Скважинная измерительная система

Изобретение относится к скважинной измерительной системе для измерения давления скважинной текучей среды в скважине, содержащей скважинную трубчатую конструкцию, имеющую внутреннюю часть и расположенную в стволе скважины, имеющем стенку и затрубное пространство, образованное между скважинной трубчатой конструкцией и стенкой ствола скважины, измерительный блок, имеющий датчик давления блока и расположенный в контакте со скважинной трубчатой конструкцией, причем датчик давления блока выполнен с возможностью измерения давления текучей среды во внутренней части скважинной трубчатой конструкции и/или в затрубном пространстве, при этом измерительный блок дополнительно содержит источник питания и модуль связи, скважинный инструмент, содержащий источник питания и модуль связи для обмена данными с измерительным блоком, причем скважинный инструмент дополнительно содержит датчик давления инструмента, выполненный с возможностью измерения давления текучей среды внутри скважинной трубчатой конструкции, по существу, напротив датчика давления блока для сравнения с давлением, измеренным датчиком давления блока. Настоящее изобретение дополнительно относится к способу измерения, способам калибровки и способу проверки изоляции. Техническим результатом является усовершенствование скважинной измерительной системы, обеспечивающей зондирование в процессе разработки резервуара, для того чтобы оптимизация добычи осуществлялась быстрее. 6 н. и 9 з.п. ф-лы, 7 ил.

 

Область техники, к которой относится изобретение

Настоящее изобретение относится к скважинной измерительной системе для измерения давления скважинной текучей среды в скважине. Кроме того, настоящее изобретение относится к способу измерения, способам калибровки и способу проверки изоляции.

Уровень техники

Распределение и состав углеводородсодержащей текучей среды в залежи изменяется с течением времени, и были предприняты многие, более или менее успешные, попытки спрогнозировать эти изменения. Одним из путей получения данных для такого прогноза является использование датчиков, измеряющих различные характеристики текучей среды. Датчики вводят в пласт вдоль ствола скважины, и в процессе измерений упомянутые датчики получают вибрации от сейсмического источника, расположенного на морском дне или на поверхности. Вибрации изменяются по мере их прохождения в пласте, и исходя из вибраций, полученных датчиками, могут быть проанализированы распределение и состав углеводородсодержащей текучей среды в залежи. На основе этих прогнозов, приточными клапанами и, соответственно, продуктивными зонами управляют таким образом, чтобы освобождение залежи от углеводородов осуществлялось более оптимальным образом.

Проблема заключается в том, что у датчиков с течением времени появляется дрейф вследствие действия высоких температур и давлений, и в связи с этим надежность измерений посредством таких датчиков уменьшается до такой степени, что точный прогноз становится невозможен.

Раскрытие сущности изобретения

Задачей настоящего изобретения является полное или частичное устранение вышеупомянутых несовершенств и недостатков уровня техники. Более конкретно, задачей является создание усовершенствованной скважинной измерительной системы, обеспечивающей зондирование в процессе разработки резервуара, для того чтобы оптимизация добычи осуществлялась быстрее, чем в известных системах.

Вышеупомянутые задачи, а также многочисленные другие задачи, преимущества и признаки, очевидные из нижеприведенного описания, выполнены в предложенном изобретении посредством скважинной измерительной системы для измерения давления скважинной текучей среды в скважине, содержащей:

- скважинную трубчатую конструкцию, имеющую внутреннюю часть и расположенную в стволе скважины, имеющем стенку, и затрубное пространство, образованное между скважинной трубчатой конструкцией и стенкой ствола скважины;

- измерительный блок, имеющий датчик давления блока и расположенный в контакте со скважинной трубчатой конструкцией, причем датчик давления блока выполнен с возможностью измерения давления текучей среды во внутренней части скважинной трубчатой конструкции и/или в затрубном пространстве, при этом упомянутый измерительный блок дополнительно содержит источник питания и модуль связи; и

- скважинный инструмент, содержащий источник питания и модуль связи для обмена данными с измерительным блоком;

причем скважинный инструмент дополнительно содержит датчик давления инструмента, выполненный с возможностью измерения давления текучей среды внутри скважинной трубчатой конструкции по существу напротив датчика давления блока для сравнения с давлением, измеренным датчиком давления блока.

Датчик давления в измерительном блоке может быть выполнен с возможностью измерения давления текучей среды внутри скважинной трубчатой конструкции, а датчик давления инструмента может быть выполнен с возможностью измерения давления текучей среды внутри скважинной трубчатой конструкции напротив датчика давления блока, чтобы обеспечить калибровку измерений давления, осуществляемых датчиком давления блока, путем сравнения давлений, измеренных датчиком давления блока, с давлением, измеренным датчиком давления инструмента.

Кроме того, датчик давления блока в измерительном блоке может быть соединен с возможностью передачи текучей среды с текучей средой, находящейся внутри скважинной трубчатой конструкции и, таким образом, выполнен с возможностью измерения давления текучей среды внутри скважинной трубчатой конструкции.

Помимо этого, измерительный блок может содержать второй датчик давления блока, выполненный с возможностью измерения давления текучей среды в затрубном пространстве.

Кроме того, скважинный инструмент может содержать модуль хранения.

Кроме того, скважинный инструмент может содержать процессор, центральный процессор или подобное устройство для обработки измерений давления, полученных от измерительного блока и/или датчика давления инструмента.

Дополнительно, описанная выше скважинная измерительная система может дополнительно содержать впускной клапан, расположенный в скважинной трубчатой конструкции.

Кроме того, скважинный инструмент может содержать устройство управления для управления положением упомянутого впускного клапана.

Измерительный блок может быть расположен в контакте с впускным клапаном для управления притоком текучей среды.

Дополнительно, при открытом впускном клапане, датчик давления блока может быть выполнен с возможностью измерения давления текучей среды в затрубном пространстве, а датчик давления инструмента может быть выполнен с возможностью измерения давления текучей среды внутри скважинной трубчатой конструкции напротив датчика давления блока после того, как обеспечено равенство давлений между затрубным пространством и внутренней частью скважинной трубчатой конструкции, чтобы обеспечить калибровку измерений давления, осуществляемых датчиком давления блока, путем сравнения давлений, измеренных датчиком давления блока, с давлением, измеренным датчиком давления инструмента.

Помимо этого, скважинный инструмент может содержать блок позиционирования для расположения датчика давления инструмента по существу напротив измерительного блока.

Измерительный блок может содержать метку радиочастотной идентификации (RFID).

Кроме того, модули связи скважинного инструмента и измерительного блока могут осуществлять обмен данными посредством антенны, индукции, электромагнитного излучения или телеметрической связи.

Также, измерительный блок может содержать преобразователь, выполненный с возможностью перезарядки источника питания измерительного блока.

Кроме того, перезарядка может осуществляться посредством радиочастоты, акустического излучения или электромагнитного излучения.

Кроме того, измерительный блок может содержать трехлинейный распределитель, имеющий первый порт, соединенный с возможностью передачи текучей среды с затрубным пространством, второй порт, соединенный с возможностью передачи текучей среды с внутренней частью скважинной трубчатой конструкции, и третий порт, соединенный с возможностью передачи текучей среды с датчиком давления блока, чтобы обеспечить соединение с возможностью передачи текучей среды упомянутого датчика давления блока с затрубным пространством либо с упомянутой внутренней частью для измерения соответственно давления текучей среды в затрубном пространстве или давления текучей среды во внутренней части.

Трехлинейный распределитель может содержать переключающий элемент, осуществляющий переключение между первым положением, обеспечивающим соединение с возможностью передачи текучей среды первого порта с третьим портом, и вторым положением, обеспечивающим соединение с возможностью передачи текучей среды второго порта с третьим портом.

Упомянутый трехлинейный распределитель может дополнительно содержать измерительное устройство управления, связанное с переключающим элементом и предназначенное для управления положением трехлинейного распределителя.

Также, устройство управления может быть выполнено с возможностью управления переключающим элементом для осуществления переключения из первого положения во второе положение, или наоборот, для обеспечения возможности одновременного измерения давления в затрубном пространстве и давления во внутренней части.

Кроме того, датчик давления блока в измерительном блоке может быть соединен с возможностью передачи текучей среды с затрубным пространством и, таким образом, выполнен с возможностью измерения давления текучей среды в затрубном пространстве.

Описанная выше скважинная измерительная система может дополнительно содержать первый затрубный барьер и второй затрубный барьер, причем каждый затрубный барьер содержит:

- трубчатую часть, выполненную с возможностью установки в качестве части скважинной трубчатой конструкции, при этом трубчатая часть имеет наружную поверхность;

- разжимную металлическую муфту, окружающую трубчатую часть и имеющую внутреннюю поверхность муфты, обращенную к трубчатой части, и наружную поверхность муфты, обращенную к стенке ствола скважины, причем каждый конец разжимной муфты соединен с трубчатой частью; и

- кольцевое пространство между внутренней поверхностью разжимной муфты и трубчатой частью;

причем первый затрубный барьер и второй затрубный барьер выполнены с возможностью изоляции, в разжатом состоянии, продуктивной зоны; и

впускной клапан расположен напротив продуктивной зоны и имеет открытое и закрытое положение для управления притоком текучей среды из продуктивной зоны в скважинную трубчатую конструкцию.

В трубчатой части напротив кольцевого пространства может быть выполнено отверстие для обеспечения соединения с возможностью передачи текучей среды между внутренней частью скважинной трубчатой конструкции и кольцевым пространством, так что обеспечена возможность подачи текучей среды под давлением в кольцевое пространство для разжимания металлической разжимной муфты.

Кроме того, в отверстии может быть расположен клапан.

Упомянутый клапан может быть обратным клапаном.

Кроме того, кольцевое пространство может содержать состав, обеспечивающий разжимание кольцевого пространства.

Кроме того, состав может содержать по меньшей мере один термически разлагаемый состав, обеспечивающий создание газовой или сверхкритической текучей среды при разложении.

Кроме того, состав может содержать азот.

Дополнительно, состав может быть выбран из группы, состоящей из дихромата аммония, нитрата аммония, нитрита аммония, азида бария, нитрата натрия, или сочетания этих веществ.

Помимо этого, состав может находиться в виде порошка, порошка, диспергированного в жидкости или порошка, растворенного в жидкости.

Один или оба конца разжимной муфты могут быть соединены с трубчатой частью посредством соединительных частей.

Между соединительными частями, или между концом разжимной муфты, и трубчатой частью могут быть расположены уплотнительные элементы.

Описанная выше скважинная измерительная система может дополнительно содержать множество первых и вторых затрубных барьеров для изоляции множества продуктивных зон.

Также, впускной клапан может быть расположен между первым и вторым затрубным барьером напротив продуктивной зоны.

Кроме того, измерительный блок может быть расположен в контакте с затрубным барьером.

Дополнительно, измерительный блок и/или скважинный инструмент могут содержать датчик температуры.

Кроме того, скважинный инструмент может содержать преобразователь.

Помимо этого, скважинный инструмент может содержать модуль вывода данных на поверхность.

Дополнительно, скважинный инструмент может содержать средство активирования, выполненное с возможностью удаленного активирования измерительного блока.

Также, скважинный инструмент может содержать приводной блок, например скважинный трактор.

Источник питания измерительного блока может быть сменным.

Кроме того, скважинный инструмент может содержать второй источник питания, выполненный с возможностью замены источника питания измерительного блока в скважинной трубчатой конструкции.

Дополнительно, скважинный инструмент может содержать второй измерительный блок для замены измерительного блока в скважинной трубчатой конструкции.

Кроме того, скважинный инструмент может содержать рабочий инструмент, являющийся буровой головкой и предназначенный для бурения канала в скважинной трубчатой конструкции таким образом, чтобы обеспечить возможность вставки второго измерительного блока в канал в скважинной трубчатой конструкции.

Описанная выше система может дополнительно содержать множество измерительных блоков.

Также, измерительный блок может содержать дополнительный датчик, выполненный с возможностью измерения по меньшей мере одной характеристики текучей среды, причем характеристика текучей среды представляет собой, например, емкость, удельное сопротивление, скорость потока, содержание воды или температуру.

Упомянутый дополнительный датчик может быть датчиком скорости потока, емкостным датчиком, датчиком удельного сопротивления, акустическим датчиком или датчиком температуры.

Кроме того, описанная выше скважинная измерительная система может содержать первый затрубный барьер, второй затрубный барьер и третий затрубный барьер, причем каждый затрубный барьер содержит:

- трубчатую часть, выполненную с возможностью установки в качестве части скважинной трубчатой конструкции и имеющую наружную поверхность;

- разжимную металлическую муфту, окружающую трубчатую часть и имеющую внутреннюю поверхность муфты, обращенную к трубчатой части, и наружную поверхность муфты, обращенную к стенке ствола скважины, причем каждый конец разжимной муфты соединен с трубчатой частью; и

- кольцевое пространство между внутренней поверхностью разжимной муфты и трубчатой частью;

причем первый затрубный барьер выполнен с возможностью изоляции, в разжатом состоянии, зоны между первым затрубным пространством и вторым затрубным пространством, в скважинной трубчатой конструкции напротив второго затрубного пространства расположен первый впускной клапан, имеющий открытое и закрытое положение, и рядом с первым впускным клапаном расположен измерительный блок, являющийся первым измерительным блоком;

второй затрубный барьер выполнен с возможностью изоляции, в разжатом состоянии, зоны между вторым затрубным пространством и третьим затрубным пространством, причем в скважинной трубчатой конструкции напротив третьего затрубного пространства расположен второй впускной клапан, имеющий открытое и закрытое положение, и у второго впускного клапана расположен второй измерительный блок;

третий затрубный барьер выполнен с возможностью изоляции, в разжатом состоянии, зоны между третьим затрубным пространством и четвертым затрубным пространством;

причем скважинный инструмент выполнен с возможностью расположения напротив первого измерительного блока для обмена данными с первым измерительным блоком и для измерения давления текучей среды внутри скважинной трубчатой конструкции по существу напротив первого измерительного блока, и последующего расположения напротив второго измерительного блока для обмена данными со вторым измерительным блоком и для измерения давления текучей среды внутри скважинной трубчатой конструкции по существу напротив второго измерительного блока, так что может обеспечиваться сравнение давлений, измеренных упомянутым измерительным блоком и упомянутым вторым измерительным блоком, с давлениями, измеренными датчиком давления инструмента.

Модуль связи может быть выполнен с возможностью обмена данными, получаемыми от измерительного блока и/или от датчика давления инструмента, с центральным запоминающим устройством, имеющим базу данных, с обеспечением возможности хранения упомянутых данных в базе данных, и, таким образом, обеспечением возможности оценки и использования упомянутых данных для отслеживания разработки скважины в различных затрубных пространствах и зонах, и возможности сравнения упомянутых данных с фактической добычей углеводородсодержащей текучей среды из скважины, чтобы обеспечить возможность использования упомянутых данных для оптимизации добычи из этой скважины или из других скважин.

Настоящее изобретение также относится к способу измерения для измерения давления скважинной текучей среды в скважине посредством скважинной измерительной системы по любому из предыдущих пунктов, содержащему этапы, на которых:

- измеряют давление текучей среды во внутренней части скважинной трубчатой конструкции и/или в затрубном пространстве посредством измерительного блока;

- размещают скважинный инструмент таким образом, чтобы датчик давления инструмента был расположен по существу напротив измерительного блока;

- передают измеренное давление от измерительного блока к скважинному инструменту;

- измеряют давление текучей среды внутри скважинной трубчатой конструкции по существу напротив измерительного блока посредством датчика давления инструмента; и

- сравнивают давление, измеренное измерительным блоком, с давлением, измеренным датчиком давления инструмента.

Кроме того, настоящее изобретение относится к способу калибровки для калибровки измерения давления текучей среды внутри скважинной трубчатой конструкции, осуществляемому посредством описанной выше скважинной измерительной системы и содержащему этапы, на которых:

- калибруют датчик давления инструмента;

- вводят скважинный инструмент в скважинную трубчатую конструкцию;

- размещают скважинный инструмент по существу напротив измерительного блока;

- измеряют давление текучей среды во внутренней части скважинной трубчатой конструкции посредством датчика давления блока;

- измеряют давление текучей среды внутри скважинной трубчатой конструкции напротив измерительного блока посредством датчика давления инструмента; и

- калибруют измерения давления от датчика давления блока путем сравнения давлений, измеренных датчиком давления блока, с давлением, измеренным датчиком давления инструмента.

Настоящее изобретение дополнительно относится к способу калибровки для калибровки измерения давления текучей среды в затрубном пространстве снаружи скважинной трубчатой конструкции, содержащей впускной клапан, имеющий открытое и закрытое положение, осуществляемому посредством описанной выше скважинной измерительной системы и содержащему этапы, на которых:

- калибруют датчик давления инструмента;

- вводят скважинный инструмент в скважинную трубчатую конструкцию;

- обеспечивают открытое положение впускного клапана;

- останавливают добычу углеводородсодержащей текучей среды с обеспечением равенства давлений между затрубным пространством и внутренней частью скважинной трубчатой конструкции;

- размещают скважинный инструмент по существу напротив измерительного блока;

- измеряют давление текучей среды в затрубном пространстве посредством датчика давления блока;

- измеряют давление текучей среды внутри скважинной трубчатой конструкции напротив измерительного блока посредством датчика давления инструмента; и

- калибруют измерения давления от датчика давления блока путем сравнения давлений, измеренных датчиком давления блока, с давлением, измеренным датчиком давления инструмента.

Кроме того, настоящее изобретение относится к способу калибровки для калибровки измерения давления текучей среды в затрубном пространстве снаружи скважинной трубчатой конструкции и измерения давления текучей среды внутри скважинной трубчатой конструкции, которая содержит впускной клапан, имеющий открытое и закрытое положение, осуществляемый посредством описанной выше скважинной измерительной системы и содержащий этапы, на которых:

- калибруют датчик давления инструмента;

- вводят скважинный инструмент в скважинную трубчатую конструкцию;

- обеспечивают открытое положение впускного клапана;

- останавливают добычу углеводородсодержащей текучей среды с обеспечением равенства давлений между затрубным пространством и внутренней частью скважинной трубчатой конструкции;

- измеряют давление текучей среды в затрубном пространстве посредством датчика давления блока;

- измеряют давление текучей среды внутри скважинной трубчатой конструкции посредством второго датчика давления блока в измерительном блоке;

- размещают скважинный инструмент по существу напротив измерительного блока;

- измеряют давление текучей среды внутри скважинной трубчатой конструкции напротив измерительного блока посредством датчика давления инструмента; и

- калибруют измерения давления от датчика давления блока и второго датчика давления блока путем сравнения давлений, измеренных датчиками блока, с давлением, измеренным датчиком давления инструмента.

Наконец, настоящее изобретение относится к способу проверки изоляции для проверки затрубного барьера, обеспечивающего изоляцию зоны между первым затрубным пространством и вторым затрубным пространством, причем напротив первого затрубного пространства может быть установлен первый впускной клапан, а напротив второго затрубного пространства может быть установлен второй впускной клапан, при этом способ проверки изоляции содержит этапы, на которых:

- проводят калибровку измерений давления путем осуществления описанного выше способа калибровки;

- обеспечивают закрытое положение второго впускного клапана;

- обеспечивают открытое положение первого впускного клапана;

- создают перепад давления между первым затрубным пространством и вторым затрубным пространством;

- измеряют давление текучей среды в первом затрубном пространстве;

- измеряют давление текучей среды во втором затрубном пространстве; и

- выполняют проверку изоляции для затрубного барьера путем сравнения давления текучей среды в первом затрубном пространстве с давлением текучей среды во втором затрубном пространстве.

В описанном выше способе проверки изоляции между вторым затрубным пространством и третьим затрубным пространством может быть расположен второй затрубный барьер, и напротив третьего затрубного пространства может быть расположен третий впускной клапан, причем способ проверки дополнительно содержит этапы, на которых:

- обеспечивают открытое положение третьего клапана перед созданием перепада давления, причем на этапе создания перепада давления дополнительно создают перепад давления между вторым затрубным пространством и третьим затрубным пространством;

- измеряют давление текучей среды в третьем затрубном пространстве; и

- выполняют проверку изоляции для второго затрубного барьера путем сравнения давления текучей среды во втором затрубном пространстве с давлением текучей среды в третьем затрубном пространстве.

Этап создания перепада давления может быть осуществлен путем подъема текучей среды с помощью сжатого газа в верхней части скважинной трубчатой конструкции выше затрубных барьеров.

Также, этап создания перепада давления может быть выполнен путем закачивания текучей среды в скважинную трубчатую конструкцию.

Дополнительно, этап создания перепада давления может быть выполнен путем закачивания текучей среды в направлении верхней части скважинной трубчатой конструкции.

Кроме того, настоящее изобретение относится к способу калибровки для калибровки измерения давления текучей среды в скважинной трубчатой конструкции, осуществляемому посредством описанной выше скважинной измерительной системы и содержащему этапы, на которых:

- калибруют датчик давления инструмента;

- вводят скважинный инструмент в скважинную трубчатую конструкцию;

- размещают скважинный инструмент по существу напротив измерительного блока;

- измеряют давление текучей среды внутри скважинной трубчатой конструкции напротив измерительного блока посредством датчика давления инструмента; и

- калибруют измерения давления от датчика давления блока путем сравнения давлений, измеренных датчиком давления блока, с давлением, измеренным датчиком давления инструмента.

Описанный выше способ калибровки может дополнительно содержать этап, на котором измеряют давление текучей среды во внутренней части скважинной трубчатой конструкции посредством датчика давления блока.

Дополнительно, описанный выше способ калибровки может содержать этапы, на которых:

- обеспечивают открытое положение впускного клапана;

останавливают добычу углеводородсодержащей текучей среды с обеспечением равенства давлений между затрубным пространством и внутренней частью скважинной трубчатой конструкции; и

- измеряют давление текучей среды в затрубном пространстве посредством датчика давления блока в измерительном блоке.

Описанный выше способ калибровки может дополнительно содержать этапы, на которых:

- обеспечивают открытое положение впускного клапана;

- останавливают добычу углеводородсодержащей текучей среды с обеспечением равенства давлений между затрубным пространством и внутренней частью скважинной трубчатой конструкции; и

- измеряют давление текучей среды в затрубном пространстве посредством датчика давления блока.

Краткое описание чертежей

Изобретение и его многочисленные преимущества описаны ниже более подробно со ссылками на прилагаемые схематические чертежи, на которых для иллюстрации показаны некоторые не ограничивающие варианты осуществления изобретения, и на которых:

- на фиг. 1 показан вид в частичном разрезе скважинной измерительной системы;

- на фиг. 2 показана часть системы в процессе проверки изоляции;

- на фиг. 3 показан вид в частичном разрезе другой скважинной измерительной системы;

- на фиг. 4 показан вид в частичном разрезе еще одной скважинной измерительной системы;

- на фиг. 5 показан вид в частичном разрезе еще одной скважинной измерительной системы;

- на фиг. 6 показан вид в частичном разрезе еще одной скважинной измерительной системы; и

- на фиг. 7 показан вид в разрезе измерительного блока, вставленного в скважинную трубчатую конструкцию, в контакте с впускным клапаном.

Все чертежи являются очень схематичными и выполнены не обязательно в масштабе, при этом на них показаны только те части, которые необходимы для пояснения изобретения, при этом другие части не показаны или показаны без объяснения.

Осуществление изобретения

На фиг. 1 показана скважинная измерительная система 100 для измерения давления скважинной текучей среды в скважине 2. Скважинная измерительная система 100 содержит скважинную трубчатую конструкцию 3 в форме металлической обсадной колонны, имеющую внутреннюю часть 30 и расположенную в стволе 4 скважины, так что между скважинной трубчатой конструкцией 3 и стенкой 5 ствола скважины образовано затрубное пространство 6. Скважинная измерительная система 100 дополнительно содержит измерительный блок 7, имеющий датчик 8 давления блока, причем измерительный блок 7 расположен по меньшей мере частично в скважинной трубчатой конструкции 3. Датчик 8 давления блока выполнен с возможностью измерения давления текучей среды во внутренней части скважинной трубчатой конструкции 3 и/или в затрубном пространстве 6. Измерительный блок 7 дополнительно содержит источник 9 питания, предназначенный для снабжения энергией датчика 8, и модуль 10 связи, предназначенный для передачи данных измерений от датчика 8 к скважинному инструменту 11. Скважинный инструмент 11 содержит источник 12 питания, например аккумулятор или кабель (как показано на фиг. 3). Скважинный инструмент 11 также содержит модуль 14 связи для обмена данными с измерительным блоком 7.

Скважинный инструмент 11 дополнительно содержит датчик 15 давления инструмента, выполненный с возможностью измерения давления текучей среды внутри скважинной трубчатой конструкции 3 по существу напротив датчика 8 давления блока, для сравнения с давлением, измеренным датчиком давления блока. Если датчик находился в скважине в течение некоторого времени, у этого датчик может появиться дрейф, в связи с чем измерение давления таким датчиком становится менее точным, и путем измерения давления с помощью датчика 15 давления инструмента в скважинном инструменте 11 при тех же самых условиях, что и для датчика 8 давления блока, измерения давления от измерительного блока 7 могут быть откалиброваны, и, таким образом, измерения давления датчиком могут быть скорректированы, с тем чтобы в процессоре в инструменте 11 или в базе данных на поверхности имелись более точные данные. Данные от датчика 8 давления блока в измерительном блоке 7 собирают с равномерными интервалами, когда инструмент 11 погружен в скважину, например, при выполнении другой операции в скважине. В это время инструмент 11 может легко измерять давление напротив каждого датчика 8 давления блока, мимо которого проходит упомянутый инструмент, и получать от него данные. Затем эти данные могут быть загружены в базу данных, и датчик 8 давления блока может быть скорректирован в соответствии с измерениями давления, полученными от датчика 15 давления инструмента в скважинном инструменте 11, который был откалиброван непосредственно перед вводом в скважину, и который, таким образом, является более точным, чем датчики, подверженные влиянию жестких условий работы в скважине.

Если датчик 8 давления блока, который является первым датчиком давления блока, выполнен с возможностью измерения давления текучей среды внутри скважинной трубчатой конструкции 3, измерительный блок 7 содержит второй датчик 16 давления блока, выполненный с возможностью измерения давления текучей среды в затрубном пространстве 6. Таким образом, измерения, выполняемые вторым датчиком 16 давления блока, могут быть откалиброваны, когда инструмент получает данные от первого и второго датчиков 8, 16 давления блока. Первый и второй датчики давления блока подвергались влиянию практически одних и тех же окружающих условий, поэтому, предполагая, что первый и второй датчики 8, 16 давления блока имели одинаковый дрейф, и измерения, полученные с помощью этих датчиков, были искажены в равной степени, измерения давления, полученные с помощью первого датчика 8 давления блока, могут быть скорректированы аналогичным образом. Как показано на фиг. 1, первый и второй датчики 8, 16 давления блока расположены в контакте с впускным клапаном 18 для управления притоком текучей среды и расположенным в скважинной трубчатой конструкции 3. Путем измерения давления при остановленном потоке (добыче), при открытом впускном клапане 18 и после выравнивания давления между затрубным пространством 6 и внутренней частью скважинной трубчатой конструкции 3, первый и второй датчики 8, 16 давления блока должны измерять одинаковое давление. Если данные измерений загружаются инструментом 11 позже, измерения, выполненные в прошлый промежуток времени первым датчиком 8 давления блока, могут быть скорректированы более точно путем сравнения давлений, измеренных датчиком 8 давления блока, с давлением, измеренным датчиком 15 давления инструмента. Для этого скважинный инструмент 11 содержит модуль 17 хранения.

В случае загрузки всех этих данных от одного или более датчиков давления блока, скважинный инструмент 11 может содержать процессор 31, центральный процессор, или подобное устройство для обработки измерений давления, полученных от измерительного блока 7 и/или от датчика 15 давления инструмента, и для передачи только первого массива данных вверх по скважине и для передачи впоследствии отдельных данных, если результаты измерений отличаются от первого массива данных. Таким образом, объем данных, передаваемых вверх по скважине, может быть по существу сведен к минимуму, и оператор на поверхности получит информацию до того, как инструмент будет извлечен из буровой скважины, так что оператор может посылать в инструмент инструкции для измерения каких-либо других характеристик или выполнения конкретной операции, например, управления положением впускного клапана посредством устройства 32 управления (показанного на фиг. 4), прежде чем инструмент будет извлечен из скважины.

Как показано на фиг. 1, система 100 дополнительно содержит первый затрубный барьер 41 и второй затрубный барьер 42. Каждый затрубный барьер содержит трубчатую часть 43, выполненную с возможностью ее установки в качестве части скважинной трубчатой конструкции 3. Разжимная металлическая муфта 45 окружает наружную поверхность 44 трубчатой части, причем внутренняя поверхность 46 муфты обращена к трубчатой части, а наружная поверхность 47 муфты обращена к стенке ствола скважины. Каждый конец 48 разжимной металлической муфты соединен с трубчатой частью с образованием кольцевого пространства 49 между внутренней поверхностью разжимной металлической муфты и трубчатой частью. Когда разжимная металлическая муфта разжата, первый затрубный барьер и второй затрубный барьер изолируют продуктивную зону 101, причем впускной клапан 18 расположен напротив продуктивной зоны 101 и впускной клапан 18 имеет открытое положение и закрытое положение для управления притоком текучей среды из продуктивной зоны в скважинную трубчатую конструкцию 3.

Как показано на фиг. 1, оба конца разжимной металлической муфты соединены с трубчатой частью 43 посредством соединительных частей 29. Между соединительными частями 29, или между концом разжимной металлической муфты, и трубчатой частью 43 могут быть расположены уплотнительные элементы. Кроме того, в трубчатой части каждого затрубного барьера напротив кольцевого пространства 49 выполнено отверстие 50 для обеспечения соединения с возможностью передачи текучей среды между внутренней частью скважинной трубчатой конструкции 3 и кольцевым пространством 49 с обеспечением возможности прохождения текучей среды под давлением в кольцевое пространство для разжимания разжимной металлической муфты 45. В упомянутом отверстии может быть расположен клапан, например обратный клапан.

Как показано на фиг. 2, в кольцевом пространстве 49 находится состав, обеспечивающий разжимание кольцевого пространства и, соответственно, разжимной металлической муфты, когда указанный состав нагревают или смешивают с ним второй состав. Упомянутый состав может содержать по меньшей мере один термически разлагаемый состав, например, азот, обеспечивающий при разложении образование газовой или сверхкритической текучей среды и, таким образом, разжимание разжимной металлической муфты.

Состав может быть выбран из группы, состоящей из дихромата аммония, нитрата аммония, нитрита аммония, азида бария, нитрата натрия, или сочетания этих веществ. Кроме того, состав может находиться в виде порошка, порошка, диспергированного в жидкости или порошка, растворенного в жидкости.

Как показано на фиг. 2, скважинная измерительная система 100 содержит первый затрубный барьер 41, второй затрубный барьер 42, третий затрубный барьер 73 и четвертый затрубный барьер 74. Первый затрубный барьер 41 обеспечивает изоляцию зоны между первым затрубным пространством 75 и вторым затрубным пространством 76, второй затрубный барьер обеспечивает изоляцию зоны между вторым затрубным пространством и третьим затрубным пространством 77, третий затрубный барьер обеспечивает изоляцию зоны между третьим затрубным пространством и четвертым затрубным пространством 78, и четвертый затрубный барьер обеспечивает изоляцию зоны между четвертым затрубным пространством и пятым затрубным пространством 79. В скважинной трубчатой конструкции напротив второго затрубного пространства расположен первый впускной клапан 18А, причем измерительный блок 7, являющийся первым измерительным блоком 7А, расположен рядом с упомянутым первым впускным клапаном. В скважинной трубчатой конструкции 3 напротив третьего затрубного пространства расположен второй впускной клапан 18В, причем рядом с упомянутым вторым впускным клапаном расположен второй измерительный блок 7В. В скважинной трубчатой конструкции напротив четвертого затрубного пространства расположен третий впускной клапан 18С, причем рядом с упомянутым третьим впускным клапаном 18С расположен третий измерительный блок 7С.

Скважинная измерительная система 100 может использоваться для проверки на предмет обеспечения затрубным барьером изоляции зоны между двумя затрубными пространствами или продуктивными зонами 101А, 101В, 101С. Как показано на фиг. 2, вторую продуктивную зону 101В проверяют путем закрытия второго впускного клапана 18 В и открытия первого впускного клапана 18А и третьего впускного клапана 18С, и последующего создания перепада давления между вторым затрубным пространством и первым затрубным пространством и перепада давления между вторым затрубным пространством и третьим затрубным пространством, причем дальнейший перепад давлений может быть создан например, путем подъема текучей среды с помощью сжатого газа в верхней части скважинной трубчатой конструкции выше затрубных барьеров. При созданном перепаде давлений измеряют давление текучей среды в первом затрубном пространстве, во втором затрубном пространстве и в третьем затрубном пространстве, и, путем сравнения давления текучей среды в первом и третьем затрубных пространствах с давлением текучей среды во втором затрубном пространстве, выполняют проверку изоляции второй продуктивной зоны.

Этап создания перепада давления может быть осуществлен также путем закачивания текучей среды в скважинную трубчатую конструкцию для повышения давления внутри скважинной трубчатой конструкции, или путем выкачивания текучей среды из скважины в направлении к верхней части скважинной трубчатой конструкции для понижения давления внутри скважинной трубчатой конструкции.

При выполнении проверки изоляции скважинный инструмент 11 может быть расположен напротив первого измерительного блока 7А для обмена данными с упомянутым первым измерительным блоком, как показано на фиг. 3, а также для измерения давления текучей среды в скважинной трубчатой конструкции 3 по существу напротив первого измерительного блока. Затем инструмент может быть расположен напротив второго измерительного блока 7В для обмена данными со вторым измерительным блоком и для измерения давления текучей среды внутри скважинной трубчатой конструкции 3 по существу напротив второго измерительного блока с обеспечением возможности сравнения давлений, измеренных первым измерительным блоком и вторым измерительным блоком, с давлениями, измеренными датчиком давления инструмента. При наличии измерительных блоков, выполненных с возможностью измерения давления как внутри, так и снаружи скважинной трубчатой конструкции посредством одного датчика в каждом блоке, как показано на фиг. 7, измерения датчиков могут быть откалиброваны путем измерения давления в скважинной трубчатой конструкции по существу одновременно с датчиками измерительных блоков, измеряющими давление как внутри, так и снаружи скважинной трубчатой конструкции. Таким образом, обеспечена возможность сравнения измерений давления от инструмента с измерениями, полученными от измерительных блоков, и, таким образом, измерения могут быть соответственно скорректированы.

Как показано на фиг. 4, скважинный инструмент содержит приводной блок 54, благодаря которому инструмент может самостоятельно перемещаться в скважине, при этом обмен данными между модулями связи скважинного инструмента и измерительного блока осуществляется посредством антенны (позиция 66 на фиг. 7), индукции, электромагнитного излучения или телеметрической связи для передачи данных от измерительного блока к инструменту и/или для перезарядки измерительного блока. Таким образом, для измерительного блока, имеющего время работы от аккумулятора, например, шесть месяцев, обеспечена возможность дальнейшей работы и измерения давления в течение еще шести месяцев. Кроме того, инструмент выполнен с возможностью активирования измерительного блока по истечении шести месяцев для выполнения измерения давления, так что давление, измеренное через шесть месяцев, может быть откалибровано/скорректировано даже в том случае, если сам измерительный блок не может быть перезаряжен.

Как показано на фиг. 4, для обеспечения перезарядки измерительный блок содержит преобразователь 28, выполненный с возможностью перезарядки источника питания измерительного блока, например, посредством антенны 66 (показанной на фиг. 7). Перезарядка может осуществляться посредством радиочастотного, акустического или электромагнитного излучения. Чтобы осуществлять работу в точном местоположении в скважине, скважинный инструмент содержит блок 81 позиционирования для размещения датчика давления инструмента по существу напротив блока 7 датчика или для размещения рабочего инструмента/устройства 32 управления, предназначенного для зацепления и управления, например ключевого элемента, напротив скользящей муфты впускного клапана.

Как показано на фиг. 4, инструмент может содержать дополнительные датчики для измерения других характеристик текучей среды. Как показано на фиг. 4, инструмент содержит емкостный датчик 82, расположенный перед инструментом, для определения состава текучей среды. Как показано на фиг. 3, в скважинной трубчатой конструкции может быть установлено множество датчиков. Эти датчики могут быть выполнены с возможностью измерения характеристик текучей среды, таких как емкость, удельное сопротивление, скорость потока, содержание воды или температура. Таким образом, дополнительный датчик может быть датчиком скорости потока, емкостным датчиком, датчиком удельного сопротивления, акустическим датчиком или датчиком температуры.

Как показано на фиг. 4, система содержит дополнительный измерительный блок 52, расположенный в контакте с затрубным барьером, для измерения давления в кольцевом пространстве 49 по сравнению с давлением в затрубном пространстве по обе стороны от затрубного барьера для обеспечения выравнивания какого-либо перепада давления путем открытия расположенного рядом впускного клапана.

Как показано на фиг. 5, скважинный инструмент 11 содержит модуль 53 вывода данных на поверхность, расположенный в конце инструмента, наиболее близком к поверхности, и предназначенный для передачи данных на поверхность. Данные передают в базу 110 данных, расположенную на поверхности, через кабель 12, который выполняет также функцию источника питания. Кроме того, скважинный инструмент содержит средство 83 активации в виде преобразователя для удаленной активации и питания измерительного блока 7. Каждый измерительный блок может содержать метку 68 радиочастотной идентификации (RFID) (показанную на фиг. 7). Модуль связи инструмента выполнен с возможностью обмена данными, получаемыми от измерительного блока и/или от датчика давления инструмента, с центральным запоминающим устройством, имеющим базу 110 данных, с обеспечением возможности хранения упомянутых данных в базе данных и, таким образом, обеспечением возможности оценки и использования упомянутых данных для отслеживания разработки скважины в различных затрубных пространствах и продуктивных зонах, и возможности сравнения упомянутых данных с фактической добычей углеводородсодержащей текучей среды из скважины. Упомянутые данные также могут быть использованы для оптимизации добычи из этой скважины или из других скважин путем анализа недавно полученных данных и сравнения этих данных с другими видами данных о залежи или о добыче, полученных от других датчиков, инструментов, или даже от других скважин. Данные в базе данных также могут быть использованы для получения более полной оценки залежи, если эти данные используют совместно с данными сейсморазведки, данными от других датчиков в пласте, стволе скважины, обсадной колонне или в инструменте, или даже в других скважинах. Упомянутые другие датчики могут измерять емкость, температуру, содержание воды и так далее, и все эти данные могут храниться в базе данных и использоваться для более точного прогноза будущей разработки залежи.

В случае если измерительный блок 7 в скважинной трубчатой конструкции 3 не функционирует должным образом, или не функционирует вообще, скважинный инструмент, как показано на фиг. 6, содержит второй источник 55 питания, выполненный с возможностью замещения источника питания измерительного блока в скважинной трубчатой конструкции. Если измерительный блок не функционирует, скважинный инструмент содержит второй измерительный блок 56 для замещения измерительного блока в скважинной трубчатой конструкции. Для замещения измерительного блока, если существующий измерительный блок не может быть извлечен из скважинной трубчатой конструкции, скважинный инструмент содержит рабочий инструмент 57, являющийся бурильной головкой и предназначенный для пробуривания канала в скважинной трубчатой конструкции для того, чтобы в этот новый канал в скважинной трубчатой конструкции, пробуренный буровой головкой, мог быть вставлен второй измерительный блок.

Как показано на фиг. 7, измерительный блок 7 содержит трехлинейный распределитель 60, имеющий первый порт, соединенный с возможностью передачи текучей среды с затрубным пространством/продуктивной зоной 101, второй порт, соединенный с возможностью передачи текучей среды с внутренней частью 30 скважинной трубчатой конструкции, и третий порт, соединенный с возможностью передачи текучей среды с датчиком 8 давления блока, с обеспечением соединения с возможностью передачи текучей среды упомянутого датчика давления блока либо с затрубным пространством, либо с внутренней частью для измерения соответственно давления текучей среды в затрубном пространстве и давления текучей среды во внутренней части. Трехлинейный распределитель 60 может содержать переключающий элемент (не показан), осуществляющий переключение между первым положением, обеспечивающим соединение с возможностью передачи текучей среды первого порта с третьим портом, и вторым положением, обеспечивающим соединение с возможностью передачи текучей среды второго порта с третьим портом. Таким образом, измерительный блок может дополнительно содержать измерительное устройство управления (не показано), связанное с переключающим элементом, для управления положением трехлинейного распределителя. Упомянутое устройство управления выполнено с возможностью управления переключающим элементом с его переключением из первого положения во второе положение, или наоборот, для обеспечения возможности по существу одновременного измерения давления в затрубном пространстве и давления во внутренней части.

Как показано на фиг. 7, измерительный блок 7 является вкладышем, который может быть вставлен в отверстие 64 в скважинной трубчатой конструкции 3 рядом с впускным клапаном 18. Измерительный блок 7 содержит трехлинейный распределитель 60 и каналы для текучей среды, обеспечивающие, в зависимости от положения клапана, соединение с возможностью передачи текучей среды между внутренней частью скважинной трубчатой конструкции и трехлинейным распределителем 60, или соединение с возможностью передачи текучей среды между затрубным пространством и трехлинейным распределителем 60. Блок 19 управления управляет закрывающим элементом 16А посредством второго блока 19А управления. Как показано на фиг. 7, измерительный блок содержит метку 68 радиочастотной идентификации (RFID).

Благодаря измерениям как выше по потоку, так и ниже по потоку относительно закрывающего элемента 16А, как показано на фиг. 7, результат запирания может быстро быть определен, и, таким образом, далее при необходимости управляют впускным клапаном 18. Для этого, а также для сравнения измерений с заданным диапазоном характеристик, блок 19 управления содержит процессор 21, так что впускным клапаном управляют, если измеренная характеристика находится вне упомянутого диапазона. Впускной клапан может содержать несколько датчиков, измеряющих различные характеристики текучей среды, так что одна измеренная характеристика может быть подтверждена другим измерением. Например, если увеличивается содержание воды, то такое изменение может быть обнаружено путем измерения емкости, а если измеряют еще и температуру и при этом обнаруживают, что она понизилась, то увеличение содержания воды подтверждается. Аналогично, если увеличивается содержание газа, что может быть обнаружено измерением емкости, это увеличение содержания газа может быть подтверждено измерением давления.

Давление скважинной текучей среды в скважине измеряют посредством измерительного блока внутри скважинной трубчатой конструкции и/или в затрубном пространстве непрерывно или с заданными интервалами. Затем скважинный инструмент размещают так, чтобы датчик давления инструмента был расположен по существу напротив измерительного блока, чтобы давление, измеренное измерительным блоком, было сообщено скважинному инструменту. Одновременно с этим, незадолго до этого или после этого давление текучей среды в скважинной трубчатой конструкции измеряют по существу напротив измерительного блока посредством датчика давления инструмента, и затем давление, измеренное измерительным блоком, сравнивают с давлением, измеренным датчиком давления инструмента, чтобы откалибровать данные измерений, полученные от датчика давления блока. Датчик давления инструмента калибруют перед погружением инструмента в скважину.

В скважинной измерительной системе, содержащей впускной клапан в контакте с одним измерительным блоком, измеряющим только давление снаружи скважинной трубчатой конструкции, способ калибровки осуществляют таким образом, что сначала калибруют датчик давления инструмента и вводят скважинный инструмент в скважинную трубчатую конструкцию. Затем убеждаются, что впускной клапан находится в открытом положении и, если это не так, открывают впускной клапан. Останавливают добычу углеводородсодержащей текучей среды с обеспечением равенства давлений между затрубным пространством и внутренней частью скважинной трубчатой конструкции. Скважинный инструмент размещают по существу напротив измерительного блока для измерения давления текучей среды в затрубном пространстве посредством датчика давления блока, и почти одновременного измерения давления текучей среды внутри скважинной трубчатой конструкции напротив датчика давления инструмента, причем, поскольку поток был остановлен, давление текучей среды в затрубном пространстве и давление текучей среды внутри скважинной трубчатой конструкции напротив датчика давления инструмента должны быть одинаковыми. Затем измерения давления от датчика давления блока калибруют путем сравнения давления, измеренного датчиком давления блока, с давлением, измеренным датчиком давления инструмента.

В скважинной измерительной системе, содержащей впускной клапан в контакте с одним измерительным блоком, измеряющим давление как внутри, так и снаружи скважинной трубчатой конструкции, способ калибровки осуществляют таким образом, что сначала калибруют датчик давления инструмента, и вводят скважинный инструмент в скважинную трубчатую конструкцию. Затем размещают инструмент по существу напротив измерительного блока, после чего оба датчика, датчик давления блока и датчик давления инструмента, измеряют давление внутри скважинной трубчатой конструкции. После этого измерения давления от датчика давления блока могут быть откалиброваны путем сравнения измерений давления, выполненных одновременно инструментом и измерительным блоком, поскольку предполагается, что датчик давления блока имел одинаковый дрейф как при измерении давления во внутренней части, так и при измерении давления в затрубном пространстве.

Под текучей средой или скважинной текучей средой понимается любой тип текучей среды, которая может присутствовать в нефтяной или газовой скважине, например, природный газ, нефть, буровой раствор, сырая нефть, вода и так далее. Под газом понимается любой тип газового состава, присутствующего в скважине, законченной или не закрепленной обсадными трубами, а под нефтью понимается любой тип нефтяного состава, например, сырая нефть, нефтесодержащая текучая среда и так далее. Таким образом, в состав газа, нефти и воды могут входить другие элементы или вещества, которые не являются газом, нефтью и/или водой, соответственно.

Под обсадной колонной понимается любой тип трубы, трубчатого элемента, трубопровода, хвостовика, колонны труб и так далее, используемых в скважине для добычи нефти или природного газа.

В том случае, когда невозможно полностью погрузить инструмент в обсадную колонну, может быть использован скважинный трактор 54 для проталкивания инструмента до нужного положения в скважине. Скважинный трактор может иметь выступающие рычаги с колесами, контактирующими с внутренней поверхностью обсадной колонны для продвижения трактора и инструмента вперед в обсадной колонне. Скважинный трактор представляет собой любой вид приводного инструмента, способного толкать или тянуть инструменты в скважине, например, Well Tractor®.

Хотя изобретение описано выше на примере предпочтительных вариантов его осуществления, специалисту в данной области техники очевидно, что возможны несколько модификаций данного изобретения, не выходящих за пределы объема правовой охраны изобретения, определенные нижеследующей формулой изобретения.

1. Скважинная измерительная система (100) для измерения давления скважинной текучей среды в скважине (2), содержащая:

- скважинную трубчатую конструкцию (3), имеющую внутреннюю часть (30) и расположенную в стволе (4) скважины, имеющем стенку (5) и затрубное пространство (6), образованное между скважинной трубчатой конструкцией и стенкой ствола скважины;

- измерительный блок (7), имеющий датчик (8) давления блока и расположенный в контакте со скважинной трубчатой конструкцией, причем датчик давления блока выполнен с возможностью измерения давления текучей среды во внутренней части скважинной трубчатой конструкции и/или в затрубном пространстве, при этом измерительный блок дополнительно содержит источник (9) питания и модуль (10) связи; и

- скважинный инструмент (11), содержащий источник (12) питания и модуль (14) связи для обмена данными с измерительным блоком;

причем скважинный инструмент дополнительно содержит датчик (15) давления инструмента, выполненный с возможностью измерения давления текучей среды внутри скважинной трубчатой конструкции, по существу, напротив датчика давления блока для сравнения с давлением, измеренным датчиком давления блока.

2. Скважинная измерительная система по п. 1, в которой датчик давления блока в измерительном блоке выполнен с возможностью измерения давления текучей среды внутри скважинной трубчатой конструкции, а датчик давления инструмента выполнен с возможностью измерения давления текучей среды внутри скважинной трубчатой конструкции напротив датчика давления блока, чтобы обеспечить калибровку измерений давления от датчика давления блока, путем сравнения давления, измеренного датчиком давления блока, с давлением, измеренным датчиком давления инструмента.

3. Скважинная измерительная система по п. 1, в которой измерительный блок содержит второй датчик (16) давления блока, выполненный с возможностью измерения давления текучей среды в затрубном пространстве.

4. Скважинная измерительная система по любому из пп. 1-3, в которой скважинный инструмент содержит модуль (17) хранения.

5. Скважинная измерительная система по любому из пп. 1-4, дополнительно содержащая впускной клапан (18), расположенный в скважинной трубчатой конструкции.

6. Скважинная измерительная система по п. 5, в которой при открытом впускном клапане, датчик давления блока в измерительном блоке выполнен с возможностью измерения давления текучей среды в затрубном пространстве, а датчик давления инструмента выполнен с возможностью измерения давления текучей среды внутри скважинной трубчатой конструкции напротив датчика давления блока после того, как обеспечено равенство давлений между затрубным пространством и внутренней частью скважинной трубчатой конструкции, чтобы обеспечить калибровку измерений давления от датчика давления блока, путем сравнения давлений, измеренных датчиком давления блока, с давлением, измеренным датчиком давления инструмента.

7. Скважинная измерительная система по любому из пп. 1-6, причем система дополнительно содержит первый затрубный барьер (41) и второй затрубный барьер (42), и каждый затрубный барьер содержит:

- трубчатую часть (43), выполненную с возможностью установки в качестве части скважинной трубчатой конструкции, при этом трубчатая часть имеет наружную поверхность (44);

- разжимную металлическую муфту (45), окружающую трубчатую часть и имеющую внутреннюю поверхность (46) муфты, обращенную к трубчатой части, и наружную поверхность (47) муфты, обращенную к стенке ствола

скважины, причем каждый конец (48) разжимной металлической муфты соединен с трубчатой частью; и

- кольцевое пространство (49) между внутренней поверхностью разжимной металлической муфты и трубчатой частью;

причем первый затрубный барьер и второй затрубный барьер выполнены с возможностью изоляции, в разжатом состоянии, продуктивной зоны (101); и

впускной клапан расположен напротив продуктивной зоны и имеет открытое и закрытое положение для управления притоком текучей среды из продуктивной зоны в скважинную трубчатую конструкцию.

8. Скважинная измерительная система по п. 1, причем система содержит первый затрубный барьер (41), второй затрубный барьер (42) и третий затрубный барьер (73), и каждый затрубный барьер содержит:

- трубчатую часть, выполненную с возможностью установки в качестве части скважинной трубчатой конструкции, при этом трубчатая часть имеет наружную поверхность;

- разжимную металлическую муфту, окружающую трубчатую часть и имеющую внутреннюю поверхность муфты, обращенную к трубчатой части, и наружную поверхность муфты, обращенную к стенке ствола скважины, причем каждый конец разжимной металлической муфты соединен с трубчатой частью; и

- кольцевое пространство между внутренней поверхностью разжимной металлической муфты и трубчатой частью;

причем первый затрубный барьер выполнен с возможностью изоляции, в разжатом состоянии, зоны между первым затрубным пространством (75) и вторым затрубным пространством (76), и в скважинной трубчатой конструкции напротив второго затрубного пространства расположен первый впускной клапан (18, 18А), имеющий открытое и закрытое положение, при этом у первого впускного клапана расположен измерительный блок, являющийся первым измерительным блоком (7, 7А);

причем второй затрубный барьер выполнен с возможностью изоляции, в разжатом состоянии, зоны между вторым затрубным пространством и третьим затрубным пространством (77), и в скважинной трубчатой

конструкции напротив третьего затрубного пространства расположен второй впускной клапан (18, 18В), имеющий открытое и закрытое положение, при этом у второго впускного клапана расположен второй измерительный блок;

причем третий затрубный барьер выполнен с возможностью изоляции, в разжатом состоянии, зоны между третьим затрубным пространством и четвертым затрубным пространством (78);

причем скважинный инструмент выполнен с возможностью его расположения напротив первого измерительного блока для обмена данными с первым измерительным блоком и для измерения давления текучей среды внутри скважинной трубчатой конструкции, по существу, напротив первого измерительного блока, и последующего его расположения напротив второго измерительного блока для обмена данными со вторым измерительным блоком и для измерения давления текучей среды внутри скважинной трубчатой конструкции, по существу, напротив второго измерительного блока, для обеспечения сравнения давлений, измеренных измерительным блоком и вторым измерительным блоком, с давлениями, измеренными датчиком давления инструмента.

9. Скважинная измерительная система по любому из пп. 1-8, в которой модуль связи выполнен с возможностью передачи данных, полученных от измерительного блока и/или от датчика давления инструмента, центральному запоминающему устройству, имеющему базу (110) данных, с обеспечением возможности хранения упомянутых данных в упомянутой базе данных и, таким образом, обеспечением возможности оценки и использования упомянутых данных для отслеживания разработки скважины в различных затрубных пространствах и зонах, и возможности сравнения упомянутых данных с фактической добычей углеводородсодержащей текучей среды из скважины, чтобы обеспечить возможность использования упомянутых данных для оптимизации добычи из этой скважины или из других скважин.

10. Способ измерения для измерения давления скважинной текучей среды в скважине (2) посредством скважинной измерительной системы (100) по любому из пп. 1-9, содержащий следующие этапы:

- измеряют давление текучей среды во внутренней части скважинной трубчатой конструкции (3) и/или в затрубном пространстве (6) посредством измерительного блока (7);

- размещают скважинный инструмент таким образом, чтобы датчик давления инструмента был расположен, по существу, напротив измерительного блока;

- передают измеренное давление от измерительного блока к скважинному инструменту;

- измеряют давление текучей среды внутри скважинной трубчатой конструкции, по существу, напротив измерительного блока посредством датчика давления инструмента; и

- сравнивают давление, измеренное измерительным блоком, с давлением, измеренным датчиком давления инструмента.

11. Способ калибровки для калибровки измерения давления текучей среды внутри скважинной трубчатой конструкции (3), осуществляемый посредством скважинной измерительной системы (100) по любому из пп. 1-9 и содержащий следующие этапы:

- калибруют датчик (15) давления инструмента;

- вводят скважинный инструмент в скважинную трубчатую конструкцию;

- размещают скважинный инструмент (11), по существу, напротив измерительного блока (7);

- измеряют давление текучей среды во внутренней части скважинной трубчатой конструкции посредством датчика (8) давления блока;

- измеряют давление текучей среды внутри скважинной трубчатой конструкции напротив измерительного блока посредством датчика давления инструмента и

- калибруют измерения давления от датчика давления блока путем сравнения давлений, измеренных датчиком давления блока, с давлением, измеренным датчиком давления инструмента.

12. Способ калибровки для калибровки измерения давления текучей среды в затрубном пространстве (6) снаружи скважинной трубчатой

конструкции (3), содержащей впускной клапан (18), имеющий открытое и закрытое положение, осуществляемый посредством скважинной измерительной системы (100) по любому из пп. 1-9 и содержащий следующие этапы:

- калибруют датчик (15) давления инструмента;

- вводят скважинный инструмент (11) в скважинную трубчатую конструкцию;

- обеспечивают открытое положение впускного клапана;

- останавливают добычу углеводородсодержащей текучей среды с обеспечением равенства давлений между затрубным пространством и внутренней частью скважинной трубчатой конструкции;

- размещают скважинный инструмент, по существу, напротив измерительного блока (7);

- измеряют давление текучей среды в затрубном пространстве посредством датчика (8) давления блока;

- измеряют давление текучей среды внутри скважинной трубчатой конструкции напротив измерительного блока посредством датчика давления инструмента и

- калибруют измерения давления от датчика давления блока путем сравнения давлений, измеренных датчиком давления блока, с давлением, измеренным датчиком давления инструмента.

13. Способ калибровки для калибровки измерения давления текучей среды в затрубном пространстве (6) снаружи скважинной трубчатой конструкции (3) и измерения давления текучей среды внутри скважинной трубчатой конструкции, которая содержит впускной клапан (18), имеющий открытое и закрытое положение, осуществляемый посредством скважинной измерительной системы (100) по любому из пп. 1-9 и содержащий следующие этапы:

- калибруют датчик (15) давления инструмента;

- вводят скважинный инструмент (11) в скважинную трубчатую конструкцию;

- обеспечивают открытое положение впускного клапана;

- останавливают добычу углеводородсодержащей текучей среды с обеспечением равенства давлений между затрубным пространством и внутренней частью скважинной трубчатой конструкции;

- измеряют давление текучей среды в затрубном пространстве посредством датчика (8) давления блока в измерительном блоке (7);

- измеряют давление текучей среды внутри скважинной трубчатой конструкции посредством второго датчика (16) давления блока в измерительном блоке;

- размещают скважинный инструмент, по существу, напротив измерительного блока;

- измеряют давление текучей среды внутри скважинной трубчатой конструкции напротив измерительного блока посредством датчика давления инструмента и

- калибруют измерения давления от датчика давления блока и второго датчика давления блока, путем сравнения давлений, измеренных датчиками давления блока, с давлением, измеренным датчиком давления инструмента.

14. Способ проверки изоляции для проверки затрубного барьера (41), обеспечивающего изоляцию зоны между первым затрубным пространством (75) и вторым затрубным пространством (76), причем напротив первого затрубного пространства расположен первый впускной клапан (18А), а напротив второго затрубного пространства расположен второй впускной клапан (18В), при этом способ проверки изоляции содержит следующие этапы:

- выполняют калибровку измерений давления путем осуществления способа калибровки по любому из пп. 11-13;

- обеспечивают закрытое положение второго впускного клапана;

- обеспечивают открытое положение первого впускного клапана;

- создают перепад давления между первым затрубным пространством и вторым затрубным пространством;

- измеряют давление текучей среды в первом затрубном пространстве;

- измеряют давление текучей среды во втором затрубном пространстве и

- выполняют проверку изоляции для затрубного барьера путем сравнения давления текучей среды в первом затрубном пространстве с давлением текучей среды во втором затрубном пространстве.

15. Способ проверки изоляции по п. 14, в котором между вторым затрубным пространством и третьим затрубным пространством расположен второй затрубный барьер, и напротив третьего затрубного пространства расположен третий впускной клапан, причем способ проверки изоляции дополнительно содержит следующие этапы:

- обеспечивают открытое положение третьего клапана перед созданием перепада давления, причем на этапе создания перепада давления дополнительно создают перепад давления между вторым затрубным пространством и третьим затрубным пространством;

- измеряют давление текучей среды в третьем затрубном пространстве и

- выполняют проверку изоляции для второго затрубного барьера путем сравнения давления текучей среды во втором затрубном пространстве с давлением текучей среды в третьем затрубном пространстве.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат – повышение эффективности пароциклического метода за счет выравнивания прогрева области дренирования горизонтальной добывающей скважины, снижение обводненности добываемой продукции из пласта за счет исключения прорыва теплоносителя в добывающую скважину, а также снижение материальных затрат за счет отсутствия необходимости строительства дополнительных горизонтальных нагнетательных скважин.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности разработки неоднородного пласта сверхвязкой нефти в уплотненных и заглинизированных коллекторах, исключение неравномерности прогрева и прорыва теплоносителя в добывающую скважину.

Раскрыты способы и устройство для мониторинга нагнетания пара в паронагнетательную скважину. Способ включает в себя получение первого температурного профиля скважины путем выполнения распределенного измерения температуры на первой волоконной оптике.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, предназначено для контроля влагосодержания продукции нефтедобывающих скважин и может быть использовано при получении информации для систем регулирования добычи продукции на нефтяных месторождениях.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - снижение паронефтяного отношения в 1,3 раза, увеличение добычи и охвата вытеснением за счет включения в разработку незатронутых зон и обеспечение равномерной выработкой запасов нефти с поддержанием оптимальной температуры для отбора продукции в дополнительной скважине.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - увеличение отбора продукции пласта и коэффициента извлечения нефти по месторождению без больших затрат за счет ввода участков залежи, не охваченных прогревом и добычей.

Изобретение относится к способам измерения обводненности скважинной продукции, то есть оценки доли нефти и воды в добываемой пластовой жидкости. Техническим результатом является создание способа оценки обводненности скважинной нефти, пригодного для любого скважинного состава по нефти, попутной воде и газу.

Изобретение относится к области исследования скважины, а именно к способу экспресс-определения фильтрационных характеристик призабойной зоны скважин, при одновременном совмещении процессов освоения скважин и гидродинамического исследования.

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.

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.

Изобретение относится к скважинной измерительной системе для измерения давления скважинной текучей среды в скважине, содержащей скважинную трубчатую конструкцию, имеющую внутреннюю часть и расположенную в стволе скважины, имеющем стенку и затрубное пространство, образованное между скважинной трубчатой конструкцией и стенкой ствола скважины, измерительный блок, имеющий датчик давления блока и расположенный в контакте со скважинной трубчатой конструкцией, причем датчик давления блока выполнен с возможностью измерения давления текучей среды во внутренней части скважинной трубчатой конструкции иили в затрубном пространстве, при этом измерительный блок дополнительно содержит источник питания и модуль связи, скважинный инструмент, содержащий источник питания и модуль связи для обмена данными с измерительным блоком, причем скважинный инструмент дополнительно содержит датчик давления инструмента, выполненный с возможностью измерения давления текучей среды внутри скважинной трубчатой конструкции, по существу, напротив датчика давления блока для сравнения с давлением, измеренным датчиком давления блока. Настоящее изобретение дополнительно относится к способу измерения, способам калибровки и способу проверки изоляции. Техническим результатом является усовершенствование скважинной измерительной системы, обеспечивающей зондирование в процессе разработки резервуара, для того чтобы оптимизация добычи осуществлялась быстрее. 6 н. и 9 з.п. ф-лы, 7 ил.

Наверх