Способ и устройство для определения характеристик потока текучей среды

Группа изобретений относится к измерительному устройству для измерения характеристик текущей среды в скважине, внутрискважинному инструменту и способу для перфорирования отверстий в скважинной обсадной колонне и измерения характеристик текучей среды. Измерительное устройство содержит термоизоляционный корпус с наружной поверхностью, устанавливаемой при использовании так, что текучая среда проходит по наружной поверхности. Датчик теплопроводности, заглубленный относительно наружной поверхности термоизоляционного корпуса и содержащий теплопроводную вставку, герметизированную в проеме термоизоляционного корпуса так, что отсутствует пространство между периферийной частью теплопроводной вставки и термоизоляционным корпусом, и сориентированный параллельно потоку текучей среды. Причем теплопроводная вставка имеет сенсорную поверхность, заглубленную в наружной поверхности с созданием полости между сенсорной поверхностью и наружной поверхностью. Внутрискважинный инструмент для перфорирования отверстий в скважинной обсадной колонне и измерения характеристик текучей среды содержит стреляющий перфоратор, содержащий множество кумулятивных зарядов взрывчатого вещества (ВВ) и измерительное устройство, выполненное в блоке с конфигурацией кумулятивного заряда и устанавливающееся в стреляющем перфораторе. Технический результат заключается в расширении арсенала средств. 3 н. и 17 з.п. ф-лы, 12 ил.

 

ПРЕДПОСЫЛКИ ИЗОБРЕТЕНИЯ

В разделе дана информация по предпосылкам изобретения для лучшего понимания различных его аспектов. Следует понимать, что сведения в данном разделе настоящего документа требуют соответствующего прочтения, не являясь обзором известной техники.

Ствол скважины можно пробурить через подземный пласт для извлечения углеводородов. Внутрискважинные инструменты можно устанавливать в стволе скважины для выполнения, например, таких операций, как перфорирование, обработка приствольной зоны пласта для интенсификации притока и каротаж в эксплуатационных и нагнетательных скважинах. Каротаж в эксплуатационных и нагнетательных скважинах можно выполнять, например, для измерения дебита добычи углеводорода или скорости нагнетания в стволе скважины, как функции глубины. При каротаже в эксплуатационных и нагнетательных скважинах обычно используют вертушечные расходомеры.

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Примеры измерительного устройства включают в себя термоизоляционный корпус с наружной поверхностью, устанавливаемой при использовании так, что поток текучей среды проходит по наружной поверхности, и заглубленный датчик теплопроводности с сенсорной поверхностью теплопроводной вставки, заглубленной ниже проема в наружной поверхности с созданием полости между сенсорной поверхностью и наружной поверхностью. Заглубленный датчик теплопроводности может измерять тепловую характеристику проходящего потока текучей среды. Согласно некоторым аспектам изобретения, внутрискважинный инструмент включает в себя стреляющий перфоратор, имеющий множество кумулятивных зарядов взрывчатого вещества (ВВ) и измерительное устройство, расположенное в блоке кумулятивных зарядов и устанавливающееся в стреляющем перфораторе, причем измерительное устройство включает в себя пару датчиков теплопроводности отнесенных в поперечном направлении друг от друга в термоизоляционном корпусе, причем каждый датчик теплопроводности из пары имеет теплопроводную вставку, имеющую сенсорную поверхность, установленную по существу копланарно с наружной поверхностью термоизоляционного материала. Пример способа включает в себя развертывание внутрискважинного инструмента в стволе скважины, подрыв кумулятивных зарядов в инструменте для перфорирования скважинной обсадной колонны и измерение скорости потока текучей среды из перфораций, проходящего по внутрискважинному инструменту к поверхности, с использованием измерительного устройства, расположенного в блоке кумулятивных зарядов.

Выше изложены некоторые признаки и технические преимущества для обеспечения лучшего понимания подробного описания способов и устройств для определения характеристик потока текучей среды, которое приведено ниже. Дополнительные признаки и преимущества способов и устройств для определения характеристик потока текучей среды описаны ниже для представления объекта формулы изобретения. Данная сущность не идентифицирует ключевые или существенные признаки заявленного объекта изобретения не направлена на ограничение объема заявленного объекта изобретения.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

Изобретение становится более понятным из следующего подробного описания с прилагаемыми Фигурами. Подчеркиваем, что согласно стандартной практике в промышленности, различные элементы вычерчены без соблюдения масштаба. Фактически, размеры различных элементов можно произвольно увеличивать или уменьшать для удобства рассмотрения.

На Фиг. 1 показан пример системы, в которой варианты осуществления способов и устройства для определения характеристик потока текучей среды можно реализовать.

На Фиг. 2 показано сечение измерительного устройства, выполненного в блоке кумулятивных зарядов согласно одному или нескольким аспектам изобретения.

На Фиг. 3 показан вид с торца измерительного устройства согласно одному или нескольким аспектам изобретения.

На Фиг. 4 показано сечение измерительного устройства, установленного во внутрискважинном инструменте, согласно одному или нескольким аспектам изобретения.

На Фиг. 5 показан вид с торца измерительного устройства с датчиком теплопроводности, заглубленным ниже наружной поверхности измерительного устройства согласно одному или нескольким аспектам изобретения.

На Фиг. 6 показан датчик теплопроводности согласно одному или нескольким аспектам изобретения.

На Фиг. 7 показан внутрискважинный инструмент согласно одному или нескольким аспектам изобретения.

На Фиг. 8 показан внутрискважинный инструмент согласно одному или нескольким аспектам изобретения.

На Фиг. 9 показан внутрискважинный инструмент согласно одному или нескольким аспектам изобретения.

На Фиг. 10 показано измерительное устройство, выполненное в удлиненном корпусном модуле согласно одному или нескольким аспектам изобретения.

На Фиг. 11 показано измерительное устройство установленное во внутрискважинном инструменте согласно одному или нескольким аспектам изобретения.

На Фиг. 12 схематично показано пример архитектуры цепи согласно одному или нескольким аспектам изобретения.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Следует понимать, что ниже раскрывается много различных вариантов осуществления или примеров реализации различных признаков отличающихся вариантов осуществления изобретения. Конкретные примеры компонентов и устройств описаны ниже для упрощения раскрытия. Указанное является только примерами, не накладывающими ограничений. Кроме того, в описании могут применяться одинаковые цифры и/или буквы позиций ссылки в различных примерах. Данное повторение служит упрощению и разъяснению и не диктует взаимосвязи между различными рассматриваемыми вариантами осуществления и/или конфигурациями.

При использовании в данном документе термины "соединять", "соединение", "соединенный", "в соединении с" и "соединяющий" используются для обозначения "прямого соединения с" или "соединения с помощью одного или нескольких элементов"; и термин "комплект" используется для обозначения "одного элемента" или "нескольких элементов". Дополнительно, термины "соединять", "соединение", "соединен", "соединены вместе" и "соединен с" используются для обозначения "соединения вместе напрямую " или "соединения вместе с помощью одного или нескольких элементов". При использовании в данном документе термины "верх" и "низ"; "верхний" и "нижний"; "верхняя часть" и "нижняя часть"; и другие аналогичные термины, указывающие положения относительно данной точки или элемента, используются для более ясного описания некоторых элементов. Обычно данные термины привязывают к опорной поверхности, от которой начинается бурение, как верхней точке, и полной глубине, как нижней точке, при этом скважина (ствол скважины) является вертикальной, горизонтальной или наклонно-направленной относительно поверхности.

На Фиг. 1 схематично показана скважинная система 10 с внутрискважинным инструментом 12, развернутым в скважине 14 на спускоподъемном устройстве 16. Спускоподъемное устройство 16 может являться любым подходящим механизмом развертывания в скважине, например, тросом, тросовым канатом, каротажным кабелем цифровой связи и насосно-компрессорной трубой (гибкой насосно-компрессорной трубой). Внутрискважинный инструмент 12 может поддерживать связь с наземным контроллером 18 через спускоподъемное устройство 16, линию управления и с помощью беспроводной телеметрии. Скважинная система 10 и внутрискважинный инструмент 12 могут включать в себя одно или несколько измерительных устройств, в общем указанных позицией 20.

Внутрискважинный инструмент 12, например, колонна инструмента, включает в себя кумулятивные заряды 22 взрывчатого вещества (ВВ), расположенные в одном или нескольких стреляющих перфораторов 24 для создания отверстий 26, т.е. перфораций, проходящих через скважинную обсадную колонну 28 и далее в подземный пласт 30, окружающий скважину. Показанный пласт 30 включает в себя два или больше слоев или зон, обозначенных позициями 31, 33. Открытый подрыв кумулятивных зарядов 22, обеспечивает приток пластовой текучей среды 32 из пласта 30 (например, слоев 31, 33) в скважину 14 и проход вверх по потоку на поверхность 34. Измерительное устройство 20 осуществляет измерение характеристик пластовой текучей среды 32. Например, измерительное устройство 20 может осуществлять без ограничения этим измерение профиля притока в переходном состоянии во время и после перфорирования, направления потока текучей среды и скорости потока текучей среды. Патент "Method for Determining the Inflow Profile of Fluids of Multilayer Deposits", PCT/RU2012/000872, зарегистрирован 25 октября 2012 г. и опубликован 02 мая 2013 г., под номером WO 2013062446 А1, включен в данный документ в виде ссылки и описывает использование динамических изменений температуры, записанных в различных местах колонны заканчивания, колонны испытания пластов на трубах (ИПТ) или перфорирования на насосно-компрессорной трубе. Патент создает методологию определения расходов нефти, газа и воды в нескольких местах в колонне с использованием изменений условий прохода потока, например, изменения настроек штуцера, открытия или закрытия скважины, обеспечивая приток из другой зоны выше или ниже комплекта датчиков. Данная методологи использует характерные тепловые свойства нефти, газа и воды. Примерами физического явления, регулирующего изменения температуры текучих сред, являются эффекты Джоуля-Томпсона и адиабатические эффекты. Другие явления также можно наблюдать и использовать для определения фазовых расходов.

Одно или несколько измерительных устройств 20 можно включать в состав внутрискважинного инструмента 12. Согласно одному или нескольким вариантам осуществления, система 10 включает в себя два или больше измерительных устройств 20 разнесенных по длине внутрискважинного инструмента 12. Например, показанное на Фиг. 1 самое нижнее измерительное устройство 20 можно устанавливать в скважине ниже продуктивного пласта, т.е. ниже места притока текучей среды 32. Дополнительно, измерительные устройства 20 можно разносить продольно вдоль внутрискважинного инструмента 12 для получения измерений вдоль пути потока текучей среды 42. Кроме того, измерительные устройства 20 можно относить друг от друга по окружности периметра внутрискважинного инструмента для получения азимутальных измерений.

На Фиг. 2 и 3 схематично показан пример измерительного устройства 20 согласно одному или нескольким вариантам осуществления. Можно использовать измерительное устройство 20 в виде датчика температуры и/или теплового устройства, например, нагревателя. Измерительное устройство 20 включает в себя датчик 36 теплопроводности, например, датчик 36. В показанном варианте осуществления измерительное устройство 20 включает в себя два датчика 36 теплопроводности, разнесенных в поперечном направлении на расстояние L, показанное на Фиг. 3. Например, показанное на Фиг. 3 расстояние L может составлять около тридцати миллиметров, вместе с тем, такой размер является только примером, и другие размеры можно использовать без отхода от объема изобретения. Расстояние L можно регулировать для нацеливания на конкретные скорости текучей среды для соответствия скоростям сбора и обработки данных.

Датчик 36 теплопроводности включает в себя теплопроводную вставку 38 с наружной поверхностью 40, также называемой сенсорной поверхностью 40, и внутренней поверхностью 42. Вставка 38 может быть сконструирована, например, из алмаза, оксида алюминия, карбида кремния и т.д. В одном примере вставка 38 может быть сконструирована из алмаза и иметь диаметр около четырех миллиметров и высоту около одного миллиметра. Данные размеры являются только примерами. сенсорный элемент 44, например, электрический резистор, напрямую соединяется с внутренней поверхностью 42 вставки 38. Сенсорный элемент 44 может иметь несколько форм, в том числе, без ограничения этим, форму электрического провода, припаянного к внутренней поверхности и материала электрического сопротивления, уложенного или образующего покрытие внутренней поверхности. Например, сенсорный элемент 44 может являться платиновым материалом. Вставка 38 и сенсорный элемент 44 встраиваются в термоизоляционный корпус 46, так что сенсорный элемент 44 является термоизолированным. Например, термоизоляционный корпус 46 может выполняться из такого материала, как полиэфирэфиркетон (полимер ПЭЭК). В некоторых вариантах осуществления, таких как показанный на Фиг. 2, сенсорная поверхность 40 является по существу копланарной или выполненной заподлицо с наружной поверхностью 48 термоизоляционного корпуса. В некоторых вариантах осуществления, например, показанном на Фиг. 4, сенсорная поверхность 40 может заглубляться ниже наружной поверхности 48 термоизоляционного корпуса для образования полости или камеры между сенсорной поверхностью и плоскостью наружной поверхности. Датчик 36 теплопроводности соединяется с электронным блоком 50 и источником 52 электропитания, например, батареей.

Как также показано на Фиг. 2 и 3, измерительное устройство 20 выполнено в блоке с конфигурацией перфорирующего заряда, в общем обозначенном позицией 21, для зарядки в стреляющий перфоратор для развертывания в скважине, например, как показано на Фиг. 1. Ускорение во время перфорирования может достигать значительных величин, например, порядка 100000 м/сек2, поэтому измерительное устройство 20 можно удерживать с помощью амортизирующих материалов. Например, измерительное устройство 20 расположено в кожухе 54, например, стальном кожухе. В показанном примере электронный блок датчика установлен в кожухе с амортизирующим материалом 56, таким как пена или гель.

На Фиг. 4 показано сечение примера измерительного устройства 20 выполненного в блоке 21 с конфигурацией перфорирующего заряда, установленного или соединенного со стреляющим перфоратором 24. Часть 24 стреляющего перфоратора, показанная на Фиг. 4, может являться носителем или зарядной трубой в зависимости от конфигурации стреляющего перфоратора. Например, стреляющий перфоратор может являться стреляющим перфоратором бескорпусного типа или каркасного типа. Наружная поверхность 48 термоизоляционного корпуса и измерительного устройства 20 могут являться по существу копланарными с наружной поверхностью 58 стреляющего перфоратора, так что пластовая текучая среда 32 проходит по сенсорной поверхности каждого датчика 36 теплопроводности. В примере, показанном на Фиг. 4 и 5, измерительное устройство 20 включает в себя три датчика 36 теплопроводности. Первые два измерительных устройства показаны отнесенными друг от друга на расстояние L, например, 15 миллиметров.

Показанное на Фиг. 4, 5 и 6, измерительное устройство 20 включает в себя датчик 36 теплопроводности, заглубленный в термоизоляционный корпус 46 ниже проема 45 в наружной поверхности 48 для образования полости 60 или камеры, между сенсорной поверхностью 40 и наружной поверхностью 48 измерительного устройства 20. При этом отделяется поток в полости, показанный вихрями 62, 63 (На Фиг. 6), от основной части потока 32 пластовой текучей среды. Для ограничения рециркуляции потока небольшая стойка 64 может размещаться поперек проема 45, при этом, частично закрывая проем 45. Вихрь 63 является вихрем второго порядка рециркуляции, его обмен с основным потоком 32 текучей среды является ограниченным, и конвекция на датчике 3 6 теплопроводности должна уменьшаться.

На Фиг. 7 показан пример стреляющего перфоратора 24, в котором можно реализовать измерительные устройства 20 в форме блока 21 кумулятивного заряда. Стреляющий перфоратор 24 показан пустотелым каркасным стреляющим устройством. Кумулятивные заряды 22 ВВ соединяются с внутренним элементом 66, называемым в данном документе зарядной трубой 66 и расположенным внутри пустотелого каркаса 68. Каркас 68 можно герметизировать, защищая внутренние элементы, например, заряды 22 и измерительное устройство 20, до детонации зарядов 22 ВВ. Кумулятивные заряды 22 могут располагаться вокруг стреляющего перфоратора по. фазированной схеме (например, спиральной, трехфазной и т.д.), аналогично, измерительное устройство (устройства) 20 можно располагать в фазированных положениях для получения азимутальных измерений, если требуется. Можно использовать не фазированное расположение кумулятивных зарядов 22.

На Фиг. 8 показан пример стреляющего перфоратора 24, в котором трубный каркас 68 несет кумулятивные заряды 22 бескорпусного типа. Например, трубный каркас 68 может иметь отверстия 70 в которых кумулятивные заряды 22 и измерительные устройства 20 располагаются и удерживаются. В данном примере измерительные устройства 20 выполнены в блоке 21 с конфигурацией перфорирующего заряда.

На Фиг. 9 показан пример стреляющего перфоратора 24, в котором можно реализовать измерительные устройства 20. Стреляющий перфоратор 24 может включать в себя одну или несколько секций стреляющего устройства, показанных за каркасами 68. Смежные каркасы 68 можно соединять между собой с помощью тандемных адаптеров или соединителей 72. Соединители 72 можно скреплять, выставляя каркасы 68 в известные фазированные положения относительно друг друга, так что стреляющие перфораторы можно спускать в скважину, и кумулятивные заряды можно отстреливать в нужном направлении. Например, может требоваться перфорирование одной стороны скважины или исключение перфорирования конкретной секции скважины. Измерительные устройства 20 можно устанавливать в соединителях 72, например, для получения азимутальных измерений.

На Фиг. 10 показано измерительное устройство 20, выполненное в удлиненном корпусном блоке 74. Датчики 36 теплопроводности соединяются проводами со сквозным питанием с электронным блоком 50 и источником электроэнергии 52. В показанном пример, два датчика 36 теплопроводности отнесены друг от друга и обращены в одном направлении. В данном примере третий датчик 36 теплопроводности сориентирован под углом 90 градусов к другим двум датчикам 36 теплопроводности. Например, как показано на Фиг. 1, удлиненный корпусной блок 74, показанный на Фиг. 10, может соединяться с нижней частью внутрискважинного инструмента 12 так, что измерительное устройство 20 может получать опорные измерения.

На Фиг. 11 показан пример измерительного устройства 20 в удлиненном корпусном блоке 74 уменьшенного диаметра, соединенном с мандрелью 76. Два датчика 36 теплопроводности показаны отнесенными друг от друга и обращенными радиально наружу от продольной оси мандрели 76. Мандрель 76 может соединяться, например, во внутрискважинном инструменте 12, Фиг. 1. Например, мандрель 76 и измерительное устройство 20 могут устанавливаться в стреляющих перфораторах 24 и/или выше по потоку от стреляющих перфораторов 24 во внутрискважинном инструменте 12, Фиг. 1.

На Фиг. 12 показан пример архитектуры электрической цепи, например, сенсорной цепи, связанной с датчиком 36 теплопроводности. Сенсорный элемент 44 возбуждается с использованием источника постоянного тока I, достаточно слабого для предотвращения самонагрева датчика теплопроводности. Напряжение на выходе датчика 36 теплопроводности можно снимать с помощью контроллера 78, например, микроконтроллера с использованием аналого-цифрового преобразователя 80 (АЦП). Контроллер отрабатывает различные последовательности измерений для получения значения сопротивления сенсорного элемента 44 и затем температуры датчика теплопроводности.

Скорость сбора и обработки данных может иметь различные величины для оптимизации питания, например, создаваемого батареей 52 ½ AAA и согласно заданному профилю измерения в системе. Цифровой контрольный таймер можно также предложить для измерения сигнала конкретной частоты и сохранения во флэш-памяти только полезной части сигнала. Системный тактовый генератор, например, на 32,7 КГц обеспечивает высокочастотную запись, если требуется. В примере цепи система работает на 2 частотах, например, 1 Гц и 200 КГц. Указанное можно регулировать и адаптировать для охвата различных расходов текучей среды и отслеживания подвижного теплового фронта. Микроконтроллер 78 можно синхронизировать, и микроконтроллер может поддерживать связь через систему 86 телеметрии. Например, частота 200 Гц сбора данных соответствует 200 миллисекунд, что обеспечивает обнаружение события с временем прохождения при скорости 6 м/с для расстояния около 30 мм между смежными датчиками 36 теплопроводности. Увеличенное расстояние или более высокую частоту можно выбрать для нацеливания на отличающиеся диапазоны скоростей. Калибровочные коэффициенты могут записываться в запоминающем устройстве, и собранные необработанные данные можно сохранять в запоминающем устройстве. Расчетные величины, вычисления и обработку данных можно проводить после разгрузки запоминающего устройства в контроллер.

Измерительное устройство 20 может определять температуру текучей среды, проходящей через сенсоры в неустановившихся условиях. Режим определения профиля фазированного потока может включать в себя анализ неустановившихся изменений температуры, записанных комплектом датчиков 36, т.е. измерительным устройством. Можно использовать различные способы интерпретации, например, один или несколько способов анализа динамики изменения температуры в нескольких местах вдоль колонны инструмента, отслеживание фронта температурного градиента, проходящего по датчикам (например, определение скорости фронта по измерению времени прохождения) и анализа скорости вихревого движения, если имеется, с помощью кросс-корреляции больших вихревых структур, проходящих вблизи датчиков.

Измерительное устройство или датчик теплопроводности, может определять скорость смежной текучей среды 32, поддерживая постоянной температуру датчика 3 6 теплопроводности и оценивая количество энергии, переносимой потоком 32 текучей среды. В некоторых вариантах осуществления датчик 36 теплопроводности (например, тепловой датчик) можно использовать, когда поток текучей среды является псевдо неподвижным, для измерения тепловых характеристик (например, теплопроводности, теплоемкости) текучей среды. В некоторых вариантах осуществления можно создавать полость 60, внутри которой текучая среда является почти неподвижной для выполнения данного анализа.

Специалисту в данной области техники, применяющему данное изобретение, понятно, что различные измерения можно выполнять с аналогичной компоновкой, например, измерение неустановившегося давления в частотном диапазоне, адаптированном к событиям перфорирования от статического давления в частотном диапазоне до нескольких килогерц. Аналогичным путем, можно получить измерения акустического давления до и после перфорирования для записи событий более высокой частоты, таких как пики давления, возникновение выброса струи и мгновенные порывы вихревого движения в общем в диапазоне от 10 КГц до 100 КГц и выше. Диэлектрические измерения можно получать для качественной оценки того, какая текучая среда (например, нефть, газ или вода) проходит перед фронтом измерительного устройства. Измерения переходной вязкости можно выполнять для получения информации об изменении текучих сред и релевантных параметров для анализа давления в коллекторе и оптимизации добычи. Несколько измерений можно выполнять одновременно для получения информации по фазе каждой текучей среды, перекрестной интерпретации скорости и характера уровня турбулентности текучей среды.

В некоторых вариантах осуществления, развертывание комплекта измерительных устройств на одном заданном уровне в колонне обеспечивает определение профилей потока на данном конкретном уровне. Опорное измерение ниже самой низкой точки входа текучей среды в скважину может обеспечивать дополнительную точность определения фазированных расходов. На каждом уровне можно использовать одно или несколько измерительных устройств 20. Может требоваться определение азимутальной составляющей профиля потока, создаваемой отклонением от центра или так называемыми ориентированными или фазированными перфорациями. В скважинах с большим отклонением также возможно развертывание нескольких измерительных устройств для получения азимутальной информации, а также обнаружения и количественной оценки фактического расслоения фаз потока.

При постоянной температуре окружающей среды температуру на датчике 36 теплопроводности можно вырабатывать с использованием закона Джоуля, прикладывая значительный постоянный ток 12 на датчик теплопроводности и осуществляя мониторинг напряжения на его выходе (Фиг. 8). Баланс между действием нагрева и рассеянием тепла в текучую среду должен обнаруживаться, когда напряжение выходе датчика теплопроводности становится постоянным.

Переключая ток питания датчика теплопроводности с I2 на I1, можно осуществлять мониторинг ослабления сопротивления датчика теплопроводности от значения пологого участка до значения, соответствующего температуре окружающей среды.

Другим решением является приложение постоянного напряжения на входе датчика теплопроводности, измерение тока с использованием АЦП 80 и обнаружение момента, когда ток на входе становится постоянным, указывая на тепловой баланс.

Датчик 36 теплопроводности, как указано выше, может измерять изменения температуры в различных случаях в текучей среде, окружающей датчик.

Измерение однофазного потока - Большая скорость:

Для больших чисел Рейнольдса Re=ρVL/μ. больше 1000, например, (V порядок величины скорости текучей среды, L характеристичное кольцевое пространство компоновки инструмента, удерживающего датчик, ρ плотность текучей среды, μ динамическая вязкость), могут возникать порывы вихревого движения, большие вихревые структуры переносятся в потоке, давая в результате завихрения, создающие локальные изменения скорости, которые можно обнаруживать с помощью тепловых сенсоров датчика теплопроводности, поскольку температурное поле может следовать изменениям потока текучей среды. Указанное известно, как корреляция турбулентности. Если сигнал записывается одновременно на два датчика 36 теплопроводности измерительного устройства 20, данный сигнал становится флуктуирующим со сложным распределением энергии в частотном спектре, но с применением корреляционной функции на отрезке времени между последовательностью пиков двух датчиков теплопроводности может становиться видимым (во временной области), что отражает скорость структур, несущих нарушения устойчивости. Из теории вихревого движения известно, что данные структуры переносятся при более низкой скорость текучей среды (например, 80% от данной скорости), указанное может требовать некоторой последующей коррекции в обработке сигнала.

Измерение однофазного потока при скорости в диапазоне от средней до большой

Если поддерживается постоянная температура одного датчика 36 теплопроводности, количество энергии, переносимой потоком, описывается тепловым уравнением и дает в результате закон Кинга (количество энергии, используемой для нагрева сенсорного элемента является нелинейной функцией скорости потока)

Ток I и температура Тf текучей среды (измеренные другим датчиком) сохраняются в запоминающем устройстве, скорость текучей среды является известной если А, В и n установлены (зная текучую среду, воду, нефть, газ). В варианте измерений в турбулентной среде закон Кинга остается применимым с некоторым приближением и условиями, исключающими нестабильные флуктуации.

Измерение однофазного потока (Ламинарный поток Re=ρVL/μ<<1000)

При более низких скоростях поток текучей среды является более или менее ламинарным, и профиль потока становится локально параболическим или стабильным. Рациональным способом измерения низких скоростей потока (с малым числом Рейнольдса) является использование корреляции времени прохождения между расположенным выше по потоку датчиком 3 6 теплопроводности и расположенным ниже по потоку датчиком 36 теплопроводности измерительного устройства 20.

Тепловой сигнал, например, 1/2 синусоидальной волны, применяется на расположенном выше по потоку датчике 36 теплопроводности, текучая среда локально нагревается и перемещается на позицию перед вторым датчиком 36 теплопроводности, где скачок температуры может записываться.

Измерение двухфазного потока: Фронтальное отслеживание

Если две текучих среды разделены границей раздела, их характеристики проводимости отличаются, и среды имеют отличающиеся температуры. Проход границы раздела перед двумя датчиками, т.е. датчиками теплопроводности, должен быть виден по существу аналогично варианту для измерения времени прохождения, при этом не требуется нагревания расположенного выше по потоку датчика теплопроводности.

Определение фазовых расходов можно также выполнять, следуя методологии, описанной, например, в публикации WO 2013062446, упомянутой выше и включенной в данный документ в виде ссылки. Интерпретация неустановившегося отклика температуры на изменение давления или общего расхода или пути потока может давать нужную информацию.

Тепловые характеристики текучей среды

Когда датчик теплопроводности находится в контакте с текучей средой в состоянии покоя или при очень низких скоростях потока при температуре Т0, тепловой скачок Th-T0 датчик теплопроводности должен в результате нагревать текучую среду 32 с временной статистикой, которая должна отражать ее тепловые характеристики. Например, текучая среда в состоянии покоя может находиться ниже точки притока.

Согласно одному способу любой из датчиков 36 теплопроводности измерительного устройства 20 используется для оценки тепловых характеристик, когда поток не движется. В некоторых вариантах осуществления, например, как показано на Фиг. 4 и 5, датчик 36 теплопроводности заглублен или установлен в небольшой камере, которая должна отделять полость от основного потока. При этом отделяется поток в полости, показанный завихрениями 62, 63, от основной части потока пластовой текучей среды 32. Для ограничения рециркуляции потока небольшая стойка 64 может устанавливаться поперек проема в полости 60. Завихрение 63 является завихрением рециркуляции второго порядка и его обмен с основным потоком текучей среды 32 ограничен, и конвекция на датчике 36 теплопроводности должна уменьшаться.

Когда датчик 36 теплопроводности нагревается током I, проходящим через резистор RTCD (сенсорный элемент 44) датчика теплопроводности, мощность, подаваемая на резистор, составляет RTCDI2 (Вт). Датчик 36 теплопроводности, находящийся в контакте с текучей средой 32, должен терять энергию до достижения температурой Th0 предела, зависящего от тепловой емкости вставки 38 и потока тепла на поверхности раздела поверхности 40 датчика и текучей среды 32, с учетом того, что термоизоляция 4 6 не пропускает тепло в систему в первом приближении.

tсd объем вставки 38, например, алмазного слоя. Данные тока I являются данными регулируемыми электронным блоком 50. При этом, I и Δh являются данными ввода.

Охлаждение датчика 36 теплопроводности считается проходящим через сенсорную поверхность 40, находящуюся в контакте с текучей средой 32. Поток, проходящий по данной граничной поверхности, отражает потерю тепла в текучей среде.

Поскольку , уравнение 3 указывает, что температура является постоянной внутри системы датчика теплопроводности, т.е. вставки 38.

Расчет kfluid

Когда термодинамическая система находится в равновесии, тепловое уравнение не зависит от времени, и (Th-T0) является постоянной.

Для упрощения считаем датчик теплопроводности небольшой сферой с диаметром 2d с граничной поверхностью (с площадью поверхность 2πd2) с текучей средой при r=d, энергетическое уравнение записывается как (несжимаемая текучая среда)

С граничным условием

Используя уравнения 2 и 3:

Зная, что Rtcd (Th-T0) известно, тогда

Расчет ρCfluid

После достижения системой теплового равновесия при отключении тока датчик теплопроводности должен охлаждаться до момента достижения температуры Т0 текучей среды. Уравнение теперь является зависимым от времени.

Тепловое уравнение записывается внутри теплопроводного слоя, т.е. вставки 38, как:

И в текучей среде:

При условии потока

И начальное условие

Внутри датчика теплопроводности уравнение 3 показывает, что температура является близкой к постоянной везде внутри датчика теплопроводности.

Данное условие выражает потерю температуры датчиком теплопроводности в текучей среде на граничной поверхности r=d и представляет условие запуска температурной диффузии в текучей среде. Указанное можно измерять в каждый момент времени с помощью

Учитывая функцию X вместо, уравнение становится следующим:

Отмечаем, что (Th-T0) (t) можно измерять напрямую с помощью датчика теплопроводности при его эволюции во времени, поэтому величину kfluid можно узнать с помощью решения проблемы температурной диффузии.

Решением данного уравнения является

α2 является положительной постоянной интегрирования, таким образом температура датчика теплопроводности

At=0, (1, τ)=1, отсюда Asink=1

Поэтому в рамках размерности: может измеряться напрямую, все параметры в уравнении 16 являются известными или измеренными:

Измеренное время t*, для которого температура делится на 2, например, составляет

Откуда:

Таким образом характеристики текучей среды 32 определяются по достигнутому температурному уровню для данного электропитания и времени, за которое температура уменьшается наполовину при отключении электропитания.

Выше описаны элементы нескольких вариантов осуществления для лучшего понимания специалистом в данной области техники аспектов изобретения. Такому специалисту должно быть понятно, что можно использовать изобретение в качестве основы для разработки или доработки других способов и структур аналогичного предназначения и/или получения преимуществ аналогичных вариантам осуществления, представленным в данном документе. Специалисту в данной области техники также ясно, что такие эквивалентные конструкции не отходят от сущности и объема изобретения и что можно выполнять различные изменения и замены описанного в данном документе без отхода от сущности и объема изобретения. Объем изобретения определяет только приведенная ниже формула изобретения. Термин "содержащий" в формуле изобретения означает "включающий в себя по меньшей мере", так что приведенные в пунктах формулы элементы являются открытой группой. Термины обозначения единственного числа подразумевают включение в состав множественных форм, если иное специально не оговорено.

1. Измерительное устройство (20) для измерения характеристик текучей среды (32), содержащее:

термоизоляционный корпус (46) с наружной поверхностью (48), устанавливаемой при использовании так, что текучая среда (32) проходит по наружной поверхности;

и датчик (36) теплопроводности, заглубленный относительно наружной поверхности (48) термоизоляционного корпуса (46), и содержащий теплопроводную вставку (38), герметизированную в проеме (45) термоизоляционного корпуса (46) так, что отсутствует пространство между периферийной частью теплопроводной вставки и термоизоляционным корпусом, и сориентированный параллельно потоку текучей среды, причем теплопроводная вставка имеет сенсорную поверхность (40), заглубленную в наружной поверхности с созданием полости (60) между сенсорной поверхностью и наружной поверхностью.

2. Устройство по п.1, дополнительно содержащее стойку (64), частично закрывающую проем.

3. Устройство по п.1, в котором заглубленный датчик теплопроводности содержит сенсорный элемент (44), напрямую соединяющийся с внутренней поверхностью (42) вставки противоположной сенсорной поверхности, причем сенсорный элемент соединяется с сенсорной цепью (50).

4. Устройство по п.3, являющееся заглубленным устройством, выполненным с возможностью измерения тепловых характеристик потока текучей среды, проходящего по наружной поверхности.

5. Устройство по п.1, в котором:

заглубленный датчик теплопроводности содержит сенсорный элемент (44), напрямую соединяющийся с внутренней поверхностью (42) вставки противоположной сенсорной поверхности, причем сенсорный элемент соединяется с сенсорной цепью;

термоизоляционный корпус установлен в кожухе (54); и

сенсорная цепь установлена в кожухе с амортизирующим материалом (56).

6. Устройство по п.5, в котором кожух заряжается в стреляющий перфоратор (24).

7. Устройство по п.1, дополнительно содержащее пару отнесенных друг от друга датчиков теплопроводности, установленных в термоизоляционном корпусе, при этом каждый датчик теплопроводности из пары содержит сенсорную поверхность, установленную по существу копланарно с наружной поверхностью.

8. Устройство по п.7, в котором пару отнесенных друг от друга датчиков теплопроводности и заглубленный датчик теплопроводности устанавливают в кожухе, который заряжается в стреляющий перфоратор.

9. Устройство по п.7, в котором:

заглубленный датчик теплопроводности и пара датчиков теплопроводности каждый содержит сенсорный элемент, соединяющийся с сенсорной цепью;

термоизоляционный корпус устанавливается в кожухе; и

сенсорная цепь устанавливается в кожухе с амортизирующим материалом.

10. Устройство по п.9, в котором кожух заряжается в стреляющий перфоратор.

11. Внутрискважинный инструмент (12) для перфорирования отверстий в скважинной обсадной колонне (28) и измерения характеристик текучей среды (32), содержащий:

стреляющий перфоратор (24), содержащий множество кумулятивных зарядов (22) взрывчатого вещества (ВВ); и

измерительное устройство (20), выполненное в блоке (21) с конфигурацией кумулятивного заряда и устанавливающееся в стреляющем перфораторе, причем измерительное устройство содержит:

пару датчиков 36 теплопроводности, отнесенных поперечно друг от друга в термоизоляционном корпусе (46), причем каждый датчик теплопроводности из пары имеет теплопроводную вставку (38) с сенсорной поверхностью (40), расположенной по существу копланарно с наружной поверхностью (48) термоизоляционного материала, и сенсорный элемент (44), соединяющийся с внутренней поверхностью (42) вставки.

12. Внутрискважинный инструмент по п.11, содержащий опорное измерительное устройство (20), расположенное ниже стреляющего перфоратора.

13. Внутрискважинный инструмент по п.11, в котором измерительное устройство содержит сенсорную цепь (50), соединяющуюся с сенсорным элементом каждого датчика теплопроводности из пары датчиков теплопроводности, причем сенсорная цепь выполнена с возможностью определения скорости потока текучей среды, проходящего по стреляющему перфоратору и измерительному устройству.

14. Внутрискважинный инструмент по п.13, в котором термоизоляционный корпус устанавливается в кожухе (54); и

сенсорная цепь устанавливается в кожухе с амортизирующим материалом (56).

15. Внутрискважинный инструмент по п.11, дополнительно содержащий заглубленный датчик (36) теплопроводности, причем датчик теплопроводности содержит:

теплопроводную вставку (38) с сенсорной поверхностью (40), заглубленной ниже проема (45) в наружной поверхности (48) термоизоляционного корпуса (46), создающую полость (60) между сенсорной поверхностью и наружной поверхностью; и

сенсорный элемент (44), напрямую соединяющийся с внутренней поверхностью (42) вставки противоположной сенсорной поверхности, причем сенсорный элемент соединяется с сенсорной цепью (50), выполненной с возможностью измерения тепловых характеристик потока текучей среды, проходящего по наружной поверхности

16. Внутрискважинный инструмент по п.15, дополнительно содержащий стойку (64), частично закрывающую проем.

17. Внутрискважинный инструмент по п.11, в котором измерительное устройство дополнительно содержит

заглубленный датчик теплопроводности, имеющий теплопроводную вставку с сенсорной поверхностью, заглубленной ниже проема в наружной поверхности термоизоляционного корпуса, причем заглубленный датчик теплопроводности выполнен с возможностью измерения тепловых характеристик потока текучей среды, проходящего по наружной поверхности; и

пару датчиков теплопроводности, выполненных с возможностью измерения скорости потока текучей среды, проходящего по стреляющему перфоратору и измерительному устройству.

18. Способ перфорирования отверстий в скважинной обсадной колонне (28) и измерения характеристик текучей среды (32), содержащий:

установку внутрискважинного инструмента (12) в скважине (14), причем внутрискважинный инструмент содержит стреляющий перфоратор (24), содержащий множество кумулятивных зарядов (22) ВВ и измерительное устройство (22), выполненное в блоке (21) с конфигурацией кумулятивного заряда и устанавливающееся в стреляющем перфораторе, причем измерительное устройство включает в себя пару датчиков (36) теплопроводности, отнесенных поперечно друг от друга в термоизоляционном корпусе (46), причем каждый датчик теплопроводности из пары имеет теплопроводную вставку (38) с сенсорной поверхностью (40), установленной по существу копланарно с наружной поверхностью (48) термоизоляционного материала, сенсорный элемент (44), соединяющийся с внутренней поверхностью (42) вставки и сенсорную цепь (50);

подрыв кумулятивных зарядов ВВ, с помощью которого создается гидравлическое сообщение с подземным пластом (30) через перфорации (26); и

измерение скорости текучей среды (32), проходящей в направлении из перфораций к поверхности (34) в скважине.

19. Способ по п.18, дополнительно содержащий определение тепловых характеристик потока текучей среды, проходящего по внутрискважинному инструменту с использованием заглубленного датчика теплопроводности, расположенного на внутрискважинном инструменте, при этом заглубленный датчик теплопроводности содержит:

теплопроводную вставку с сенсорной поверхностью, заглубленной ниже проема в наружной поверхности термоизоляционного корпуса, создающую полость между сенсорной поверхностью и наружной поверхностью, по которой проходит поток текучей среды.

20. Способ по п.18, в котором измерительное устройство, выполненное в блоке (21) с конфигурацией кумулятивного заряда, дополнительно включает в себя заглубленный датчик теплопроводности, включающий в себя теплопроводную вставку с сенсорной поверхностью, заглубленную ниже проема в наружной поверхности термоизоляционного корпуса, создающую полость между сенсорной поверхностью и наружной поверхностью; и

определение тепловых характеристик потока текучей среды, проходящего по внутрискважинному инструменту с использованием заглубленного датчика теплопроводности.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к средствам передачи и приема данных. Техническим результатом является расширение арсенала технических средств для телеметрии в скважине.

Изобретение относится к средствам передачи информации в скважине по гидроимпульсному каналу связи. Техническим результатом является расширение арсенала технических средств для скважинного гидроимпульсного канала связи.

Изобретение относится к бурению скважин и может быть использовано для обнаружения намагничиваемой конструкции в подземной среде. Техническим результатом является увеличение чувствительности системы датчиков за счет максимизации выталкивающего магнитного поля в радиальном направлении от системы датчиков.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности в области бурения и может быть использовано для контроля параметров процесса бурения, в частности при проведении спускоподъёмных операций в режиме реального времени в процессе бурения скважин на нефть и газ.

Изобретение относится к бурению скважин и может быть использовано для определения расстояния между скважинами. Техническим результатом является повышение точности и надежности позиционирования скважины относительно другой скважины.

Изобретение относится к геофизическим измерениям в стволе скважины, в том числе к телеметрическим системам передачи сигналов между наземным блоком управления и скважинным инструментом, размещенным в стволе скважины, проходящей через геологический пласт.

Изобретение относится к средствам передачи и приема сигналов. Техническим результатом является расширение арсенала технических средств для передачи сигналов в скважине.

Изобретение относится к средствам телеметрии в скважине и может быть использовано для устранения помех, обусловленных работой бурового насоса. В частности, предложен способ фильтрации помех, обусловленных работой бурового насоса, при гидроимпульсной телеметрии, включающий следующее: прием выходного сигнала датчика хода насоса; выбор коэффициента адаптации в модуле адаптивного фильтра; корректировку коэффициента адаптации, когда модуль адаптивного фильтра достигает сходимости; прием входного сигнала датчика; подачу на выход отфильтрованного сигнала; и изменение конфигурации бурового инструмента, основываясь на выходном сигнале.

Изобретение относится к электротехнике. Технический результат состоит в повышении надежности.

Изобретение относится к бурению сближенных скважин и может быть использовано для определения расстояния между ними. Техническим результатом является расширение арсенала технических средств для определения расстояния между сближенными скважинами.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - заканчивание скважин при тепловом воздействии без разрушения структуры пласта с одновременным снижением затрат.

Изобретение относится к области добычи метана из угольных пластов и может найти применение при опытной эксплуатации разведочных скважин на многопластовых залежах метаноугольных месторождений.

Группа изобретений относится к области исследования, передачи данных и электроэнергии в буровых скважинах. Система содержит электроприводной скважинный прибор, спусковую колонну гибких труб, прикрепленную к скважинному прибору, для размещения скважинного прибора в пустотелом стволе скважины, трубу-кабель, размещенную внутри колонны гибких труб и функционально связанную со скважинным прибором.

Изобретение относится к оценке эффективности матричной кислотной обработки. Техническим результатом является значительное сокращение объема получаемых данных, что ускоряет процесс интерпретации данных и делает его менее чувствительным к ошибкам.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - ускорение выхода на промышленную эксплуатацию залежи, сокращение энергетических затрат, эффективная добыча продукции.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - расширение функциональных возможностей за счет стабильности водоизолирующего состава при температурах выше 180°С, увеличение эффективности работы погружных скважинных насосов за счет наличия отсекающего пакера, исключающего попадание водоизолирующего состава на вход насоса с одновременным снижением материальных затрат.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - расширение функциональных возможностей за счет стабильности водоизолирующего состава при воздействии на него в течение продолжительного времени высокими температурами не менее 180°С, исключение саморазрушения водоизолирующего состава до создания устойчивой термогидродинамической связи между скважинами, увеличение эффективности работы погружных скважинных насосов за счет исключения попадания водоизолирующего состава на вход насоса с одновременным снижением материальных затрат.

Изобретение относится к области газодобывающей промышленности и может быть использовано для контроля изменений уровней дебитов различных компонент взвесенесущего газового потока в эксплуатационных условиях газовых скважин.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано для оптимизации периодичности газодинамических исследований (ГДИ) скважин на нефтегазоконденсатных месторождениях Крайнего Севера.

Изобретение относится к области добычи природного газа, а именно к способу контроля за разработкой многопластовых месторождений газа, при расчете пластового давления, как по отдельным пластам, так и по месторождению в целом.

Изобретение относится к геофизической технике и может быть использовано для проведения гидротермодинамических исследований пластов и, преимущественно, паронагнетательных скважин, в частности, для уточнения геолого-гидродинамической модели продуктивного пласта и залежи, контроля продуктивности скважин. Техническим результатом является повышение точности с одновременным расширением функциональных возможностей комплексного прибора. Комплексный прибор, выполненный в виде вертикально удлиненного корпуса, в котором размещены датчик температуры, датчик давления и локатор сплошности, соединенные с геофизическим кабелем, который выполнен с возможностью через кабельную головку в верхней части корпуса передачи сигналов от датчика температуры, датчика давления и локатора сплошности на внешний геофизический регистратор. Причем в качестве датчика давления используют струнный датчик с открытым входом, в качестве датчика температуры используют струнный датчик с закрытым входом, заполненным высокотемпературной жидкостью в смеси с инертным газом, причем у струнных датчиков правая и левая части цилиндров выполнены с диаметрами, отличающимися на 2 мм, а оси цилиндров смещены относительно друг друга на 1-2 мм, при этом у струнного датчика давления толщина струн составляет 0,22 мм, у струнного датчика температуры - 0,24 мм, а их корпус и стягивающие струны выполнены из цельной заготовки. 3 з.п. ф.-лы, 1 ил.

Группа изобретений относится к измерительному устройству для измерения характеристик текущей среды в скважине, внутрискважинному инструменту и способу для перфорирования отверстий в скважинной обсадной колонне и измерения характеристик текучей среды. Измерительное устройство содержит термоизоляционный корпус с наружной поверхностью, устанавливаемой при использовании так, что текучая среда проходит по наружной поверхности. Датчик теплопроводности, заглубленный относительно наружной поверхности термоизоляционного корпуса и содержащий теплопроводную вставку, герметизированную в проеме термоизоляционного корпуса так, что отсутствует пространство между периферийной частью теплопроводной вставки и термоизоляционным корпусом, и сориентированный параллельно потоку текучей среды. Причем теплопроводная вставка имеет сенсорную поверхность, заглубленную в наружной поверхности с созданием полости между сенсорной поверхностью и наружной поверхностью. Внутрискважинный инструмент для перфорирования отверстий в скважинной обсадной колонне и измерения характеристик текучей среды содержит стреляющий перфоратор, содержащий множество кумулятивных зарядов взрывчатого вещества и измерительное устройство, выполненное в блоке с конфигурацией кумулятивного заряда и устанавливающееся в стреляющем перфораторе. Технический результат заключается в расширении арсенала средств. 3 н. и 17 з.п. ф-лы, 12 ил.

Наверх