит оператору предсказать функциональный срок службы скважины и гарантировать целостность ее конструкции.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к добыче нефти из скважин механизированным способом, и может быть использовано в любых типах электроприводов насосов. Технический результат - поддержание дебита на заданном уровне при снижении затрат на электроэнергию. По способу на устье скважины устанавливают пассивно-акустический многофазный расходомер. Осуществляют эксплуатацию скважины установкой с электроприводом и станцией управления электроприводом. Измеряют дебит скважины и обводненность по фазам ежесекундно в реальном времени. Усредняют дебит за определенное выбранное время. Сравнивают последующие дебиты по фазам с заданными технологическими параметрами. При выходе значений обводненности за заданные границы сокращают объем перекачиваемой насосом пластовой воды при поддержании дебита товарной нефти на заданном уровне. Для этого выполняют одно из действий: снижают производительность насосной установки за счет числа оборотов электродвигателя; повышают производительность насосной установки за счет повышения числа оборотов электродвигателя; останавливают на определенное время насосную установку для накопления нефти в забое скважины. 1 пр., 1 ил.

Изобретение относится к газодобывающей промышленности и может быть использована на газовом промысле для автоматического управления и регулирования технологическими процессами сбора и подготовки газа к дальнему транспорту. Система содержит ПИД-регуляторы расхода газа, подключенные к скважинам и соединенные входом с датчиками расхода газа, а выходом с исполнительными механизмами скважин. К газосборному коллектору куста скважин подключен ПИД-регулятор, соединенный выходом через временной квантователь с ПИД-регуляторами скважин, а входом, через последовательно соединенные инерционный фильтр и устройство сравнения между заданной величиной давления газа куста скважин и величиной давления газа в газосборном коллекторе куста скважин, с датчиком давления газа, установленным в газосборном коллекторе куста скважин. В качестве задатчика производительности используется удаленное автоматизированное рабочее место, которое подает задание производительности на устройство сравнения. Технический результат заключается в обеспечении стабильного согласованного управления скважинами куста, повышении точности и качества переходных процессов регулирования давления газа в газосборном коллекторе куста скважин, увеличении рабочего ресурса исполнительных механизмов скважин, повышении надежности и безаварийности, сокращении «человеческого фактора» при эксплуатации газового промысла.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при разведке нефти и природного газа. Электромагнитная расстановка содержит множество размещенных по оси электромагнитов, расположенных в немагнитном корпусе. Расстановка дополнительно содержит электрический модуль, такой как диодный мост, имеющий конфигурацию, обеспечивающую электрический ток постоянной полярности для по меньшей мере первого электромагнита расстановки. Расстановка может иметь конфигурацию, обеспечивающую создание спектра магнитного поля, который содержит один магнитный диполь, в случае, когда расстановка возбуждается электрическим током первой полярности, и по меньшей мере одну пару противоположных магнитных полюсов в случае, когда расстановка возбуждается электрическим током противоположной полярности. Изобретение предусматривает многочисленные независимые дальнометрические методы определения относительного положения между стволами скважин. Технический результат - повышение точности операций подземной магнитной дальнометрии. 4 н. и 8 з.п. ф-лы, 10 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при расчетах технологических процессов, происходящих в наклонно-направленных скважинах. Техническим результатом является повышение точности определения степени кривизны и удлинения ствола скважины. Предложен способ тарировки скважины по удлинению ствола скважины относительно ее вертикальной составляющей, заключающийся в определении высоты гидростатического столба жидкости по давлению в его нижней точке. При этом скважину с обсадной колонной перекрывают пакером над продуктивным пластом или на необходимой глубине, заполняют пресной или минерализованной водой с известной плотностью, поддерживают уровень воды на устье скважины неизменным, замеряют давление и температуру в стволе скважины через равные промежутки длины спущенного кабеля или проволоки с манометром-термометром. А удлинение ствола скважины от ее вертикальной составляющей определяется по приведенному математическому выражению. 1 з.п. ф-лы, 1 табл., 1 ил.

Группа изобретений относится к нефтегазовой промышленности и предназначено для теплового воздействия на призабойную зону, снижения вязкости скважинной жидкости перед приемом погружного насоса и для предупреждения образования асфальтено-парафино-гидратных отложений. Способ прогрева призабойной зоны скважины характеризуется тем, что в призабойную зону скважины в интервал перфорации на хвостовике из НКТ ниже скважинного погружного оборудования в зависимости от необходимой длины и мощности нагрева опускают один или несколько соединенных между собой скважинных электрических резистивных нагревателей. Производят управляемый прогрев околоскважинного пространства призабойной зоны и поступающей в скважину пластовой жидкости. Устройство для осуществления способа составлено из взаимосвязанных между собой скважинного нагревателя в виде регулируемых с поверхности нагревательных элементов и воздушной компрессионной камеры или узла гидрозащиты, с возможностью компенсации компрессионного воздействия нагретого теплоносителя. В устройство включены также внутренний датчик температуры и регулятор мощности, подаваемой на скважинный нагреватель, выполненный в виде тиристорного выпрямительного блока, управляемого соединенным с ним программируемым контроллером станции управления нагревом с основным показателем в виде температурных характеристик работы устройства. Техническим результатом является повышение эффективности теплового воздействия на околоскважинное пространство в районе установки скважинного нагревателя, увеличения притока жидкости из пласта и снижения вязкости скважинной жидкости перед приемным фильтром скважинного насоса. 2 н. и 2 з.п. ф-лы, 5 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для определения динамического или статического уровня жидкости в нефтедобывающей или водозаборной скважинах. Техническим результатом является повышение точности определения динамического или статического уровня жидкости в нефтедобывающей или водозаборной скважинах. Предложено разместить в скважине от устья до глубинного насоса или до продуктивного пласта бронированный многожильный кабель с датчиками давления, равномерно расположенными друг от друга по вертикальной составляющей скважины. Информация по давлению с этих датчиков постоянно подается на контроллер станции управления скважиной и интерпретируется в следующем порядке: определяется по первым двум датчикам коэффициент корреляции прямолинейной зависимости давления от вертикальной глубины скважины. В эту базу добавляется информация по третьему и далее датчику до тех пор, пока не понизится коэффициент корреляции. На конечной стадии расчетов контроллер находит уравнения зависимости давления от вертикальной глубины скважины для двух разных фаз: газовой и жидкостной. Уровень жидкости в скважине определяется как точка пересечения этих двух полученных прямых зависимостей. 1 з.п. ф-лы, 2 ил., 1 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к области эксплуатации и ремонта скважин и изоляции притока пластовых вод в горизонтальные скважины. Способ изоляции притока вод в необсаженном горизонтальном участке ствола добывающей скважины включает извлечение из скважины насосного оборудования, спуск колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) в скважину и закачку водоизоляционного материала. После извлечения насосного оборудования из необсаженного ствола с горизонтальным участком добывающей скважины ниже необсаженного ствола с горизонтальным участком из добывающей скважины бурят дополнительный ствол с горизонтальным участком, вскрывающим вдоль водопроявляющий пласт. Причем забой горизонтального участка дополнительного ствола бурят длиннее - на расстоянии 50 м от забоя необсаженного ствола с горизонтальным участком добывающей скважины. Затем до забоя дополнительного ствола спускают колонну гибких труб (ГТ), осевым перемещением колонны ГТ от забоя к устью с одновременной подачей в колонну ГТ водоизоляционного материала производят изоляцию водопроявляющего пласта и дополнительного ствола до интервала его зарезки из добывающей скважины. Причем в качестве водоизоляционного материала используют смесь из высоковязкой и угленосной нефти в отношении 70% на 30%, а в качестве закрепляющего материала используют высоковязкую нефть с температурой 60-70°C. Затем извлекают из дополнительной скважины колонну ГТ, спускают в необсаженный ствол с горизонтальным участком добывающей скважины насосное оборудование и запускают добывающую скважину в эксплуатацию. В процессе эксплуатации добывающей скважины производят периодический отбор проб добываемой продукции. При повышении обводненности добываемой продукции выше допустимой величины производят извлечение из скважины насосного оборудования, выполняют геофизические исследования горизонтального участка ствола добывающей скважины и определяют интервал притока водопроявляющего пласта. После чего спускают в скважину колонну НКТ, оснащенную пакерами, отсекают изолируемый интервал пакерами с двух сторон и производят изоляцию интервала необсаженного ствола горизонтального участка добывающей скважины закачкой высоковязкой эмульсии, в качестве которой используется смесь из высоковязкой и товарной угленосной нефти в отношении 70% на 30%. При этом образующийся в скважине гидроизолирующий экран непроницаем для воды и пропускает нефть, так как вязкость эмульсии резко уменьшается при разбавлении нефтью. Затем вновь спускают насосное оборудование в необсаженный ствол горизонтального участка добывающей скважины и продолжают ее эксплуатацию. Техническим результатом является повышение качества и технологичности проведения водоизоляционных работ. 3 ил., 1табл.

Изобретение относится к средствам питания скважинной аппаратуры. Техническим результатом является повышение надежности и ресурса работы устройства, а также упрощение конструкции и его эксплуатации. Предложен турбогенератор, содержащий внутренний статор с обмоткой и внешний ротор с корпусом и рабочими лопатками турбины, установленный на подшипниках скольжения. При этом внутренние и внешние рабочие поверхности подшипников скольжения выполнены из твердого износостойкого материала с высокой теплопроводностью. Кроме того, турбогенератор содержит герметизирующий элемент, предотвращающий сквозной проток промывочной жидкости через зазор между статором и ротором. При этом герметизирующий элемент может быть выполнен в виде контактного уплотнения, установленного ниже верхнего подшипника. При этом на корпусе ротора выполнен один ряд окон, вход в которые расположен между верхним подшипником и контактным уплотнением на внутренней стороне корпуса ротора, а выход из которых расположен ниже рабочего колеса на внешней стороне ротора. Герметизирующий элемент может быть также выполнен в виде установленной на верхнем торце ротора крышки. 2 ил.

Предложены способ и инструментальный узел для контроля положения рабочего инструмента в стволе скважины. Техническим результатом является повышение точности позиционирования рабочего инструмента в скважине. Предложенный способ содержит следующие этапы: позиционируют рабочий инструмент, имеющий узел датчика, соединенный с ним, в пределах ствола скважины; перемещают рабочий инструмент в пределах ствола скважины; измеряют расстояние, пройденное рабочим инструментом в стволе скважины с узлом датчика путем обнаружения изменений магнитного поля, создаваемого магнитом, адаптированным для поворота на тот же угол, на какой поворачивается колесо, при этом магнит расположен на оси или в оси, которая проходит через колесо; и определяют положение рабочего инструмента в стволе скважины посредством сравнения пройденного расстояния относительно неподвижной точки отсчета. При этом рабочий инструмент содержит: рычаг, пружину, расположенную рядом с первым концом рычага, и колесо, расположенное рядом со вторым концом рычага, причем колесо выполнено с возможностью качения по стенке ствола скважины при перемещении рабочего инструмента в пределах ствола скважины. 4 н. и 14 з.п. ф-лы, 13 ил.

Изобретение относится к эксплуатации нефтедобывающих скважин с помощью глубинно-насосного оборудования и может использоваться в нефтедобывающей промышленности. Техническим результатом является повышение точности измерения уровня жидкости в скважине. Способ основан на известном законе Бойля-Мариотта, при котором произведение давления газа на его объем является величиной постоянной при изотермических процессах изменения давления и объема газа. По изобретению небольшой объем нефтяного газа, выпущенного из скважины, измеряется счетчиком газа и переводится в скважинные условия. Изменение объема газа ведет к изменению его давления в скважине, которое предложено оценивать как среднеарифметическое между устьевым давлением и давлением в зоне динамического уровня жидкости P(hдин). Последний параметр определяется по известной экспоненциальной формуле Лапласа-Бабинэ, в которой неизвестной величиной является динамический уровень жидкости в скважине (hдин). Динамический уровень жидкости в скважине определяется делением выпущенного объема газа в скважинных условиях на площадь межтрубного пространства скважины, в которой находится попутный нефтяной газ. Предложено техническую задачу решать в режиме итерации, для этого в первом приближении за hдин принимают максимально возможную ее величину при действующей насосной установке, а именно глубину насосной установки. Во втором цикле расчетов в расчетах P(hдин) используют величину динамического уровня, полученного в первом цикле итерации. Расчеты ведут до тех пор, пока величина динамического уровня жидкости не станет постоянной величиной. 1 ил.
Наверх