RU2658697C1 - Способ мониторинга добывающих или нагнетательных горизонтальных или наклонно-направленных скважин - Google Patents
Способ мониторинга добывающих или нагнетательных горизонтальных или наклонно-направленных скважин Download PDFInfo
- Publication number
- RU2658697C1 RU2658697C1 RU2017105141A RU2017105141A RU2658697C1 RU 2658697 C1 RU2658697 C1 RU 2658697C1 RU 2017105141 A RU2017105141 A RU 2017105141A RU 2017105141 A RU2017105141 A RU 2017105141A RU 2658697 C1 RU2658697 C1 RU 2658697C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- acoustic signal
- borehole
- frequencies
- length
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 15
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims abstract description 9
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 title claims description 5
- 238000002347 injection Methods 0.000 title claims description 3
- 239000007924 injection Substances 0.000 title claims description 3
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 20
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 12
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 10
- 238000009826 distribution Methods 0.000 claims abstract description 7
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims description 6
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 7
- 238000011161 development Methods 0.000 abstract description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 abstract description 2
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract description 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 abstract 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 abstract 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 4
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 238000013178 mathematical model Methods 0.000 description 2
- 239000000700 radioactive tracer Substances 0.000 description 2
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 1
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 1
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 1
- 239000000835 fiber Substances 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 1
- 238000003825 pressing Methods 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 230000001629 suppression Effects 0.000 description 1
- 230000001960 triggered effect Effects 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/10—Locating fluid leaks, intrusions or movements
- E21B47/107—Locating fluid leaks, intrusions or movements using acoustic means
Landscapes
- Physics & Mathematics (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Acoustics & Sound (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Measuring Volume Flow (AREA)
Abstract
Изобретение относится к области добычи полезных ископаемых, а именно к области добычи жидких текучих сред из буровых скважин, и может быть использовано при разработке нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений для определения расхода воды, нефти и газа. Согласно способу в скважину устанавливают систему, состоящую из распределенных по длине скважины датчиков измерения акустического сигнала распределенных по длине скважины и/или точечных датчиков акустического сигнала, установленных с возможностью перемещения, и источников, распределенных по длине скважины, в том числе в составе оборудования заканчивания, генерирующих акустические волны определенных частот и определенной интенсивности, при прохождении через них добываемого из пласта либо нагнетаемого в пласт флюида. При этом порождаемые источником частоты и/или интенсивность сигнала зависят от скорости течения флюида и его фазового состава. По измеряемым с использованием указанных датчиков частотам и/или интенсивности акустического сигнала рассчитывают распределение притока в скважине, а также его фазовый состав для определения технологических характеристик скважины. Технический результат заключается в определении характеристики притока во времени, определении притока нефти, воды и/или газа на разных участках скважины. 2 з.п. ф-лы.
Description
Изобретение относится к области добычи полезных ископаемых, а именно к области добычи жидких текучих сред из буровых скважин, и может быть использовано при разработке нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений для определения расхода воды, нефти и газа с использованием системы, состоящей из источника акустических сигналов и подсистемой считывания сигналов.
Существуют два основных технических решения для измерения поинтервального притока многофазного потока к скважине.
Традиционным методом является проведение промысловых геофизических работ (ПГИ), заключающееся в доставке геофизических приборов для проведения измерений до необходимых участков скважины с помощью жесткого каротажного кабеля, либо гибких насосно-компрессорных труб (ГНКТ), либо скважинного трактора. К недостаткам следует отнести высокую стоимость средств доставки геофизических приборов, высокие риски недоспуска до планируемой глубины и риски утери приборов для скважин с большим отклонением от горизонта, сложность проведения работ в скважинах, эксплуатируемых при помощи ЭЦН, а также в скважинах с МГРП или ЗБС, время мобилизации сервисных работ, остановка добычи углеводородов на время проведения работ.
Другим достаточно новым направлением является оценка профиля притока к скважине с помощью трассеров-меток, выделяющихся из специальных контейнеров, располагающихся в скважине в составе оборудования заканчивания, с последующим контролем скважинного флюида на содержание трассеров-меток, отличающихся по свойствам, например таким, как цвет. Различные участки скважины оборудуются контейнерами, содержащими трассера различных свойств, а также выполненными из материала, способного растворяться (разлагаться) либо только под действием воды, либо нефти, либо газа. К недостаткам следует отнести точность количественного определения расходов и фазового состава, ограниченный срок непрерывной работы контейнеров с трассерами до их полного растворения.
Известна (US, патент 7257050, опубл. 14.08.2007) телеметрическая система передачи забойных параметров с использованием акустического канала связи с передачей измерительной информации по колоннам НКТ В состав телеметрической системы входят скважинный блок, содержащий акустический генератор, контроллер, систему датчиков для измерения требуемых параметров забоя, устройство для передачи акустического сигнала в эксплуатационную колонну и наземную аппаратуру приема сигнала и его анализа.
Недостатком известной системы следует признать тот факт, что для передачи акустического сигнала используют элементы колонны одинаковой длины (соответственно, трубы и муфты), представляющие собой идеальную периодическую акустическую структуру с четко выраженными частотными полосами прозрачности и подавления. Данное условие накладывает ограничения на возможность использования известных систем в практической деятельности, то есть при компоновке колонн из труб случайной произвольной длины.
Известна (RU, патент 112266, опубл. 10.01.2012) телеметрическая система контроля параметров забоя, использующая колонну труб для передачи данных с использованием акустических волн. Телеметрическая система содержит наземный модуль приема и обработки сигнала и забойный модуль. Наземный модуль выполнен с функцией регистрации параметров информационного сигнала. В состав забойного модуля входит блок измерения забойных параметров, электронный блок в составе контроллера, схемы управления забойной частью и акустического генератора, устройство соединения и рассоединения с трубой, реализующее функцию фиксации забойного модуля внутри колонны труб, исполнительный механизм, реализующий функцию создания акустического контакта исполнительного механизма с трубой путем прижима и внедрения в материал стенки трубы элемента, выполненного из материала с твердостью, превышающей твердость материала трубы, а также автономный блок питания забойного модуля. При развертывании известной телеметрической системы производят измерение собственных шумов на оголовке скважины (фонтанной арматуре), выбирают рабочий частотный диапазон телеметрической системы и закладывают его в программу работы забойной части.
Недостатком известного устройства следует признать его практически неприменимость на практике, обусловленную крайне низкой величиной электроакустического коэффициента полезного действия используемого исходно широкополосного акустического излучателя (не выше единиц процентов).
Известен (RU, патент 2505675, опубл. 27.01.2014) способ определения свойств углеводородного пласта и добываемых флюидов в процессе добычи, в соответствии с которым, по меньшей мере, один раз регистрируют акустический сигнал, представляющий собой отклик системы скважина-пласт на акустические импульсы давления, источником которых является электрический погружной насос, расположенный внутри скважины, причем акустический сигнал регистрируют, по меньшей мере, одним датчиком, размещенным в забойной камере скважины и измеряющим, по меньшей мере, один количественный физический показатель системы скважина-пласт, характеризующий процесс распространения акустического импульса в скважине, создают математическую модель распространения акустических импульсов давления в забойной камере, сравнивают данные, полученные путем моделирования, с данными, полученными путем регистрации акустического сигнала, представляющего собой отклик системы скважина-пласт, регулируют параметры пласта в математической модели для обеспечения соответствия, по меньшей мере, одного количественного физического показателя системы скважина-пласт, полученного путем моделирования, тому же количественному физическому показателю, полученному путем регистрации, и определяют свойства пласта и добываемых флюидов как параметры, обеспечивающие соответствие.
Недостатком известного способа следует признать невозможность измерения поинтервального притока в реальном времени.
Техническая задача, решаемая посредством разработанного способа, состоит в расширении ассортимента средств для определения притока воды, нефти и газа в скважине.
Технический результат, достигаемый посредством разработанного способа, состоит в определении характеристики притока во времени, определении притока нефти, воды и/или газа на разных участках скважины путем автоматического считывания акустического сигнала, генерируемого источниками, расположенными в оборудовании внутри скважины в ее различных интервалах, с использованием распределенных систем измерения частоты акустического сигнала.
Для достижения указанного технического результата предложено использовать разработанный способ мониторинга добывающих или нагнетательных горизонтальных или наклонно-направленных скважин. Согласно разработанному способу с использованием источников акустического сигнала с последующим измерением и анализом акустического сигнала, генерируемого потоком флюида, проходящего через источники, причем в скважину устанавливают систему, состоящую из распределенных по длине скважины датчиков измерения акустического сигнала и/или распределенных по длине скважины, установленных с возможностью перемещения точечных датчиков акустического сигнала, и источников, распределенных по длине скважины, в том числе в составе оборудования заканчивания, генерирующих акустические волны определенных частот и определенной интенсивности при прохождении через них добываемого из пласта либо нагнетаемого в пласт флюида, при этом порождаемые источником частоты и/или интенсивность сигнала зависят от скорости течения флюида и его фазового состава, при этом по измеряемым с использованием указанных датчиков частотам и/или интенсивности акустического сигнала рассчитывают распределение притока в скважине, а также его фазовый состав для определения технологических характеристик скважины.
Предпочтительно с использованием распределения притока в скважине определяют скорость движения пластового флюида вдоль ствола скважины, и с использованием распределения притока в скважине определяют изменения характера насыщенности в призабойной зоне.
Для решения указанной задачи предложено использовать источники акустического сигнала, устанавливаемые в различных интервалах пласта скважины, совместно с точечной и/или распределенной системой измерения частоты акустического сигнала, расположенными в непосредственной близости от источников. При этом каждый источник акустического сигнала расположен таким образом, что весь приток из участка скважины, для которого необходимо знать величину и фазовый состав притока, проходит через источник.
В качестве распределенных систем измерения частоты акустического сигнала могут быть использованы как гирлянды акустических датчиков любого типа, так и системы измерения частоты на базе оптоволокна. Данные системы могут быть установлены в скважину как на постоянной основе с использованием систем заканчивания скважин для проведения постоянного мониторинга, так и на различных средствах доставки во время проведения промыслово-геофизических исследований скважин. Такими средствами доставки могут быть геофизический кабель, гибкие насосно-компрессорные трубы, провод и другие.
В качестве источника акустического сигнала может использоваться свисток или колеблющийся в потоке диск или другой источник звука, работающий при прохождении через него пластового флюида.
Одной из реализаций использования источников акустического сигнала является установка источника в оборудование заканчивания, в тракте течения добываемого из пласта либо нагнетаемого в пласт флюида. Наиболее оптимальным будет установка источника в противопесочный фильтр, оборудованный, при необходимости, устройством контроля притока.
В каждом участке скважины, в частности в каждом фильтре, могут устанавливаться более одного источника акустического сигнала, отличающихся друг от друга набором частот собственных колебаний.
При работе скважины на добычу добываемый из пласта либо нагнетаемый в пласт флюид, проходя через источники акустического сигнала, порождает акустические волны. Частота и интенсивность волны от каждого источника зависит от скорости проходящего через него потока и его фазового состава. Таким образом, имея более одного источника в каждом участке скважины, измерения порождаемых потоком частот позволят однозначно определить скорость и фазовый состав флюида. Зная проходные сечения в оборудовании, в котором расположены источники, определяется расход флюида.
Подобную процедуру использования изобретения иллюстрирует пример, представленный ниже. Горизонтальный ствол скважины закончен скважинными фильтрами, каждый из которых оснащен семью источниками акустического сигнала, генерирующими акустические сигналы следующих частот: 1.0 Гц, 1.5 Гц, 3.0 Гц, 4.5 Гц, 1.0 кГц, 2.0 кГц, 3.0 кГц. Интервалы разобщены друг от друга посредством пакеров. Фильтры, установленные в интервале 1, генерируют акустические сигналы только первых трех частот с интенсивностями 0.5 дБ, 0.6 дБ и 0.4 дБ соответственно. По измерениям акустического сигнала в разных интервалах всех сработавших источников путем установленного алгоритма вычисляют значения расходов и фаз. То есть расход газа из первого интервала будет порядка 700 м3/сутки, воды 30 м3/сутки и нефти 10 м3/сутки. Аналогичным образом определяют значения притока в остальных интервалах.
Claims (3)
1. Способ мониторинга добывающих или нагнетательных горизонтальных или наклонно-направленных скважин, включающий использование источников акустического сигнала с последующим измерением и анализом акустического сигнала, генерируемого потоком флюида, проходящего через источники, отличающийся тем, что в скважину устанавливают систему, состоящую из распределенных по длине скважины датчиков измерения акустического сигнала, распределенных по длине скважины и/или точечных датчиков акустического сигнала, установленных с возможностью перемещения, и источников, распределенных по длине скважины, в том числе в составе оборудования заканчивания, генерирующих акустические волны определенных частот и определенной интенсивности при прохождении через них добываемого из пласта либо нагнетаемого в пласт флюида, при этом порождаемые источником частоты и/или интенсивность сигнала зависят от скорости течения флюида и его фазового состава, при этом по измеряемым с использованием указанных датчиков частотам и/или интенсивности акустического сигнала рассчитывают распределение притока в скважине, а также его фазовый состав для определения технологических характеристик скважины.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что с использованием распределения скорости движения потока в скважине определяют скорость потока пластового флюида в скважине.
3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что с использованием распределения притока в скважине определяют изменения характера насыщенности в призабойной зоне.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017105141A RU2658697C1 (ru) | 2017-02-17 | 2017-02-17 | Способ мониторинга добывающих или нагнетательных горизонтальных или наклонно-направленных скважин |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017105141A RU2658697C1 (ru) | 2017-02-17 | 2017-02-17 | Способ мониторинга добывающих или нагнетательных горизонтальных или наклонно-направленных скважин |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2658697C1 true RU2658697C1 (ru) | 2018-06-22 |
Family
ID=62713527
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2017105141A RU2658697C1 (ru) | 2017-02-17 | 2017-02-17 | Способ мониторинга добывающих или нагнетательных горизонтальных или наклонно-направленных скважин |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2658697C1 (ru) |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20090114386A1 (en) * | 2007-11-02 | 2009-05-07 | Hartog Arthur H | Systems and methods for distributed interferometric acoustic monitoring |
| RU2374440C2 (ru) * | 2004-07-08 | 2009-11-27 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Система датчиков |
| RU2385415C1 (ru) * | 2008-08-14 | 2010-03-27 | Александр Кузьмич Троянов | Способ определения границ профиля притока в интервале перфорации пласта-коллектора |
| RU2442891C1 (ru) * | 2010-08-23 | 2012-02-20 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Комплексный прибор для исследования скважин |
| RU2013128234A (ru) * | 2010-12-30 | 2015-02-10 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ отслеживания перемещения обрабатывающей жидкости в продуктивном пласте |
| EA021075B1 (ru) * | 2009-06-12 | 2015-03-31 | Бейкер Хьюз Инкорпорейтед | Способ и устройство для измерения скорости звука с высоким разрешением |
| RU2570211C2 (ru) * | 2011-05-26 | 2015-12-10 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Обнаружение притока газа в стволе скважины |
-
2017
- 2017-02-17 RU RU2017105141A patent/RU2658697C1/ru active IP Right Revival
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2374440C2 (ru) * | 2004-07-08 | 2009-11-27 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Система датчиков |
| US20090114386A1 (en) * | 2007-11-02 | 2009-05-07 | Hartog Arthur H | Systems and methods for distributed interferometric acoustic monitoring |
| RU2385415C1 (ru) * | 2008-08-14 | 2010-03-27 | Александр Кузьмич Троянов | Способ определения границ профиля притока в интервале перфорации пласта-коллектора |
| EA021075B1 (ru) * | 2009-06-12 | 2015-03-31 | Бейкер Хьюз Инкорпорейтед | Способ и устройство для измерения скорости звука с высоким разрешением |
| RU2442891C1 (ru) * | 2010-08-23 | 2012-02-20 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Комплексный прибор для исследования скважин |
| RU2013128234A (ru) * | 2010-12-30 | 2015-02-10 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ отслеживания перемещения обрабатывающей жидкости в продуктивном пласте |
| RU2570211C2 (ru) * | 2011-05-26 | 2015-12-10 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Обнаружение притока газа в стволе скважины |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US20220282611A1 (en) | Method for fracturing activity and intensity monitoring and pressure wave resonance analysis | |
| US10641089B2 (en) | Downhole pressure measuring tool with a high sampling rate | |
| US8225867B2 (en) | Systems and methods for distributed interferometric acoustic monitoring | |
| US8770283B2 (en) | Systems and methods for distributed interferometric acoustic monitoring | |
| US10126448B2 (en) | Formation measurements using downhole noise sources | |
| US8157011B2 (en) | System and method for performing a fracture operation on a subterranean formation | |
| US20090034368A1 (en) | Apparatus and method for communicating data between a well and the surface using pressure pulses | |
| CN111542679A (zh) | 用于监视和优化储层增产操作的方法和*** | |
| US20170138182A1 (en) | Moving system and method | |
| US11788387B2 (en) | Wellbore tubular with local inner diameter variation | |
| RU2658697C1 (ru) | Способ мониторинга добывающих или нагнетательных горизонтальных или наклонно-направленных скважин | |
| RU2526096C2 (ru) | Способ сейсмоакустических исследований в процессе добычи нефти | |
| US11661842B2 (en) | Method of logging of natural fractures during drilling, monitoring and adjusting drilling operations and optimizing completion designs | |
| US11480029B2 (en) | Autonomous inflow control device for live flow monitoring | |
| CA3108604C (en) | System and method to minimize friction pressure loss of injected fluid | |
| US11708759B2 (en) | Instrumented bridge plugs for downhole measurements | |
| RU2527960C1 (ru) | Способ исследования скважины | |
| US20230392482A1 (en) | Using fiber optic sensing to establish location, amplitude and shape of a standing wave created within a wellbore | |
| US20220403734A1 (en) | Data driven in-situ injection and production flow monitoring | |
| Carpenter | Integrated Technique Provides Effective Water Diagnostics in Tight Sand | |
| WO2021162570A1 (ru) | Способ определения компонентного состава газожидкостной смеси |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20190218 |
|
| NF4A | Reinstatement of patent |
Effective date: 20220323 |