EA003172B1

EA003172B1 - Устройство и способ мониторинга скважинной коррозии

Info

Publication number: EA003172B1
Application number: EA200100138A
Authority: EA
Inventors: Бэрри В. Джонсон
Original assignee: Сауди Арабиан Ойл Компани
Priority date: 1998-07-15
Filing date: 1999-07-14
Publication date: 2003-02-27
Also published as: EP1097290A1; US6131659A; AU5281999A; ATE270747T1; CN1258636C; NO20010152L; BR9912421A; CN1317070A; NO321744B1; EP1097290B1; CA2337221A1; ID28250A; CA2337221C; DZ2844A1; WO2000004275A1; NO20010152D0; MY117431A; DE69918556D1; WO2000004275A9; EA200100138A1

Abstract

Создана возможность определять наличие и скорость коррозии в секции насосно-компрессорной трубы или обсадной колонны скважины и осуществлять ее мониторинг на непрерывной или регулярной основе путем установки на заранее определенные контрольные точки колонны по мере ее опускания в ствол скважины секций трубы, снабженных массивами пьезоэлектрических датчиков, расположенных вокруг поверхности трубы, и микропроцессором, контролирующим сигналы, посылаемые на и поступающие от каждого из массива датчиков, а также сигналы, посылаемые на и поступающие от средств управления и контрольно-измерительных приборов, расположенных на поверхности земли. Устройство также может включать элемент сравнения, изолированный от источников коррозии и снабженный датчиками, соединенными с микропроцессором соседнего массива датчиков. Микропроцессоры, расположенные на различных контрольных точках колонны, электрически соединены с поверхностным средством управления и контрольно-измерительными приборами с помощью электрических кабелей и/или с использованием беспроводных средств соединения, где в качестве проводника электрических сигналов служит колонна труб.

Description

Область изобретения

Настоящее изобретение относится к области ультразвукового мониторинга состояния насосно-компрессорных труб и обсадных колонн скважин в процессе эксплуатации или в периоды остановки скважин с целью определения времени и места зарождения коррозии, а также ее скорости, для любого типа скважинных сред, включая нефтяные, газовые, водные и многофазные флюиды.

Существующий уровень техники

Существует большое количество устройств и способов для определения и/или мониторинга развития коррозии в насоснокомпрессорных колоннах, или трубах, а также обсадных колоннах скважин, и общепринятое название для указанной процедуры - мониторинг скважинной коррозии. В настоящем описании под коррозией будут подразумеваться такие дефекты, как потеря металла, питтинги и трещины, которые при отсутствии контроля могут развиться и привести трубы в негодность.

Мониторинг скважинной коррозии особенно важен при эксплуатации и техническом обслуживании нефтяных, газовых и водозаборных скважин и месторождений, причем не только для прогнозирования срока службы насоснокомпрессорных труб и обсадных колонн скважин во избежание их выхода из строя в процессе эксплуатации, но и для определения эффективности химических добавок, вводимых с целью минимизации скважинной коррозии.

Несмотря на большое разнообразие используемых в настоящее время способов мониторинга скважинной коррозии, все указанные способы требуют использования вспомогательных канатов для установки и снятия приборов для мониторинга скважинной коррозии с точек мониторинга, либо спуска устройств для геофизических исследований в скважину. Указанные существующие способы включают использование устройств для скважинных геофизических исследований, устанавливаемых на концах вспомогательных канатов или кабелей, контрольных коррозионных пластинок, устанавливаемых и снимаемых с точки контроля при помощи вспомогательных канатов, а также программируемых электронных зондов, также устанавливаемых и снимаемых при помощи вспомогательных канатов. Применение всех вышеуказанных средств требует остановки скважины на период коррозионных испытаний. Регулярная остановка скважин для проведения коррозионных испытаний - дорогостоящая процедура, как с точки зрения прямых трудозатрат, так и в отношении недопоставки продукции и соответственного снижения прибыли. Кроме того, прерывание потока добываемого материала для установки интрузивных устройств для коррозионных испытаний в ствол скважины может привести к искажению данных о скорости коррозии.

В патенте ЕР-А-0 837 217 описываются датчики, используемые в портативном устройстве для запирания скважины, перемещающемся вверх и вниз внутри насосно-компрессорной трубы.

В патенте ЕР-А-5 533 572 описаны устройство и способ, использующие пары контактов или электродов, измеритель и источник питания для измерения тока и напряжения между двумя пространственно разделенными точками по длине насосно-компрессорной трубы с последующим пересчетом разницы показаний в этих точках в скорость коррозии трубы.

Известны устройство и способ, использующие ультразвук для измерения толщины стенки трубы и обнаружения дефектов в установленных скважинных трубах и обсадных колоннах, но их установка и снятие с точки контроля также требует использования вспомогательных канатов, вследствие чего для них существуют те же ограничения, что и для всех подобных интрузивных устройств. Кроме того, вследствие неточного воспроизведения положения устройств с помощью вспомогательных канатов в последующих испытаниях по сравнению с первым, не представляется возможным получить надежные данные о скорости коррозии в определенном месте. Другим существенным ограничением существующих ультразвуковых устройств, вводимых в скважину при помощи вспомогательных канатов, является необходимость заполнения трубы жидкостью для передачи данных измерений. Это требование ограничивает их использование в многофазных и газовых скважинах.

Следовательно, целью настоящего изобретения является создание устройства и способа, позволяющих осуществлять мониторинг скважинной коррозии без остановки скважины или прерывания потока добываемого материала и пригодных для использования во всех типах скважин, включая водозаборные, нефтяные, газовые и/или многофазные.

Другой целью настоящего изобретения является создание возможности для получения и анализа данных мониторинга коррозии с любой необходимой периодичностью, либо непрерывно.

Также целью настоящего изобретения является создание возможности для получения данных мониторинга коррозии начиная с момента установки насосно-компрессорных труб и/или обсадных колонн скважин с целью задания исходной точки коррозионного состояния скважины, что позволит определить время начала коррозии и ее скорость на участке или участках трубы, находящихся под контролем.

Наконец, целью настоящего изобретения является разработка экономичных и эффективных способа и устройства для прямого мониторинга скважинной коррозии, которые обеспечили бы получение надежных данных без исполь3 зования вспомогательных канатов и интрузивных устройств и способов.

Краткое описание изобретения

Вышеуказанные цели изобретения и преимущества от его использования становятся понятными из описания устройства и способа в соответствии с настоящим изобретением, заключающихся в использовании множества пьезоэлектрических датчиков, устанавливаемых на металлическую поверхность участка обсадной колонны или насосно-компрессорной трубы скважины в виде массива определенной конфигурации, являющейся фиксированной или определяющейся перед установкой. В одном из предпочтительных вариантов использования изобретения множество датчиков, образующее указанный фиксированный массив, электрически соединяются с помощью проводников, по крайней мере, к одному микропроцессору, располагаемому вблизи указанного массива датчиков. Микропроцессор, в свою очередь, подключается к электрическому кабелю, который соединяет испытываемую секцию насоснокомпрессорной трубы или обсадной колонны скважины с набором оборудования на поверхности, в который входят источник питания, компьютерные средства управления и контрольно-измерительные приборы, средства обработки и хранения данных, а также средства отображения информации, такие как принтер и/или монитор. В другом предпочтительном варианте использования изобретения может использоваться беспроводная система, в которой микропроцессоры электрически соединяются с насосно-компрессорной трубой или обсадной колонной скважины, которые служат в качестве проводников электрического сигнала и сигнала данных между наземными контрольноизмерительными приборами и микропроцессорами.

В следующем предпочтительном варианте использования изобретения вблизи массива датчиков для мониторинга коррозии устанавливается элемент сравнения, изготовленный из того же материала, что и труба, мониторинг которой осуществляется. Указанный элемент сравнения изолируется от каких бы то ни было источников коррозии. Элемент сравнения в предпочтительном варианте может быть изготовлен в форме ступенчатого клина, имеющего набор секций определенной толщины, толщина каждого из которых соответствует, например, исходной толщине стенки участка трубы, мониторинг которого осуществляется одной или более меньшим толщинам, причем наиболее тонкий участок ступенчатого клина соответствует рассчитанной минимальной толщине стенки обсадной колонны или трубы, при которой возможна непрерывная эксплуатация данной скважины. Датчики также устанавливаются на каждую из поверхностей ступенек указанного элемента сравнения и электрически соединяются с мик ропроцессором, роль которого может выполнять уже указанный микропроцессор, соединенный с массивом датчиков, либо с другим микропроцессором, который, в свою очередь, соединен с помощью кабеля с контрольно-измерительной установкой на поверхности, либо напрямую с насосно-компрессорной трубой или обсадной колонной в случае беспроводной системы.

В еще одном предпочтительном варианте использования изобретения фиксированный массив датчиков, а также элемент сравнения с датчиками и соединенный с ними микропроцессор или микропроцессоры устанавливаются на короткую секцию соединительной трубки, которая используется для соединения секций насоснокомпрессорных труб и/или обсадных колонн стандартной длины. Использование коротких секций соединительных трубок облегчает сборку устройства мониторинга скважинной коррозии и ее установку в ствол скважины. Поскольку соединительные трубки всегда необходимы для соединения секций трубы при продвижении буровой колонны вглубь ствола скважины, требуются лишь незначительные затраты времени и труда для обеспечения периодического или практически постоянного мониторинга скважинной коррозии на любом количестве точек по высоте колонны труб. При практическом применении способа в соответствии с настоящим изобретением основными дополнительными действиями, которые необходимо выполнить на устье скважины, являются присоединение и закрепление электрического кабеля для передачи сигналов от контрольно-измерительной установки на поверхности и приема сигналов от микропроцессоров. В случае же использования беспроводной системы указанные дополнительные действия не требуются.

При практическом применении данного способа поставляется пользовательский компьютер с необходимым программным обеспечением для генерации сигнала, активирующего каждый микропроцессор, после чего сигнал передается через электрический кабель или с использованием беспроводной системы, где в качестве проводника служит ствол трубы. При получении активизирующего сигнала каждый микропроцессор активизирует соответствующие датчики и принимает от них сгенерированные ими данные о состоянии насосно-компрессорной трубы или обсадной колонны, на которых датчик установлен, или, в случае элемента сравнения, эталонные или сравнительные данные от элемента, изолированного от потенциальных источников коррозии. Микропроцессор(ы) в каждой точке мониторинга передают данные через электрический кабель или беспроводные средства передачи сигнала на поверхностную контрольную установку. Данные принимаются компьютерными средствами управления и контрольно-измерительными приборами, откуда они могут передаваться либо непосредственно на средства хранения данных, либо сначала на средства обработки данных, а затем на средства хранения данных. После обработки данных они становятся доступными для отображения либо в виде распечатки, либо визуально на экране монитора.

Различные прочие варианты использования изобретения и конфигурации устройства и способа в соответствии с настоящим изобретением станут понятны специалистам в данной области из нижеследующего детального описания изобретения.

Краткое описание фигур

На фиг. 1 приведена упрощенная схема типичной скважины, применяемой для добычи жидких или газообразных углеводородных полезных ископаемых, воды или многофазных флюидов;

На фиг. 2 - увеличенный сегментированный вид в разрезе скважины, изображенной на фиг. 1;

На фиг. 3 - вид в разрезе участка обсадной колонны скважины, иллюстрирующий один из предпочтительных вариантов использования настоящего изобретения;

На фиг. 4 - электрическая диаграмма, иллюстрирующая один из предпочтительных вариантов использования настоящего изобретения;

На фиг. 5 - вид в разрезе участка обсадной колонны скважины, иллюстрирующий другой предпочтительный вариант использования настоящего изобретения;

На фиг. 6 - электрическая диаграмма, иллюстрирующая другой предпочтительный вариант использования настоящего изобретения;

На фиг. 7 - вид сбоку типичного расположения элемента сравнения;

На фиг. 7А - вид сзади элемента сравнения, изображенного на фиг. 7;

На фиг. 7Б - вид спереди элемента сравнения, изображенного на фиг. 7.

Детальное описание предпочтительных вариантов использования изобретения

Как показано на упрощенной схеме на фиг. 1, скважина 10, служащая для добычи пластового флюида, включает обсадную колонну 2, охватывающую насосно-компрессорную трубу 3, проходящую вниз через толщу земли к породеколлектору, из которой производится добыча пластового флюида. Каждая из колонн включает секции трубы 4, соединенные соединительными трубками (не показаны). Трубы, составляющие обсадную колонну, опускаются на место посадки по мере бурения скважины и скрепляются между собой каким-либо из существующих типов соединительных трубок. После этого секции трубы, составляющие насосно-компрессорную трубу, опускаются в обсадную колонну для создания канала, через который пластовые флюиды выкачиваются из пласта. Соотношение длин секций труб, составляющих насосно-компрессорную трубу и обсадную колонну, приведено на фиг. 2.

В одном из предпочтительных вариантов использования настоящего изобретения, схематично изображенном на фиг. 3, используется короткая секция трубы обсадной колонны 20 с установленным множеством датчиков 26, прикрепленных к внешней поверхности обсадной колонны 22 в виде массива определенной конфигурации. В наиболее предпочтительном варианте использования настоящего изобретения массив датчиков включает, по крайней мере, три продольных ряда датчиков, каждый из которых включает, по крайней мере, три датчика, расположенных по окружности трубы, например, с интервалами 120°. Фиксированный массив датчиков 26 электрически соединен с помощью проводников 27, по крайней мере, с одним микропроцессором 28. В предпочтительном варианте использования настоящего изобретения указанный один или более микропроцессоров расположены в непосредственной близости от соответствующего массива датчиков.

Как схематично показано на фиг. 4, электрический кабель 32 проходит от множества микропроцессоров 28 к поверхностной установке 80, включающей источник питания 70 и соответствующие компьютерные средства управления и контрольно-измерительные приборы 72, средства обработки и хранения данных 74, а также печатающее устройство 88 и устройство визуализации 90, расположенные на поверхности, предпочтительно на передвижной или стационарной установке.

Средства управления и контрольноизмерительные приборы включают персональный компьютер и программное обеспечение, служащее для активизации каждого отдельного микропроцессора и каждого из связанных с ними датчиков с целью получения данных от каждого из микропроцессоров и последующей пересылки данных для хранения или обработки.

В альтернативном предпочтительном варианте использования настоящего изобретения данные, получаемые установкой на поверхности, пересылаются средством управления и контрольно-измерительными приборами, например, посредством средства телеметрической передачи информации или наземной линии связи (не показаны) для обработки и хранения на удаленный от скважины контрольный пункт. Такой вариант использования настоящего изобретения наиболее приспособлен для мониторинга состояния одной или более скважин, расположенных в труднодоступных или значительно удаленных от головного контрольного пункта областях.

В соответствии со способами и процедурами, известными, исходя из существующего уровня техники, сигналы, генерируемые компьютерными средствами управления и контрольно-измерительными приборами 72, передаются через электрические кабели 32 на каждый из микропроцессоров 28, которые, в свою очередь, при активации передают сигналы на массив датчиков 26, связанный с соответствующим микропроцессором. Сигналы, генерируемые и получаемые массивом датчиков, возвращаются на соответствующие микропроцессоры 28 для последующей передачи на средства приема, обработки и хранения данных 74, расположенные на поверхностной установке 80.

Данные могут быть обработаны как перед сохранением в устройстве памяти, так и после этого. Обработанные данные сортируются и/или делаются доступными для передачи на устройство отображения информации. Состояние участка насосно-компрессорной трубы или обсадной колонны, мониторинг которого осуществляется, визуализируется в цифровом и/или графическом виде на мониторе компьютера 90 и/или на распечатке 88, а соответствующие данные заносятся в средство хранения данных, или устройство памяти 74.

В другом предпочтительном варианте использования настоящего изобретения, приведенном на фиг. 3, массив датчиков и соответствующий микропроцессор заключены в защитный кожух 40, закрепленный на внешней стороне трубы, например, сварными соединениями 42. Проводник 32 проходит через непроницаемые для флюида прокладки или сальники 43, расположенные на кожухе 40, причем указанный кожух предпочтительно должен быть сделан из материала, аналогичного или близкого по свойствам материалу насосно-компрессорной трубы или обсадной колонны, к которой он прикрепляется. Для осуществления мониторинга состояния внешней поверхности участка насосно-компрессорной трубы или обсадной колонны, второй массив датчиков 36 устанавливается на внутреннюю поверхность 44 защитного кожуха 40 и соединяется с помощью проводников с соответствующим микропроцессором 38, который, в свою очередь, электрически соединяется с электрическим кабелем 32. После этого соответствующие сигналы передаются на и принимаются с внешнего массива датчиков, после чего обрабатываются для последующего отображения, как описано выше для способа и устройства для мониторинга состояния участка внутренней поверхности насосно-компрессорной трубы или обсадной колонны.

Как показано на фиг. 3, каждое скважинное устройство в предпочтительном варианте включает, по крайней мере, один элемент сравнения 60. Как лучше всего видно из фиг. 7, 7А и 7Б, элемент сравнения 60 может быть изготовлен в форме ступенчатого клина, конфигурация и способ использования которого будут детально описаны ниже.

Из вышеприведенного описания становится понятно, что активизация датчиков может осуществляться в соответствии с любым графиком или любой частотой по усмотрению оператора, либо на практически постоянной основе.

Также, по мере сборки и опускания в ствол скважины насосно-компрессорной трубы или обсадной колонны на них может устанавливаться любое количество массивов датчиков.

На фиг. 5 приведен другой предпочтительный вариант использования изобретения, в котором массив датчиков устанавливается на соединительную трубку или арматуру трубы 50, которые находятся на концах отдельных секций трубы или обсадной колонны и служат для их соединения. Внешние поверхности концов секций насосно-компрессорных труб или обсадных колонн имеют коническую форму 23, которая соответствует внутренней конической поверхности 54 соединительной трубки или арматуры трубы 50. Данный соединительный элемент 50 и концы труб могут быть изготовлены с помощью нарезных инструментов или иных известных приспособлений. В данном варианте использования настоящего изобретения соединительный элемент 50 изготавливается из стали, аналогичной или близкой по типу и качеству стали трубы, и имеет кольцевую выемку 52, в которую устанавливается датчик(и) для минимизации внешнего диаметра соединительного элемента трубы с установленным кожухом. Такая модифицированная конфигурация соединительного элемента 50 разработана с целью максимального увеличения зазора между насоснокомпрессорной трубой и обсадной колонной либо между обсадной колонной и породой для того, чтобы минимизировать риск повреждения массивов датчиков и микропроцессоров в процессе установки. В соответствии с ранее описанным вариантом использования настоящего изобретения датчики и соответствующий микропроцессор, установленные на модифицированный соединительный элемент 50, снабжены защитным кожухом 40, приведенным на фиг. 5. Существует несколько преимуществ установки массивов датчиков 26 для мониторинга коррозии внутренней поверхности труб или, по усмотрению, массивов датчиков 36 для мониторинга коррозии внешней поверхности труб, на модифицированный соединительный элемент 50. Поскольку соединения труб необходимо устанавливать в любом случае, не требуется устанавливать никаких дополнительных коротких секций труб для проведения мониторинга коррозии и, таким образом, количество устанавливаемых соединительных элементов сводится к минимуму, что позволяет снизить время сборки, трудовые затраты и стоимость. Стандартные соединительные элементы труб могут быть модифицированы при сравнительно небольшой стоимости и установлены в ходе стандартных операций по сборке колонн без специальной подготовки персонала. Наиболее важно то, что интервалы или расстояния между участками колонны, подлежащими мониторингу, а также конечное положение каждой точки мониторинга легко определяются в процессе установки насосно-компрессорных труб.

Например, если отдельные секции трубы имеют длину Ь, а мониторинг коррозионного состояния в самой глубокой точке скважины должен производиться с интервалами 3Ь, то модифицированный соединительный элемент 50 используется для соединения каждой третьей секции трубы со следующей секцией в процессе опускания колонны в ствол скважины.

В еще одном предпочтительном варианте использования настоящего изобретения устройство в соответствии с настоящим изобретением включает элемент сравнения 60, подобный тому, что схематически изображен на фиг. 7. Элемент сравнения изготавливается из материала, аналогичного или близкого по свойствам материалу насосно-компрессорных труб или обсадных колонн, подлежащих мониторингу, и его маркировка должна содержать ссылку или сравнительные данные по одному или более участку разной толщины. Элемент сравнения имеет ступенчато-клиновидную форму, и на его ступенчатых поверхностях установлено множество датчиков 62, причем сам элемент сравнения устанавливается таким образом, чтобы быть изолированным от источника коррозии. В варианте использования изобретения, приведенном на фиг. 7, ступенчато-клиновидный элемент сравнения 60 имеет датчики для трех разных толщин материала. Данные, получаемые от каждой пары датчиков 62', 62 и 62''' соответствуют сигналу, прошедшему через цельный металл, т.е. металл, не подвергшийся воздействию коррозии, соответствующей толщины. Каждая пара датчиков 62 соединяется с микропроцессором 64 через электрические кабели 66. Микропроцессор 64 также соединяется кабелем 32 с поверхностными компьютерными средствами управления и контрольно-измерительными приборами, за исключением случаев использования беспроводной системы. Поскольку элемент сравнения и его датчики находятся в тех же условиях окружающей среды, т.е. при тех же температуре и давлении, что и соседние датчики, установленные на насосно-компрессорной трубе, на которой проводится коррозионный мониторинг, любые изменения локальных условий, происходящие со временем и воздействующие на элемент сравнения, могут быть использованы при обработке данных по коррозии в качестве реперной точки или поправочного коэффициента.

В предпочтительном варианте использования настоящего изобретения максимальная толщина элемента сравнения, соответствующая паре датчиков 62''', соответствует толщине трубы, мониторинг которой проводится. Таким образом, соотношение между данными по поверхностям элемента сравнения и трубы, полученными от соответствующих датчиков и микропроцессоров, может быть установлено еще до установки колонны в ствол скважины. В случае зарождения коррозии ее развитие может отслеживаться путем сравнения получаемых данных с данными пар датчиков 62' и 62 элемента сравнения. Как показано на фиг. 7, самый тонкий участок элемента сравнения 60 может быть принят в качестве эталона минимальной толщины трубы, необходимой или приемлемой для непрерывной эксплуатации скважины, так что при получении данных, соответствующих этой толщине, от датчиков какой-либо секции колонны, необходимо осуществлять замену указанной секции.

Также становится ясно, что электрический кабель 32 должен проходить от каждой точки мониторинга по высоте колонны до поверхности, за исключением случая использования беспроводной системы. В предпочтительном варианте использования настоящего изобретения электрический кабель 32 проходит по параллельной электрической схеме между соседними измерительными блоками 25, причем каждый из указанных измерительных блоков имеет необходимые входные и выходные электрические соединения для подключения и крепления кабелей во избежание их смещения при движении колонн.

Основной электрический кабель 32 прикрепляется к поверхности трубы с помощью зажимов, затяжек или иных известных средств. Кабель 32 крепится таким образом, чтобы избежать его растяжения, механических и других повреждений. При необходимости, исходя из местных условий, могут быть установлены барьер давления на устье скважины и электрическая система безопасности (не показано) для прохождения барьера через указанные устройства.

Настоящее изобретение также предусматривает способ передачи сигналов и данных между поверхностными средствами контроля и одним или более микропроцессоров 28, находящихся в скважине, с использованием беспроводных средств, как схематически изображено на фиг. 6. В данном варианте использования изобретения кабель 32, соединяющий поверхностные средства контроля с микропроцессором(ами) 28, заменен на передатчик/приемник, электрически соединенные с насосно-компрессорной трубой или обсадной колонной скважины, которые в данном случае служат в качестве средств передачи сигнала.

Взаимодействие указанных элементов схематически представлено в виде блок-схемы на фиг. 6, на которой множество микропроцессоров 28 и соответствующие массивы датчиков 26 соединены, например, с насосно-компрессорной трубой 30. Источник питания 70, средства управления и контрольно-измерительные приборы 72, а также средства хранения и обработки данных 74 соединены соответствующими электрическими кабелями. Кроме того, передатчик/приемник 74 электрически соединен со сред ствами управления и контрольно-измерительными приборами 72 и с колонной 30, на которой установлены массивы датчиков 26.

Каждый микропроцессор 28 программируется или изготавливается заводским способом таким образом, что его сигнал не повторяется никаким другим микропроцессором, и таким образом его положение на колонне, а, следовательно, и его глубина, определяются однозначно. Микропроцессор может быть также запрограммирован на идентификацию каждого из присоединенных к нему датчиков в целях записи и визуализации данных.

Каждый микропроцессор, соединенный с элементом сравнения 60, программируется или изготавливается заводским способом таким образом, что он различает каждый из датчиков 62, т.е. 62', 62 и 62' на фиг. 7, и, соответственно, данные по каждому участку ступенчатоклиновидного элемента сравнения. При практическом использовании данного способа сигнал передается с поверхностных средств контроля для активизации одного или более микропроцессоров 28, находящихся в скважине, а также массива датчиков, связанных с каждым микропроцессором, на одной или более выбранных контрольных точках. Данные, получаемые каждым микропроцессором от соответствующего массива датчиков, передаются назад на средства приема и обработки данных на поверхности земли вместе с уникальным идентификационным сигналом(ами) данного микропроцессора(ов). Данные по каждому микропроцессору могут быть либо внесены немедленно в средства хранения информации напрямую, либо вначале обработаны и затем внесены в указанные средства хранения информации под адресом, соответствующим уникальному идентификационному коду данного микропроцессора. Данные могут быть впоследствии взяты из средства хранения для обработки или передачи на средство отображения информации, например, монитор или принтер с целью получения распечатки данных в цифровом или графическом виде.

Понятно, что в вышеописанные варианты использования изобретения могут быть включены различные модификации. По этой причине настоящее описание не должно рассматриваться как ограничивающее, а лишь приводящее отдельные примеры предпочтительных вариантов использования настоящего изобретения. Специалисты в данной области могут разработать и другие модификации, которые не будут выходить за рамки и суть приводимой ниже формулы изобретения.

Claims

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

1. Устройство мониторинга скважинной коррозии для определения коррозионного состояния секции насосно-компрессорной трубы или обсадной колонны скважины, включающее:

a) множество пьезоэлектрических датчиков, установленных в виде массива фиксированной конфигурации, разделенных в продольном и радиальном направлениях и установленных на поверхности секции насосно-компрессорной трубы или обсадной колонны скважины, мониторинг которой проводится;

b) микропроцессор, электрически соединенный с датчиками для активизации указанных датчиков и приема и передачи сигналов, генерируемых указанными датчиками;

c) источник электрического питания и средства передачи электрического сигнала, проходящие от источника питания до микропроцессора;

б) средства управления и контрольноизмерительные приборы для активизации микропроцессора, а также приема, записи и обработки выходных сигналов данных, получаемых от микропроцессора;

е) средства отображения информации, связанные со средствами управления и контрольноизмерительными приборами, для визуализации данных по скорости коррозии и расположению дефектов на секции насосно-компрессорной трубы или обсадной колонны скважины.
2. Устройство по п.1, отличающееся тем, что пьезоэлектрический датчик включает материалы из группы, включающей кварц, керамики, полимеры и гибриды кварца, керамики и полимеров.
3. Устройство по п.1 или 2, отличающееся тем, что на множестве секций насоснокомпрессорной трубы или обсадной колонны скважины или обеих проводится мониторинг скорости коррозии.
4. Устройство по пп.1-3, отличающееся тем, что фиксированный массив датчиков включает, по крайней мере, три продольно разделенных датчика.
5. Устройство по пп.1-3, отличающееся тем, что фиксированный массив датчиков включает множество продольно разделенных датчиков, распределенных по 360° поверхности насосно-компрессорной трубы или обсадной колонны скважины.
6. Устройство по пп.1-5, отличающееся тем, что фиксированный массив датчиков устанавливается на внешнюю поверхность насоснокомпрессорной трубы или обсадной колонны скважины.
7. Устройство по пп.1-5, отличающееся тем, что фиксированный массив датчиков устанавливается на внутреннюю поверхность насосно-компрессорной трубы или обсадной колонны скважины.
8. Устройство по пп.1-7, отличающееся тем, что датчики устанавливаются на секцию насосно-компрессорной трубы или обсадной колонны, являющуюся переходным соединительным элементом.
9. Устройство по пп.1-7, отличающееся тем, что датчики устанавливаются на соединительный элемент, изготовленный из материала, аналогичного или близкого по свойствам материалу соответствующей насосно-компрессорной трубы или обсадной колонны скважины.
10. Устройство по п.9, отличающееся тем, что соединительный элемент имеет кольцевую выемку, на дне которой устанавливаются датчики.
11. Устройство по любому из пп.1-10, отличающееся тем, что оно дополнительно включает, по крайней мере, один элемент сравнения, изолированный от источника коррозии, и множество датчиков, установленных на указанный элемент сравнения.
12. Устройство по п.11, отличающееся тем, что элемент сравнения изготавливается из материала, аналогичного или близкого по свойствам материалу соответствующей насосно-компрессорной трубы или обсадной колонны скважины.
13. Устройство по п.11 или 12, отличающееся тем, что элемент сравнения имеет участки различной толщины и, по крайней мере, два датчика, установленных на каждый из указанных участков.
14. Устройство по любому из пп.1-13, отличающееся тем, что датчики помещены в защитный кожух.
15. Устройство по п.14, отличающееся тем, что защитный кожух изготавливается из материала, аналогичного или близкого по свойствам материалу секции насосно-компрессорной трубы или обсадной колонны, на которую он установлен.
16. Устройство по п.14 или 15, отличающееся тем, что фиксированный массив датчиков установлен на внутреннюю поверхность защитного кожуха.
17. Устройство по любому из пп.14-16, отличающееся тем, что микропроцессор, соединенный с массивом датчиков, помещен в защитный кожух.
18. Устройство по любому из пп.1-17, отличающееся тем, что микропроцессор расположен вблизи датчиков, к которым он подсоединен.
19. Устройство по любому из пп.1-18, отличающееся тем, что фиксированный массив датчиков установлен на короткую секцию насосно-компрессорной трубы или обсадной колонны для последующей сборки в соответствующую колонну.
20. Устройство по любому из пп.1-19, отличающееся тем, что источник электрического питания выбирается из группы, включающей батареи, сеть постоянного напряжения и термоэлектрические генераторы.
21. Устройство по любому из пп.1-20, отличающееся тем, что источник питания расположен на поверхности вблизи секции насосно компрессорной трубы или обсадной колонны, мониторинг которой проводится.
22. Способ мониторинга скважинной коррозии, по крайней мере, на одной секции насосно-компрессорной трубы или обсадной колонны, включающий следующие шаги:

a) устанавливают множество пьезоэлектрических датчиков в виде продольно и радиально разделенного первого фиксированного массива на поверхности, по крайней мере, одной секции насосно-компрессорной трубы или обсадной колонны, или обеих;

b) электрически подсоединяют запрограммированный микропроцессор к первому фиксированному массиву датчиков и источнику электрического питания;

c) обеспечивают управление, прием, обработку, отображение и хранение данных для передачи электрического сигнала на микропроцессор и получения сигналов с микропроцессора;

б) передают сигналы на микропроцессор для активизации датчиков;

е) получают сигналы с датчиков и передают сигналы через микропроцессор на средства приема и обработки данных;

ί) обрабатывают данные с учетом наличия коррозии и дефектов на секции колонны, мониторинг которой проводится, и отображают обработанные данные на средствах отображения информации.
23. Способ по п.22, отличающийся тем, что сигнал на микропроцессор подают в периодическом режиме.
24. Способ по п.22 или 23, отличающийся тем, что он включает дополнительные шаги: изготавливают элемент сравнения из материала, аналогичного или близкого по свойствам материалу колонны, мониторинг которой производится; устанавливают элемент сравнения вблизи первого фиксированного массива датчиков изолированно от колонны; получают данные о коррозионном состоянии элемента сравнения от датчиков и микропроцессоров, соответствующих указанному элементу; сравнивают данные, относящиеся к элементу сравнения, с данными, относящимися к секции колонны, мониторинг которой производится.
25. Способ по любому из пп.22-24, отличающийся тем, что множество массивов датчиков и электрически соединенных с ними микропроцессоров устанавливаются на множество пространственно разделенных секций насоснокомпрессорной трубы или обсадной колонны либо и насосно-компрессорной трубы, и обсадной колонны.
26. Способ по любому из пп.22-25, отличающийся тем, что он включает дополнительные шаги: изготавливают защитный кожух из материала, аналогичного или близкого по свойствам материалу секции колонны, мониторинг которой производится; устанавливают защитный кожух таким образом, чтобы закрыть фик сированный массив датчиков на внешней поверхности указанной секции; устанавливают множество датчиков и соединенный с ними микропроцессор на внутреннюю сторону защитного кожуха для образования второго фиксированного массива; получают данные от первого и второго фиксированного массивов датчиков для определения сравнительных данных о коррозионном состоянии внутренней и внешней поверхностей секции колонны, мониторинг которой производится, относительно элемента сравнения.
27. Способ по любому из пп.22-26, отличающийся тем, что, по крайней мере, одна секция насосно-компрессорной трубы или обсадной колонны находится в скважине, осуществляющей добычу нефти.

Фиг. 4