Способ определения границы вода-цемент в промежутке между трубами в углеводородной скважине



Способ определения границы вода-цемент в промежутке между трубами в углеводородной скважине
Способ определения границы вода-цемент в промежутке между трубами в углеводородной скважине
Способ определения границы вода-цемент в промежутке между трубами в углеводородной скважине
Способ определения границы вода-цемент в промежутке между трубами в углеводородной скважине
Способ определения границы вода-цемент в промежутке между трубами в углеводородной скважине
Способ определения границы вода-цемент в промежутке между трубами в углеводородной скважине
Способ определения границы вода-цемент в промежутке между трубами в углеводородной скважине
Способ определения границы вода-цемент в промежутке между трубами в углеводородной скважине
Способ определения границы вода-цемент в промежутке между трубами в углеводородной скважине
Способ определения границы вода-цемент в промежутке между трубами в углеводородной скважине
Способ определения границы вода-цемент в промежутке между трубами в углеводородной скважине

 


Владельцы патента RU 2613381:

ФМС КОНГСБЕРГ САБСИ АС (NO)

Изобретение относится к способу определения границы вода/цемент в кольцевом зазоре между двумя коаксиальными трубами в углеводородной скважине. Технический результат заключается в улучшении определения границы вода/цемент в кольцевом зазоре между двумя коаксиальными трубами в углеводородной скважине. Способ включает запуск скважинного прибора в центральной трубе скважины, причем скважинный прибор содержит корпус и установленные в корпусе прибора генератор импульсов и регистратор сигнала; генерирование, посредством генератора импульсов, электромагнитного импульса и возбуждение тем самым физических вибраций в центральной трубе скважины; регистрацию, посредством регистратора сигнала, акустических сигналов, отраженных от скважины; повторение операций генерирования и регистрации для различных положений генератора импульсов по глубине скважины; обеспечение организации зарегистрированных сигналов в виде двумерного представления; фильтрацию зарегистрированных сигналов, прошедших организацию, с целью идентифицировать в двумерном представлении гиперболу и принятие вершины гиперболы в качестве определяющей положение границы вода/цемент. 6 з.п. ф-лы, 11 ил.

 

Область техники

Изобретение относится к способу определения границы вода/цемент в кольцевом зазоре между двумя коаксиальными трубами в углеводородной скважине.

Уровень техники

Полости часто заполняют материалом, используемым в качестве изоляции или для других целей. Как пример можно назвать резервуар с двойными стенками, полость между которыми заполнена цементом или другим твердеющим материалом. Другим примером может служить здание специального назначения, в частности электростанция, полости в стенках которой заполняют цементом. В некоторых случаях может оказаться необходимым оценить качество заполнения, но при этом могут возникнуть трудности в связи с отсутствием доступа или соображениями безопасности.

Типичным примером полости рассматриваемого типа является кольцевое пространство между обсадными колоннами углеводородной скважины. Обычная конструкция углеводородной скважины состоит из большого количества коаксиальных труб, которые образуют обсадные колонны, последовательно устанавливаемые в скважине в ходе процесса бурения. Как правило, первая (кондукторная) труба крепится в скважине путем ее связывания с окружающей формацией посредством цемента, который прокачивается по трубе с возможностью затем подниматься вверх, в пространство между трубой-кондуктором и окружающим грунтом. Далее, при продолжении бурения в скважину опускают вторую обсадную колонну (обычно называемую устьевой), после чего данную колонну закрепляют путем заполнения цементом кольцевого пространства между этой колонной и трубой-кондуктором. Затем, в зависимости от глубины пробуренной скважины и структуры породы, в скважину последовательно устанавливают другие обсадные колонны с уменьшающимися диаметрами, подвешенные на устьевом оборудовании скважины. Эти обсадные колонны обычно цементируют только на части их высоты, начиная со дна скважины. В завершение в скважину до глубины продуктивного пласта опускают эксплуатационную обсадную колонну и производят перфорирование обсадных колонн, чтобы обеспечить возможность поступления текучих сред (флюидов) в скважину и их подъема по эксплуатационной обсадной колонне через устьевую елку в сборный трубопровод.

Нормальная практика при цементировании каждой трубы или колонны включает расчет требуемого количества цемента, исходя из площади сечения кольцевого пространства и глубины пространства, подлежащего заполнению. Однако часто бывает трудно рассчитать нужное количество цемента, так что его уровень может оказаться ниже запланированного. Применительно к устьевой обсадной колонне желательно заполнить цементом пространство на всю высоту до границы ила (до морского дна). Однако это требование не всегда выполняется, что приводит к так называемой недостаточности цемента. Как следствие, верхняя часть устьевой обсадной колонны может оказаться заполненной не цементом, а текучей средой (водой или соляным раствором), в результате чего устьевая обсадная колонна не будет связана с кондуктором по всей высоте до границы ила. В таком случае нецементированная часть устьевой колонны может рассматриваться как свободно стоящая колонна, которая может быть повреждена под действием приложенных к ней нагрузок.

Устьевая обсадная колонна несет устьевое оборудование скважины, т.е. является основной несущей конструкцией для оборудования, расположенного над устьем скважины (верхнего оборудования). При этом она служит опорой как в отношении наружных нагрузок, таких как нагрузки, создаваемые эксплуатационным оборудованием (устьевой елкой), так и для ствола скважины в отношении воздействий со стороны пласта. В течение своего срока жизни скважина будет подвергаться различным нагрузкам. Например, в ситуации проведения операций по увеличению дебита скважины к устьевой елке прикреплены противовыбросовое оборудование (Blow Out Prevention, ВОР) и райзер, причем райзер выведен на поверхность. Движения райзера и применение бурового оборудования могут создавать циклические нагрузки на устье скважины и устьевую обсадную колонну (см. фиг. 1). Это может вызвать усталостные явления в обсадной колонне.

Другим источником нагрузки являются обсадные колонны, которые испытывают нагрузки вследствие нагрева, вызываемого добываемыми флюидами.

Если цемент полностью заполнил кольцевое пространство и, кроме того, находится в требуемом сцеплении со стальной трубой, циклические нагрузки будут распределяться по длине обсадной колонны и передаваться трубе-кондуктору и грунту. Однако, если имеется участок, не заполненный должным образом, соответствующая часть обсадной колонны может вести себя (как было упомянуто) как свободно стоящая колонна, причем циклические нагрузки могут привести к усталости и повреждению обсадной колонны. При этом точка, соответствующая верхнему уровню цемента, может служить точкой перелома вследствие отмеченных выше движений колонны.

Аналогично, нагрев и охлаждение обсадной колонны могут создавать нагрузки, приводящие к усталостным явлениям и деформации обсадной колонны.

Из вышеизложенного должно быть понятно, что определение того, правильно ли была выполнена операция цементирования, например, кольцевого пространства, является приоритетной задачей. Соответственно, основной задачей, решаемой изобретением, является определение уровня цемента, которое позволяет оценить длину свободно стоящей колонны.

Если позднее на скважине должны производиться какие-либо работы, ВОР и райзер заново прикрепляются к устьевой елке, так что операции могут осуществляться безопасным образом.

И в процессе бурения, и при выполнении работ по увеличению дебита скважины (если они необходимы) устье скважины подвергается наружным нагрузкам, как это было пояснено выше. В какой степени они влияют на устье скважины, зависит от длины свободно стоящей колонны. Чем больше эта длина, тем больше чувствительность к усталости. Возможность определения длины свободно стоящей колонны позволяет рассчитать, какой нагрузке можно подвергнуть устье скважины, и по результатам расчета определить, какой объем работы может быть выполнен. Это позволит оператору предсказать функциональный срок службы скважины и гарантировать целостность ее конструкции.

Один известный способ неразрушающего контроля слоев различных материалов включает создание в трубе магнитного импульса, чтобы заставить трубу действовать как акустический передатчик. Соответствующий пример представлен в патенте США №6595285, в котором описаны способ и устройство для испускания радиальных сейсмических волн с применением электромагнитной индукции. Эти волны генерируют магнитный импульс давления, который вызывает деформацию в трубе и который использует свойство упругого восстановления трубы, чтобы она действовала как акустическое передающее устройство. Такой подход может быть использован для генерирования сейсмических волн в подпочвенных слоях. Согласно патенту США №3752257 подобное устройство помещается в трубу-кондуктор и используется, чтобы измерять акустическую скорость в пласте. Отраженные акустические сигналы, отраженные от пласта, регистрируются двумя приемниками, и определяется разность времени распространения сигнала до двух приемников. В патенте утверждается, что данное устройство может быть использовано, чтобы измерять качество цементации в зоне между трубой-кондуктором и пластом. Однако не приводится никакой информации о том, как эта цель может быть достигнута, причем исследование, проведенное авторами настоящего изобретения, показало, что данное решение не позволяет разработать надежный способ определения границы цемента.

В обоих этих примерах, соответствующих уровню техники, передатчик расположен таким образом, что акустические волны должны пройти только через одну стенку трубы, например трубы-кондуктора. Если устройство должно находиться в полностью законченной скважине, возникает проблема создания сигнала, который является достаточно интенсивным для того, чтобы пройти сквозь несколько труб различных обсадных колонн, и одновременно обеспечивающим возможность различения сигналов, отраженных от различных обсадных колонн.

В заявке WO 2011/117355, принадлежащей заявителю настоящего изобретения, эта проблема решается использованием сигнала очень короткой длительности. Благодаря короткой длительности сигнала становится возможным различать отражения по длительности прохождения сигнала. Скорость акустических волн в цементе (в твердом веществе) отличается от их скорости в воде. Если сигналы генерируются на разных уровнях в скважине, можно найти точку, в которой сигнал изменяется. В теории такая точка определяет точное положение верхнего уровня цемента.

В дополнение к проблеме различения различных отражений, существует также проблема шума в сигнале. Этот шум может соответствовать шуму в сигнале, генерируемому самой системой, но также второму и третьему отражениям от различных обсадных колонн. Шум этого типа становится еще более сложным, если отраженный сигнал исходит от кольцевой зоны, отделенной от приемника несколькими слоями, как это имеет место для расположенной между кондуктором и устьевой колонной кольцевой зоны, именуемой специалистами "кольцо D" ("D annulus"). Как испущенный, так и отраженный сигналы должны в этом случае проходить сквозь четыре колонны труб. Могут существовать, кроме того, отраженные сигналы, которые распространяются вдоль трубы и также могут являться источником шума.

В связи с этим существует потребность в усовершенствованном способе определения границы вода/цемент в кольцевом зазоре между двумя коаксиальными трубами в углеводородной скважине.

Раскрытие изобретения

Соответственно, изобретение относится к способу определения границы вода/цемент в кольцевом зазоре между двумя коаксиальными трубами в углеводородной скважине, охарактеризованному в независимом п.1 прилагаемой формулы изобретения.

Предпочтительные варианты изобретения охарактеризованы в зависимых пунктах формулы.

Краткое описание чертежей

Далее, со ссылками на прилагаемые чертежи, будут подробно описаны варианты осуществления изобретения.

На фиг. 1 представлена упрощенная схема законченной скважины, пробуренной в морском дне.

На фиг. 2 представлен частичный вид скважины по фиг. 1 и показан прибор, находящийся внутри эксплуатационной колонны.

На фиг. 3 иллюстрируется скважинный прибор согласно изобретению.

На фиг. 4 приведена электрическая схема катушки индуктивности и связанного с ней контура.

На фиг. 5 схематично изображены катушка индуктивности и соответствующие ей силовые линии поля.

На фиг. 6 схематично изображена катушка индуктивности согласно изобретению.

На фиг. 7 проиллюстрирован отраженный сигнал для одиночного импульса.

Фиг. 8 иллюстрирует моделирование отраженных сигналов для нескольких импульсов, испущенных на различных уровнях по глубине скважины.

Фиг. 9 иллюстрирует теоретические волновые фронты на границе вода/цемент.

Фиг. 10 иллюстрирует отраженные сигналы для нескольких импульсов после их обработки и наложенные на них теоретические волновые фронты по фиг. 9.

На фиг. 11 иллюстрируется, как из фиг. 10 можно вывести уровень цемента.

Осуществление изобретения

На фиг. 1 представлен иллюстративный вариант законченной углеводородной скважины 1. У скважины имеются устьевое оборудование 2, эксплуатационная колонна 3, первая промежуточная обсадная колонна 4, вторая промежуточная обсадная колонна 5, устьевая колонна 6 и кондукторная колонна (кондуктор) 7. Кольцевая зона между устьевой колонной 6 и кондуктором 7 показана заполненной цементом 8.

Цемент обычно подают в пространство между пробуренным стволом скважины и кондукторной колонной и между кондукторной колонной и устьевой колонной. Как уже отмечалось, кольцевое пространство между кондуктором и устьевой колонной в идеале должно быть заполнено цементом по всей высоте, вплоть до устьевого оборудования. Кольцевые пространства между другими обсадными колоннами обычно заполняют цементом только на части их длины, начиная со дна скважины, причем количество цемента определяется характеристиками пласта. Следует отметить, что, в зависимости от свойств морского дна и других характеристик, в скважине может использоваться большее количество обсадных колонн, чем показано на фиг. 1. Верхний конец эксплуатационной колонны присоединен к трубодержателю, который закреплен (в зависимости от типа заканчивания) в устьевом оборудовании или в устьевой елке. Нижний конец этой колонны закреплен в первой промежуточной обсадной колонне посредством эксплуатационного пакера, как это хорошо известно специалистам.

На фиг. 2 изображена, в вертикальном разрезе, часть скважины, причем показаны обсадные колонны и отмечено положение генератора 14 импульсов и приемника 16 внутри эксплуатационной колонны 3. Пунктирными стрелками изображены сигналы, исходящие от генератора импульсов и отраженные к приемнику.

На фиг. 3 схематично показан скважинный прибор 10. Он содержит корпус 11 и генератор 14 импульсов для генерирования электромагнитного импульса, который, благодаря наличию у трубы магнитных свойств, вызовет колебания (вибрацию) трубы.

Согласно одному варианту скважинный прибор 10 предназначен для использования в скважинной трубе. Входящий в состав прибора генератор 14 импульсов находится в корпусе 11.

Генератор 14 импульсов содержит индуктор Ls и высоковольтный (HV) источник питания, который при работе прибора подает электрическую энергию на индуктор Ls (см. фиг. 4). В результате генерируется электромагнитный импульс. Прибор и скважинная труба расположены и выполнены таким образом, что электромагнитный импульс создает в скважинной трубе физические вибрации. С этой целью скважинная труба может быть изготовлена, по меньшей мере в одной своей части, из магнитного материала. Индуктор может содержать металлический сердечник, например в форме цилиндра.

В одном варианте площадь Аgap кольцевого зазора в поперечном сечении трубы между наружной поверхностью индуктора Ls и внутренней поверхностью скважинной трубы, по существу, равна площади Ainner внутреннего поперечного сечения индуктора Ls. В этом контексте выражение "по существу, равна" может, например, означать, что отношение площадей Аgap и Ainner находится в интервале 0,7-1,3. Однако предпочтительно, чтобы это отношение находилось в интервале 0,9-1,1, более предпочтительно в интервале 0,95-1,05.

Особенно желательно, чтобы площадь Agap кольцевого зазора была точно равна площади Ainner внутреннего поперечного сечения индуктора.

Скважинный прибор 10 предпочтительно содержит центрирующее устройство, сконфигурированное с возможностью позиционировать скважинный прибор 10 на оси скважинной трубы.

Индуктивность индуктора предпочтительно составляет 10×10-6-40×10-6 Гн.

Источник питания предпочтительно содержит конденсатор С, подключенный к индуктору Ls и сконфигурированный с возможностью разряжать запасенную в нем энергию через индуктор. При этом источник питания может содержать ключ S, включенный между индуктором Ls и конденсатором С.

В одном аспекте скважинный прибор 10 по изобретению предназначен для определения или измерения присутствия или отсутствия цемента в кольцевом зазоре между двумя коаксиальными трубами в углеводородной скважине. Согласно этому аспекту скважинный прибор содержит корпус 11 и генератор 14 импульсов, помещенный в корпус 11 прибора для генерирования магнитного поля. Генератор 14 импульсов содержит индуктор Ls и высоковольтный источник питания для подачи электрической энергии на индуктор Ls, обеспечивая, тем самым, генерирование электромагнитного импульса таким образом, чтобы создать физические вибрации в трубе, ближайшей к генератору 14 импульсов.

Согласно данному аспекту скважинный прибор содержит также по меньшей мере один регистратор (приемник) 16 сигналов, находящийся в корпусе 11 прибора и служащий для регистрации акустических сигналов, отраженных от скважины. При этом первое расстояние Н1 между регистратором 16 сигналов и генератором 14 импульсов, по существу, равно второму расстоянию Н2 между генератором 14 импульсов и кольцевым зазором. В этом контексте выражение "по существу, равно" может, например, означать, что отношение первого расстояние Н1 и второго расстояния Н2 находится в интервале 0,7-1,3. Однако предпочтительно, чтобы это отношение находилось в интервале 0,9-1,1, более предпочтительно в интервале 0,95-1,05.

Особенно желательно, чтобы первое расстояние Н1 и второе расстояние Н2 были равны.

Скважинный прибор 10 предпочтительно содержит центрирующее устройство, сконфигурированное с возможностью позиционировать скважинный прибор 10 на оси скважинной трубы. При этом второе расстояние Н2 предпочтительно измеряется в скважине в радиальном направлении от центральной оси индуктора Ls до оси кольцевого зазора.

Скважинный прибор 10 предпочтительно устанавливается в самой внутренней трубе скважины.

В качестве примера, генератор 14 импульсов находится на расстоянии 10-20 см от регистратора 16 сигналов.

Скважинный прибор 10 может содержать поглотитель ультразвука, помещенный между генератором 14 импульсов и регистратором 16 сигналов.

В одном конкретном варианте регистратор сигналов может находиться над генератором импульсов. В этом варианте может иметься также второй регистратор сигналов, находящийся в непосредственной близости от первого регистратора сигналов.

Дополнительно может иметься также третий регистратор сигналов, который, в частности, может находиться ниже генератора импульсов, на расстоянии от него, равном, по существу, или точно Н1.

Таким образом, в любом из рассмотренных вариантов прибор 10 может содержать (см. фиг. 3) регистратор(ы) 16 (17, 18) для регистрации сигналов, соответствующих вибрациям и отраженных от труб в скважине. Поскольку анализируются акустические сигналы, регистратор сигналов предпочтительно является гидрофоном. Прибор 10 может удерживаться в центральном положении посредством центрирующих устройств (не изображены). Как уже упоминалось, генератор 14 импульсов и регистратор(ы) 16 (17, 18) сигналов находятся в корпусе 11.

Вместе с генератором 14 импульсов в приборе 10 имеются блок 22 питания с зарядным устройством и система 24 хранения данных. Прибор может содержать также кабельную коробку 26 для прикрепления прибора к кабелю 30. Кабель 30 может обеспечивать связь между прибором и поверхностным оборудованием, в состав которого могут, например, входить первый модуль 32 управления для управления прибором и второй модуль 34 управления для приема данных от прибора и для их обработки.

Между генератором 14 импульсов и регистратор(ами) сигнала может находиться звукопоглотитель (не изображен), который может использоваться, чтобы предотвращать попадание акустических импульсов от индуктора на регистратор сигналов и создание, в результате, шума в системе. Прибор может быть связан с позиционирующим устройством 20 или с аналогичным устройством для перемещения прибора в скважине.

На фиг. 3 показаны три регистратора сигналов. Однако может иметься только один регистратор, находящийся над или под генератором сигнала, или могут иметься один регистратор над прибором и один регистратор под ним. В предпочтительном варианте имеется только один регистратор сигналов, который предпочтительно находится над генератором сигнала.

Значительный эффект может дать правильный выбор отношения расстояния между генератором импульсов и приемником сигнала к расстоянию до целевого объекта. Как показано на фиг. 2, испускаемые волны распространяются в наружном направлении, в сторону кольца D и отражаются как акустические волны обратно, к регистратору сигналов. Как было упомянуто, речь идет об очень малых расстояниях. Стандартный номинальный диаметр поверхности устьевой колонны составляет 50 см, а нормальный размер для кондукторной колонны - 75 см. Если в качестве начальной рассматривать точку на оси скважины, сигналы должны пройти только 25 см и 35 см до того, как они дойдут до устьевой колонны и трубы-кондуктора соответственно. На фиг. 2 расстояние между генератором 14 импульсов и ближайшим к нему приемником 16 сигналов обозначено как Н1, а расстояние между генератором 14 импульсов и кольцом D обозначено как Н2. Более конкретно, расстояние Н2 - это горизонтальное расстояние между центральной осью генератора 14 импульсов и медианным диаметром кольца D.

Как это известно из уровня техники (см., например, фиг. 10 в US 6595285), может представляться желательным иметь большое расстояние между генератором импульсов и регистратором сигналов. Это не является проблемой при проведении сейсморазведки, поскольку сигналы могут в этом случае проходить несколько тысяч метров. Однако в условиях ограниченного пространства в скважине и при наличии многих рассеянных отраженных сигналов 3-го, 4-го или даже более высоких порядков, очень важной становится задача разделения сигналов. Известная технология не способна давать удовлетворительные результаты в ограниченном пространстве скважины.

Заявитель установил, что особенно эффективные результаты достигаются, когда расстояние Н1 между генератором импульсов и регистратором сигналов равно, по существу, или точно расстоянию Н2 между генератором импульсов и анализируемым кольцевым пространством.

Из приведенного в качестве примера соотношения следует, что при анализе кольца D регистратор сигналов должен находиться примерно на 30 см выше генератора импульсов. Однако допустимы небольшие отклонения от этого значения, так что расстояния в интервале 20-40 см также обеспечат хорошее разделение отраженных сигналов. Если регистраторы сигналов находятся как выше, так и ниже генератора импульсов, их расстояние от генератора импульсов должно быть одинаковым (равным Н1). В случае использования двух регистраторов сигналов, находящихся под генератором импульсов (как в варианте по фиг. 3), желательно разместить их как можно ближе друг к другу. Приборы с несколькими регистраторами сигналов позволяют сравнивать результаты регистрации друг с другом, и это можно использовать для выявления аномалий или для обнаружения (и удаления) шума. Еще одна возможность состоит в обеспечении резервирования на случай неисправности.

На фиг. 4 представлена электрическая схема предпочтительного варианта генератора импульсов. Генератор 14 импульсов содержит зарядное устройство, например высоковольтный источник HV питания, для зарядки зарядным током ic накопителя энергии, например конденсатора С. Конденсатор С включен последовательно с ключом S, по меньшей мере с одним индуктором L и с резистором R. На фиг. 4 по меньшей мере один индуктор L соответствует комбинации первого индуктора Ls и второго индуктора Li. Второй индуктор Li показан только для того, чтобы проиллюстрировать наличие в генераторе 14 импульсов внутренней индуктивности.

В исходном состоянии ключ разомкнут. Высоковольтный источник HV питания подает напряжение Uo на конденсатор С, чтобы зарядить его. Когда он будет полностью заряжен, ключ S замыкается, и конденсатор С разряжается, обеспечивая протекание разрядного тока id через индуктор MS и резистор R. Ток, протекающий через магнитный индуктор MS, генерирует электромагнитный сигнальный импульс, который окажет механическое воздействие на трубы в скважине. Механические волны напряжения, распространяющиеся в наружном направлении как акустические волны, будут отражаться обратно к прибору после того, как эти волны достигнут стенок.

Иллюстративный пример индуктора MS показан на фиг. 5 и 6. Индуктор содержит катушку 42 индуктивности, количество витков которой определяет электромагнитные характеристики разряда. Чтобы поддерживать катушку 42 при ее использовании (а также при наматывании), может использоваться поддерживающая втулка 43 (показанная на фиг. 6). Как схематично проиллюстрировано на фиг. 5, при протекании тока через индуктор Ls он будет создавать магнитное поле.

Требования к компонентам генератора 14 импульсов будут зависеть от желательных параметров генерируемого электромагнитного импульса и характеристик системы, в которой он используется.

Индуктивность (L+MS) является следствием магнитного поля, возникающего вокруг проводника, по которому течет ток. Текущий по проводнику ток создает магнитный поток, пропорциональный этому току. Изменение тока приводит к соответствующему изменению магнитного потока, которое, согласно закону Фарадея, генерирует в проводнике электродвижущую силу (ЭДС), препятствующую изменению тока. Таким образом, индукторы создают сопротивление изменениям протекающего через них тока. Индуктивность является мерой ЭДС, генерируемой при изменении тока на единицу. В качестве примера, индуктор с индуктивностью 1 Гн создаст ЭДС, равную 1 В, если текущий через него ток изменяется со скоростью 1 А/с. Именно эта электродвижущая сила используется в изобретении. Если индуктор помещен в трубу, обладающую магнитными свойствами, магнитное давление, создаваемое индуктором, преобразуется в механическое давление, которое приводит трубу в движение, как это проиллюстрировано на фиг. 5.

Индуктивность может зависеть от количества витков, размеров каждого витка и материала, вокруг которого намотаны витки. Индуктор обычно конструируется в виде катушки из электропроводного материала, как правило, из медной проволоки, намотанной вокруг сердечника, состоящего из воздуха или из ферромагнитного или неферромагнитного материала. Как показано на фиг. 5, при протекании тока через индуктор вокруг катушки формируются линии магнитного поля.

Индуктивность (в генри) для катушки индуктивности, именуемой "катушка индуктивности с воздушным сердечником", описывается следующей формулой:

, где

- L = индуктивность (Гн),

- μ0 = магнитная проницаемость в вакууме =4π×10-7 Гн/м,

- K = коэффициент Нагаока,

- N = количество витков,

- А = площадь поперечного сечения катушки (м2),

- l = длина катушки (м).

В качестве примера, изобретение может использовать "катушку индуктивности с воздушным сердечником", которая не содержит магнитного сердечника из ферромагнитного материала. Приведенное название охватывает также катушки, намотанные на пластиковые, керамические или иные немагнитные каркасы. Катушки с воздушным сердечником имеют меньшую индуктивность, чем катушки с ферромагнитным сердечником. Если катушка не помещена в электропроводную трубу, силовые линии поля внутри индуктора будут расположены теснее, т.е. поле внутри катушки будет более сильным, чем снаружи. Катушка такого типа направляет магнитное давление наружу, т.е. магнитное давление действует на индуктор, стремясь расширить его в радиальном направлении.

Если индуктор помещен внутрь электропроводного экрана, например в металлическую трубу, в частности в скважинную, поле в зазоре между индуктором и трубой будет намного сильнее, чем внутри индуктора. Этот эффект будет зависеть от размера зазора, причем он будет наибольшим при малых зазорах. В таком случае магнитное давление воздействует на индуктор, сжимая его в радиальном направлении.

Если катушка помещена в электропроводную трубу, предыдущую формулу можно записать в следующем виде:

где

N = количество витков,

g = зазор между катушкой и трубой,

d = медианный диаметр для катушки (см. фиг. 6).

Могут быть учтены также следующие параметры:

do = наружный диаметр катушки, который может быть выражен как D-2g, где D - внутренний диаметр трубы.

Это соотношение можно также выразить следующим образом:

di = внутренний диаметр катушки, соответствующий воздушному зазору внутри катушки, который может быть выражен как D-2(g-w), где 2w - разность между наружным диаметром do и внутренним диаметром di катушки,

l= длина катушки в метрах.

Параметры g, d и l проиллюстрированы на фиг. 6. Корпус 11 прибора на фиг. 6 не изображен для большей наглядности и легкости понимания.

Авторы изобретения установили, что особенно эффективный результат в отношении ограничения шума в зарегистрированных сигналах обеспечивается выбором положения первого индуктора Ls, а также размера индуктора Ls в зависимости от параметров электропроводной трубы. Наилучшие результаты достигаются, когда площадь кольцевого зазора вокруг катушки в поперечном сечении трубы равна площади внутреннего поперечного сечения индуктора.

Как следует из фиг. 6, площадь Agap кольцевого зазора может быть выражена как

а площадь Ainner внутреннего поперечного сечения индуктора может быть выражена как

Как было отмечено выше, эффективные результаты могут быть достигнуты, если площади Agap и Ainner, по существу, равны (в описанном выше смысле), а особенно эффективные - при Agap = Ainner.

В этом случае поле в зазоре почти равно полю внутри индуктора. Поэтому магнитное давление будет одинаково действовать на индуктор в радиальном направлении с обеих сторон. Таким образом, индуктор окажется механически сбалансирован, и, следовательно, его смещение будет минимальным. Это приведет к минимальной акустической эмиссии индуктора и, следовательно, к снижению уровня шумов в принятых сигналах.

Соответствующий пример конструкции катушки проиллюстрирован на фиг. 6. Катушка 42 индуктивности первого индуктора Ls помещена в электропроводную трубу, которая в этом примере является эксплуатационной колонной 3. Катушка может быть намотана на каркас 26 в форме втулки из непроводящего материала. Труба имеет внутренний диаметр D, а катушка имеет наружный диаметр do; соответственно, D-do=2g, где g - зазор между наружной стороной индуктора и внутренней стороной трубы 3. Индуктор имеет длину l.

В альтернативном варианте внутрь катушки помещен электропроводный (металлический) цилиндр, который будет действовать как балансирующий элемент, обеспечивающий выравнивание магнитных давлений внутри и снаружи катушки. Благодаря своей механической прочности сам он практически не будет генерировать акустический шум. В этом случае зазор между катушкой и трубой может быть уменьшен, что может привести к уменьшению расхода энергии, требуемой для генерирования достаточно сильного магнитного поля.

При функционировании прибора происходит зарядка генератора импульсов посредством зарядного устройства, так что после замыкания ключа индуктор сгенерирует электромагнитный импульс. Этот импульс будет передан трубе и вызовет ее вибрации. Эти вибрации будут распространяться от трубы через слои труб в виде импульсов давления. Когда вибрация достигает каждого слоя, соответствующая труба приходит в движение, создающее акустические волны, которые будут отражаться в обратном направлении и регистрироваться регистратором сигналов.

Было проведено несколько испытаний с использованием различных значений параметров:

напряжение Uo=3-15 кВ,

емкость конденсатора С=10-100×10-6 Ф,

магнитное устройство MS: индуктивность L=10×10-6-40×10-6 Гн.

Первоначально ключ разомкнут. Напряжение Uo приложено к конденсатору С, чтобы зарядить его до указанного напряжения 3-15 кВ. Напряжение Uo подается по линии, связывающей зарядное устройство с конденсатором. По завершении зарядки ключ S замыкается, и конденсатор С будет разряжаться через магнитное устройство L и резистор R, так что через них течет ток id. При проведении испытаний ключ замыкался на периоды в интервале 20-200 мкс. Использовались даже более короткие периоды (4-20 мкс). Такие короткие длительности были достигнуты за счет соответствующей геометрии катушки.

При указанных значениях параметров амплитуда тока id будет находиться в интервале 5-20 кА. Ток, текущий через магнитное устройство MS, будет генерировать электромагнитный импульсный сигнал, который приведет к механическим вибрациям труб в скважине. В процессе испытаний наилучшие результаты были получены при энергии электромагнитного сигнала 0,1-3 кДж.

Пример отраженного сигнала приведен на фиг. 7. Из представленного графика можно видеть, что отраженные сигналы, исходящие от ближайшей трубы (ближайших труб), являются очень интенсивными, но затем сигналы быстро ослабевают по мере удаления от регистратора сигналов (на графике это удаление выражено через время отклика). Таким образом, отражения от зоны кольца D являются очень слабыми, так что их трудно интерпретировать.

Предполагалось, что по отраженным сигналам можно будет определить, что именно находится в наружном кольце - цемент или вода - благодаря различным скоростям распространения сигналов через эти среды. Однако оказалось, что этого очень трудно добиться при используемой интенсивности сигналов, поскольку интересующие различия между ними являются относительно слабыми.

Одно возможное решение этой проблемы заключалось в использовании импульсов с предельно короткой длительностью. Короткая длительность сигнальных импульсов приводит к уменьшению длительности отраженных сигналов. Как следствие, становится возможным отличить одно от другого отражения от различных структур. Кроме того, расстояния между различными структурами, т.е. диаметры различных обсадных колонн, являются известными. Следовательно, можно предсказать, когда на регистратор сигналов вернутся волны, отраженные от различных обсадных колонн, и эта информация также может быть использована, чтобы зарегистрировать нужный сигнал. Однако такое решение оказалось трудно осуществить, поскольку выделение отражения от наружного кольца затрудняется наличием отражений от внутренних слоев системы труб.

Чтобы определить, где присутствует цемент, а где вода, прибор должен быть позиционирован в различных местах по длине колонны труб. Согласно изобретению прибор сначала позиционируют в точке внутри скважины на некотором расстоянии ниже положения расчетного верхнего уровня цемента. Затем прибор перемещают вверх небольшими шагами, предпочтительно около 4 см. В каждом положении прибора активируют генератор импульсов. При каждой активации генератора импульсов регистратор сигналов регистрирует сигнал типа, показанного на фиг. 7. Посредством регистратора сигналов регистрируют данные, соответствующие акустическим отражениям, и переносят зарегистрированные данные в анализатор для проведения их анализа. На выходе анализатора формируется сигнал с временной задержкой, который отображается на мониторе в виде прямых и криволинейных линий. Однако для дальнейшего анализа используется двумерная матрица, столбцы которой соответствуют уровням по глубине скважины, а каждый ряд соответствует времени прихода отраженных сигналов. При этом каждый элемент матрицы отображает интенсивность сигнала. Затем эта матрица используется для двумерной фильтрации, как это будет описано далее.

Как уже отмечалось, между прибором и целевым объектом в законченной скважине может иметься четыре или даже более слоев труб. Это означает, что интенсивность отражений от различных труб различается на несколько порядков. Поэтому процесс распространения акустической волны в системе из нескольких коаксиальных труб является очень сложным. Авторы изобретения обнаружили по меньшей мере три различных типа распространения. К первому типу относятся волны, которые распространяются в радиальном направлении и отражаются слоями стали, цемента и воды, как это показано на фиг. 2. Однако дополнительно существуют волны, которые распространяются вдоль трубы в вертикальном направлении и отражаются от концов трубы. В завершение, существуют волны, не принадлежащие к описанным типам, а представляющие собой волны, рассеянные под различными углами, а затем отразившиеся обратно и принятые регистратором сигналов. Отсюда следует, что различия, которые нужно выявить, являются относительно небольшими. Это объясняется тем, что интерес представляет отражение от наружного кольца, а на это отражение накладываются отражения от внутренних слоев системы труб.

В связи с этим разработан способ определения положения границы вода/цемент в кольцевом зазоре между двумя коаксиальными трубами в углеводородной скважине. Способ по изобретению включает следующие операции.

Первой операцией способа является запуск скважинного прибора 10 в центральной трубе скважины. Скважинным прибором может быть, например, прибор типа описанного выше. Более конкретно, скважинный прибор 10 содержит корпус 11 и установленные в корпусе генератор 14 импульсов и регистратор 16 сигналов.

Затем генерируют, посредством генератора импульсов, находящегося в корпусе 11 скважинного прибора, электромагнитный импульс, возбуждая, тем самым, физические вибрации в центральной трубе скважины.

На следующей операции регистрируют, посредством регистратора 16 сигналов, находящегося в корпусе 11 скважинного прибора, акустические сигналы, отраженные от скважины.

Затем повторяют две названные операции генерирования импульсов и регистрации отраженных акустических сигналов для различных положений генератора импульсов по глубине скважины.

После этого осуществляют организацию зарегистрированных сигналов в виде двумерного представления.

Далее, зарегистрированные сигналы, прошедшие организацию, фильтруют с целью идентифицировать в двумерном представлении гиперболу (В).

В завершение выявляют (идентифицируют) положение вершины гиперболы В и принимают ее в качестве определяющей положение границы вода/цемент в кольцевом зазоре между двумя коаксиальными трубами в углеводородной скважине.

Один вариант способа включает расчет положения вершины гиперболы В, представляющей границу вода/цемент, по одной ветви гиперболы и по параметрам скважинной трубной структуры, в частности по известным положениям двух коаксиальных труб.

Двумерное представление, в которое организованы зарегистрированные сигналы, в предпочтительном варианте представляет собой двумерную матрицу, отображающую взаимосвязь между уровнем по глубине скважины и задержкой отраженного акустического сигнала.

Каждый элемент матрицы предпочтительно содержит численное значение, соответствующее одному из значений зарегистрированных сигналов. Более конкретно, столбцы матрицы могут соответствовать уровням по глубине скважины, а ее строки - значениям задержки акустических сигналов.

В одном варианте способа операции генерирования импульса и регистрации, выполняемые для различных уровней по глубине скважины, предусматривают повторение этих операций для вертикальных интервалов с шагом 3-10 см.

В любом из рассмотренных вариантов на операции фильтрации может быть использован фильтр для отфильтровывания сигналов с направлением распространения, перпендикулярным оси скважинного прибора.

На фиг. 8 представлена диаграмма отраженных сигналов, полученных при позиционировании прибора в нескольких различных местах и, следовательно, представляющих зарегистрированные сигналы от полного количества импульсов. Вертикальные линии соответствуют волнам, исходящих от границ, т.е. от труб. Поскольку известны интенсивности сигналов, скорость акустических волн и размеры системы, легко определить, какие линии соответствуют каким трубам. В результате можно определить горизонтальное положение интересующей трубы (кондукторной или устьевой колонны). Следует отметить, что на фиг. 8 сигналы получены от экспериментальной установки с известным положением границы цемент/вода. Другими словами, было известно, где находится цемент (эта область отмечена пунктирной линией), а где вода (отмеченная кружком). Однако, как можно видеть из фиг. 8, невозможно обнаружить разницу между сигналами, представляющими воду, и сигналами, представляющими цемент. На фиг. 8 отмечены также более темные линии, представляющие трубы 4, 5, 6 и 7 по фиг. 1.

Акустические сигналы, являющиеся отражениями от точечного источника, будут формировать гиперболу, вершина которой соответствует источнику. При проведении экспериментальных исследований наблюдались одинаковые типы сигналов, причем дальнейшие исследования показали, что эти сигналы, действительно, исходят от зоны, соответствующей верхнему уровню цемента в области между кондукторной и устьевой колоннами, т.е., например, уровню цемента в кольце D. Отсюда авторы изобретения заключили, что верхний уровень цемента может наблюдаться в виде разрыва, который может рассматриваться как точечный источник. Проведенные авторами исследования показали, что по меньшей мере некоторые сигналы, особенно сигналы типов 2 и 3, будут сталкиваться с этим разрывом сверху и снизу и что эти сигналы будут восприниматься приемником сигналов, как гиперболы.

Теоретически установление этой зависимости позволяет обнаруживать верхний уровень цемента путем выявления контура гиперболы и расчета по нему положения ее вершины с расчетом, отсюда, уровня цемента, поскольку вершина находится в той же горизонтальной плоскости, что и граничный уровень цемента. Однако, хотя имеется возможность наблюдать сигналы этих типов, они являются крайне слабыми, составляя 2-5% суммарного отражения, и поэтому их очень трудно отличить от других сигналов.

Следовательно, чтобы стало возможным выявить гиперболу и получить усиленный полезный сигнал, необходимо отфильтровывать нежелательные сигналы и, возможно, также усилить некоторые сигналы. С этой целью проводится имитационное моделирование скважинной системы. Такое моделирование выдаст гиперболу, основываясь на конкретных характеристиках скважины. По результатам моделирования измеряется угол ветви (ветвей) гиперболы относительно горизонтальной плоскости. Затем, применяя двумерную фильтрацию с целью выделить сигналы, лежащие вдоль линии, расположенной под углом, найденным при моделировании, можно усилить сигналы, представляющие ветви гиперболы, и определить границу цемента. Разумеется, коэффициенты фильтрации специально подбираются так, чтобы усилить интересующую особенность (линию с определенным наклоном). Следует отметить, что, как правило, очень трудно непосредственно наблюдать область вокруг вершины, поскольку, как это будет описано далее, соответствующие сигналы обычно скрыты сигналами от трубы (труб).

Теоретическое моделирование способно выдавать гиперболы В с формой типа, представленной на фиг. 9. На фиг. 9 отмечена также вершина одной из гипербол В.

Кроме того, обозначение S соответствует стали, а обозначение W - воде. Следует отметить, что другие конструкции скважин будут давать другие формы гипербол.

Сигналы, отраженные от области ниже верхнего уровня цемента, обычно намного слабее сигналов, отраженных от вышележащей области. В определенных условиях сигналы, представляющие нижнюю ветвь гиперболы, настолько слабы, что они не могут быть выделены из шума, тогда как при известности только одной ветви невозможно рассчитать положение точки вершины с желательной точностью. Как это наблюдалось в экспериментах, зона вокруг вершины обычно неразличима из-за намного более сильных сигналов, идущих от труб.

Однако в этих обстоятельствах имеется возможность использовать информацию о расстояниях до труб, получаемую из сигналов типа 1, рассмотренных выше. По этим сигналам можно установить положение уровня цемента в кольцевом зазоре как расстояние от регистратора сигналов по горизонтали (т.е. расстояние от оси скважины), но не вертикальное положение (глубину). Однако, зная положение одной ветви гиперболы, можно, комбинируя эти две группы данных, найти вершину гиперболы и, тем самым, определить положение границы уровня цемента.

На фиг. 10 показаны примеры сигналов, полученных приемником сигналов при запуске генератора импульсов на различных высотах в модели скважины, в которой присутствовала граница цемент/вода. Как следствие, ожидалось, что эта граница будет найдена.

Принятые сигналы вводились в двумерную матрицу, каждый элемент которой являлся численным значением, представляющим интенсивность сигнала. Столбцы матрицы соответствовали положениям в скважине по вертикали, и строки - значениям задержки.

На фиг. 10 теоретические гиперболы наложены на представление сигналов. Из фиг. 10 все еще невозможно получить какие-либо результаты, поскольку в представленном на ней графике присутствует высокий уровень шумов.

Поэтому, с целью ослабления шума, сигналы, проиллюстрированные на фиг. 10, могут быть подвергнуты фильтрации. Результат процесса фильтрации показан на фиг. 11. На фиг. 11 область ВА сигналов заключена в пунктирную кривую. Было установлено, что эта область представляет вершину для части верхней ветви гиперболы В по фиг. 9. Известно также положение области, представляющее пространство между двумя трубами 6 и 7. Следовательно, экстраполируя гиперболу В на основе зоны ВА сигналов, можно построить гиперболу В, как это показано на фиг. 11.

Вершина гиперболы (точнее, горизонтальная линия, проведенная через эту вершину) представляет границу цемент/вода.

Важно отметить, что амплитуда рассмотренного отражения очень сильно зависит от положения гидрофона относительно индуктора. Данное отражение не является очень интенсивным, однако, благодаря своим специфичным свойствам оно надежно детектируется после соответствующей обработки сигналов. Из-за присутствия нескольких труб, сквозь которые должны пройти волны, будут присутствовать первый, второй и третий порядки отражений. Как можно видеть из фиг. 8 и 9, будут присутствовать очень сильные отражения, соответствующие волнам, отраженным от вышерасположенных областей под углом. Будут присутствовать также волны, отраженные от нижних областей. Как можно видеть на центральной части этих фигур, имеются также волны, отраженные под определенным углом, и именно эти волны являются индикатором присутствия верхнего уровня цемента.

1. Способ определения границы вода/цемент в кольцевом зазоре между двумя коаксиальными трубами в углеводородной скважине, включающий следующие операции:

a) запуск в центральной трубе скважины скважинного прибора (10), который содержит корпус (11) и установленные в корпусе (11) прибора генератор (14) импульсов и регистратор (16) сигнала;

b) генерирование, посредством генератора импульсов, электромагнитного импульса и возбуждение тем самым физических вибраций в центральной трубе скважины;

c) регистрация, посредством регистратора (16) сигнала, акустических сигналов, отраженных от скважины;

d) повторение операций b) и с) для различных положений генератора импульсов по глубине скважины;

e) обеспечение организации зарегистрированных сигналов в виде двумерного представления;

f) фильтрация зарегистрированных сигналов, прошедших организацию, с целью идентифицировать в двумерном представлении гиперболу (В) и

g) принятие вершины гиперболы (В) в качестве определяющей положение границы вода/цемент.

2. Способ по п. 1, включающий операцию расчета положения вершины гиперболы (В), представляющей границу вода/цемент, по одной ветви гиперболы и по известным положениям двух коаксиальных труб.

3. Способ по п. 1, согласно которому двумерное представление включает двумерную матрицу, отображающую взаимосвязь между уровнем по глубине скважины и задержкой отраженного акустического сигнала.

4. Способ по п. 3, согласно которому каждый элемент матрицы содержит численное значение, соответствующее одному из значений зарегистрированных сигналов.

5. Способ по п. 4, согласно которому столбцы матрицы соответствуют уровням по глубине скважины, а ее строки - значениям задержки акустических сигналов.

6. Способ по п. 1, согласно которому операцию d) повторения операций b) и с) для различных уровней по глубине скважины выполняют для вертикальных интервалов с шагом 3-10 см.

7. Способ по любому из пп. 1-6, согласно которому на операции f) фильтрации используют фильтр для отфильтровывания сигналов с направлением распространения, перпендикулярным оси скважинного прибора.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к способу измерения обводненности скважинной продукции. В скважине, оборудованной глубинным электроцентробежным насосом (ЭЦН) и частотным регулятором тока электропитания погружного электродвигателя, в интервале от забоя скважины (зона нефтяного пласта) до глубинного насоса стационарно располагают не менее двух датчиков давления (манометров) с определенным расстоянием между ними по вертикали.

Предлагаемое изобретение относится к области нефтегазовой промышленности и может быть использовано для контроля технического состояния нефтегазовых скважин. Предлагаемый способ включает регистрацию по стволу скважин амплитуды электромагнитного поля в низкочастотном диапазоне, вызванном вибрацией потока жидкости в заколонном пространстве обсадной колонны с остаточной намагниченностью.

Изобретение относится к технике, используемой в нефтедобывающей промышленности, и предназначено для замера и учета продукции нефтяных скважин. Технический результат заключается в повышении качества и эффективности измерения дебита нефтяных скважин.

Изобретение относится к нефтедобыче, а именно к измерению дебита скважины в процессе ее эксплуатации. Технический результат заключается в упрощении и повышении точности определения дебита.
Изобретение относится к области добычи природного газа и, в частности, к оперативному контролю выноса воды и песка из скважины в автоматизированных системах управления технологическими процессами (АСУ ТП) нефтегазоконденсатных месторождений Крайнего Севера.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при разработке газовых и газоконденсатных месторождений. Способ включает проведение стандартных газодинамических исследований скважин на стандартных режимах фильтрации с построением зависимости устьевых параметров (давления и температуры) и давления на забое скважины от расхода газа, контроль соответствия величины фиксируемых в процессе эксплуатации устьевых параметров величине параметров, определяемой зависимостью, построенной по результатам газодинамических исследований (ГДИ) при текущем расходе газа.

Изобретение относится к области исследования характеристик скважин. Техническим результатом является обеспечение возможности проведения оперативного контроля скважины одновременно с этапом ее освоения.

Изобретение относится к газодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке и эксплуатации газовых месторождений. Техническим результатом является диагностирование начала обводнения газовых скважин в режиме реального времени и предотвращение их самозадавливания.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к методам поиска скважин с заколонными перетоками (ЗКЦ) воды. Техническим результатом настоящего изобретения являются повышение эффективности способа выявления скважин, обводняющихся посредством заколонных перетоков воды, за счет повышения надежности исследования скважин путем увеличения длительности анализируемого начального периода их эксплуатации и за счет значительного сокращения затрат времени на исследование.

Изобретение относится к области нефтегазовой промышленности, может быть использовано при измерении и контроле дебита газоконденсатных скважин и позволяет повысить точность измерения дебита газоконденсатных скважин.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к управлению заводнением нефтяных пластов. Способ включает отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, оценку влияния добывающих и нагнетательных скважин. При этом для определения оптимальных значений приемистости нагнетательных скважин используют математическую модель месторождения, а в качестве первоначальных данных для каждой добывающей скважины и потенциально влияющих на нее нагнетательных скважин принимают показатели в виде даты замера, значение приемистости, дебита жидкости и доли нефти. В качестве математической модели используют функции, отражающие изменение дебита жидкости и доли нефти добывающих скважин при изменении приемистости нагнетательных скважин, при этом производят адаптацию математической модели путем получения минимального расхождения фактических и расчетных данных дебита жидкости и доли нефти каждой работы добывающей скважины. Определяют оптимальные значения настроечных параметров функций дебита жидкости и доли нефти, и составляют смешанную функцию суточной добычи нефти добывающей скважины в зависимости от приемистости окружающих ее нагнетательных скважин. Затем производят максимизацию суммарной добычи нефти по месторождению в целом путем перераспределения приемистости нагнетательных скважин, с наложением ограничений на объемы закачки для эффективной организации системы вытеснения нефти водой и поддержания пластового давления. Технический результат заключается в обеспечении эффективной организации системы вытеснения нефти водой и системы поддержания пластового давления. 4 ил., 11 табл.
Наверх