EA004757B1

EA004757B1 - Способ контроля потока текучей среды в подземной формации

Info

Publication number: EA004757B1
Application number: EA200000907A
Authority: EA
Inventors: Дейвид Рандольф Смит
Original assignee: Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В.
Priority date: 1998-03-06
Filing date: 1999-03-04
Publication date: 2004-08-26
Also published as: AU3031499A; CN1292844A; ID25807A; EP1060327A1; AU747413B2; NO20004434L; DE69914462D1; DK1060327T3; BR9908571A; NZ506369A; WO1999045235A1; NO20004434D0; CN1289788C; EA200000907A1; NO317705B1; OA11483A; EP1060327B1; DE69914462T2; CA2321539A1; CA2321539C

Abstract

Описан способ контроля потока текучей среды в подлежащей измерению зоне подземной формации, включающий помещение по меньшей мере одного источника в подземной формации; помещение по меньшей мере одного датчика в подлежащей измерению зоне подземной формации, при этом каждый датчик примыкает по меньшей мере к одному источнику таким образом, что датчик способен измерять изменения текучей среды, вызванные источником; и обеспечение по меньшей мере одного средства для передачи данных по меньшей мере от одного датчика по меньшей мере одному устройству для сбора данных, при этом по меньшей мере одно устройство для сбора данных выполнено с возможностью связи с оператором.

Description

Область применения изобретения

Настоящее изобретение относится к способу измерения расхода текучей среды в подземной формации, в частности, для измерения расходов жидкостей, газов и смешанных текучих сред в подземной формации.

Предшествующий уровень

Последние разработки по промышленной добыче нефти, касающиеся конструктивного оборудования буровых скважин, таких как горизонтальные скважины, скважины с множеством горизонтальных ответвлений, предъявляют новые требования к завершению и техническому оснащению бассейна. Высокопроизводительные горизонтальные скважины в глубоководных условиях, способствующих продвижению и улучшению технологии инструментария инженера-нефтяника, обеспечивают возможность безопасной и бережливой разработки бассейнов.

Известны классические способы мониторинга бассейнов, принимающие в расчет проницаемость (К) и глубину (Н) зоны, вносящих свой вклад в выработку скважины. Этот КН обычно подтверждается периодическим каротажем скважины и, как правило, считается постоянным. КН скважины имеет первостепенное значение для большинства расчетов бассейна. Для горизонтальной скважины или скважины с множеством горизонтальных ответвлений Н буровой скважины, пронизывающей бассейн, определяется способом электрического каротажа, а в последнее время, каротажем в процессе бурения. Однако полученная путем каротажа глубина скважины может оказаться не той Н, которая реально вносит свой вклад в выработку скважины, и, в действительности, Н может изменяться со временем.

В промышленности приняты весьма условные значения допусков на характеристики притока (всасывания) в горизонтальных скважинах и скважинах с множеством горизонтальных ответвлений. Очень важные допуски по характеристикам притока были сделаны на основе поверхностных данных ( например, расходов, давлений, объема воды, извлекаемой из скважины и т. п.), возможных замеров давления в направленном вниз шпуре и эмпирических правил. В действительности эти допуски могут привести к плохой работе скважины, недостаточному контролю бассейна, повреждению комплекта оборудования и, в худшем случае, к катастрофической аварии и обрушению скважины.

Единственным общепринятым способом контроля изменений или потерь в Н, имеющимся в распоряжении инженера-нефтяника, является прокладка кабельного шпура или обсадной трубы, обеспечивающих получение данных по длине продуктивного среза скважины. Такие данные трудно интерпретировать, особенно, для горизонтальных скважин или сква жин под большим углом. Это происходит вследствие неспособности расходомеров измерять 3-х фазные расходы, которые в литературе часто называют задержкой воды или прорывом газа. Такая процедура проведения каротажа, а также способы проведения каротажа, известные из Европейских патентов №№ 04-42188 и 0508894, требуют привлечения сложного оборудования, что приводит к потерям в добыче в процессе сборки и демонтажа каротажного оборудования, а также создает опасность утери оборудования в скважине. Проведение каротажа не всегда возможно ( например, в некоторых подводных комплексах или скважинах, в которых установлен электрический насос с водонепроницаемой изоляцией (Е8Р)). Кроме того, поскольку данные, полученные в результате каротажа, подвергаются интерпретации, от решения о проведении серии добычи-каротажа часто уклоняются. Конечным результатом является то, что добыча поддерживается за счет увеличения размера воздушной заслонки на поверхности. Это может привести к большим повреждениям и, в конечном счете, к фильтрации и аварии в скважине или к выработке большого количества гидратов и к выбросам породы.

Способ, согласно ограничительной части п. 1, формулы изобретения известен из Европейского патента 0442188. В известном способе доплеровский расходомер временно опускают в скважину или кабельный шпур. Другой каротажный зонд, оборудованный средством генерирования и обнаружения оптоволоконного сигнала, известен из Европейского патента № 0508894.

Краткое описание изобретения

Способ, согласно настоящему изобретению, отличается тем, что источник и датчик постоянно установлены в подземной скважине и/или окружающей формации.

Подробное описание изобретения

Способ, согласно изобретению, предусматривает средство для контроля потока текучей среды, при этом под текучей средой понимают жидкости, газы или смеси жидкостей и газов из подземной формации. Измерения осуществляют непосредственно в той зоне, где они необходимы. В случае фонтанирующей скважины измерения могут производиться в то время, пока скважина эксплуатируется. Источник тепла или акустический источник помещают на пути потока текучей среды, и датчики, способные обнаружить изменения температуры или акустического сигнала, помещенные вблизи источников, обнаруживают изменения в текучей среде, вызванные источниками.

Один из вариантов изобретения предусматривает способ контроля потока текучей среды в подлежащей измерению зоне подземной формации. По меньшей мере один источник помещают внутри формации. Место размещения является относительно постоянным, т.е.

источник установлен и затем остается в зоне измерения. В зону измерения также помещают по меньшей мере один датчик. Каждый датчик должен соседствовать с одним или более источником в достаточной близости с последними для измерения изменений в текучей среде, вызванных источником(ами). Также необходимо предусмотреть по меньшей мере одно средство для передачи данных от датчиков по меньшей мере одному устройству для сбора данных. Устройство для сбора данных может быть подземным, расположенным на поверхности или в воздухе, но оно должно иметь возможность связи с оператором. В настоящем описании имеется в виду, что оператором может быть объект, как например, пункт управления, или человек.

Источниками могут быть оптические источники, электрические источники тепла, акустические источники или их комбинация. В качестве примера можно назвать термистеры, оптические нагреватели, постоянные нагревательные элементы, электрические кабели, сонары и генераторы колебаний. Поскольку оптимальным является ограничение сужений в формации, предпочтительными датчиками являются оптические волокна, которые достаточно малы для того, чтобы не оказывать влияния на измерения. Оптические волокна также могут действовать в качестве средства для передачи данных, в результате чего могут служить двум целям. Источники и датчики предпочтительно ориентированы перпендикулярно потоку текучей среды.

Когда подземным образованием является скважина, подлежащая контролю зона течения текучей среды обычно находится внутри буровой скважины, будь она вертикальной, горизонтальной или наклонной. Средством для размещения датчиков и каналов передачи данных без искажений являются полые трубчатые элементы.

Способ согласно настоящему изобретению позволяет реализовать хорошо применимую к скважине технологию, известную как М1сго Орйса1 Зепщпд Тес1шо1оду (МО8Т). МО8Т обеспечивает возможность минимизации воспринимающей и считывающей аппаратуры в работающем под водой оборудовании. Существенным является то, что нефтяная и газовая окружающие среды в скважине имеют ограниченную геометрию и неблагоприятные условия температуры и давления. МО8Т способна функционировать в этих условиях благодаря ее способности использовать каналы связи для данных с очень малым диаметром ( оптические волокна), а также датчики, которые могут выдерживать температуры выше 200°С.

Поскольку источники, датчики и каналы связи для данных постоянно установлены в желательной зоне формации, нет необходимости для внедрения в скважину, как например, при проведении каротажа. Способ может обеспечить постоянную профильную характеристику притока формации на основе реального времени, при этом можно осуществить мониторинг во множестве точек индикации потока вдоль формации.

Далее в качестве примера приведено применение источников тепла и температурных датчиков. Ряды электрически или оптически питаемых источников тепла могут быть помещены вдоль оси буровой скважины параллельно рядам температурных датчиков. Источники тепла могут иметь множество форм, включая, но не ограничиваясь ими, одномоментные нагревательные элементы, например, термистеры, оптические нагреватели, или постоянный нагревательный элемент, например, электрический кабель.

Температурными датчиками предпочтительнее, являются одно или множество оптических волокон. Волокна могут быть проложены в скважине с использованием многочисленных средств или в параллельной геометрии. Примером прокладки, которая будет защищать волокна от воздействия водорода, является размещение температурных датчиков и каналов связи для данных в небольших полых элементах, например, в трубах. Система индикации потока образована путем помещения оптических волокон в текущей струе перед нагревателями, после нагревателей, или и перед нагревателями, и после нагревателей. Другие варианты используют оптические волокна и нагреватели, проложенные параллельно друг другу в конфигурации обмотки, когда один элемент окружает другой, а также множестве конфигураций иной геометрии. В предпочтительном варианте источник тепла и температурные датчики размещают перпендикулярно жидкости или текучей среде, текущей в буровой скважине, с тем, чтобы источник тепла нагревал текучую среду, а температурные датчики измеряли температурные изменения в потоке текучей среды, текущем поверх источника тепла. Эта система затем образует серию классических тепловых расходомеров в соответствии со следующим упрощенным уравнением теплового потока = АСр(Т2-Т1), где

О - переданное тепло (ВТЕ/ч);

А - массовый расход текучей среды (жидкости) (фунт/ч);

с_р - удельная теплоемкость текучей среды (жидкости) (ВТЕ/фунт°Е).

Точность расходомера зависит от точности данных об удельной теплоемкости текущих жидкостей (текучих сред). Удельная теплоемкость жидкостей (текучих сред) в скважине будет изменяться со временем, текущими давлениями и условиями резервуара (например, образованием в скважине водяного конуса).

Оптимальная добыча скважины требует, чтобы источник тепла и устройство для измерения температуры были небольшими и не вне5 дренными во внутренний диаметр буровой скважины. Прокладка без внедрения обеспечивает возможность иметь полностью открытую скважину, что дает возможность осуществить методики стимулирования, сдавливания или каротажа посредством комплектования постоянно установленными источниками, датчиками и каналами связи данных.

Предпочтительными датчиками и/ или каналами связи для данных в настоящем изобретении являются оптические волокна. Оптические волокна представляют собой специальные стеклянные волокна, которые могут иметь множество различных покрытий и которые изготавливают посредством различных способов, воздействуя на их оптические характеристики. Оптические волокна проявляют резкое снижение функциональных возможностей под воздействием водорода, а в потоке подземных вод они легко доступны для носителей водорода. Поэтому волокна должны быть помещены в защитную оболочку. Однако другие характеристики оптических волокон позволяют одному волокну считывать множество изменений вдоль длины волокна, что является явным преимуществом.

Волокна могут применяться в нефтяных и газовых скважинах в сочетании с устройствами ΟρΙίοαΙ Ите Эс1ау ВсГ1сс1отс1гу (ΟΤΌΒ) (обычно упоминается как истинное измерение). Истинное считывание вдоль волокна осуществляется путем применения квантовой электродинамики (ОЕЭ). ОЕЭ относится к области субатомных ( внутриатомных) частиц, как, например, фотонов, электронов и т.д.. В таком применении интерес представляют фотоны, перемещающиеся сквозь очень характерную стеклянную внутриатомную матрицу. Вероятность или вероятностная амплитуда фотона, взаимодействующего с двуокисью кремния внутриатомной структуры, известна для каждого специализированного оптического волокна. Полученное в результате этого обратное рассеяние света как функции тепловых воздействий в стеклянной внутриатомной структуре имеет очень хорошо известную взаимосвязь с абсолютным показателем преломления оптического волокна. Знание мощности и частоты излучения накачки или возбуждения оптического волокна позволяет рассчитать прогнозируемые излучение и частоту, испускаемые или рассеиваемые на заданной длине вдоль оптического волокна.

В способе согласно настоящему изобретению для измерения потока в скважинах используют ΟΤΌΒ и тепловые и/или акустические источники. Можно подвергнуть мониторингу изменения потока со временем, обеспечивая качественные измерения на постоянной основе в реальном времени. Зная используемые стекло и излучение лазера, можно с помощью ΟΤΌΒ измерить мощность обратного рассеяния в соответствии со следующим уравнением

Р_ы (1) = 1/2 Ро Δ ΐν₈ С, ΝΑ² ехр (I - 2 абх), где

Р_Ь8 = мощность обратного рассеяния, возвращающегося с расстояния 1;

Р_о = мощность излучения;

Δ1 = ширина хронирующего импульса источника, в единицах времени;

V = групповая скорость;

С, = постоянная обратного рассеяния;

ΝΑ = численный размер отверстия волокна; и а = суммарные потери на затухание.

С помощью ΟΤΌΒ можно последовательно и с большой воспроизводимостью измерять изменения обратного рассеяния как функции температуры, вызванной волновым импульсом лазерного излучения в оптическом волокне, с помощью С, и а

С = (аЭот (α.,)· ·Ρ·/ρ.(а..Е и

а = а · + Рс/РфаД где а_г = коэффициент обратного рассеяния Рамана;

а, = коэффициент обратного рассеяния Рэлея;

( )·_Ο = параметр, связанный с сердцевиной волокна;

( )С1 = параметр, связанный с покрытием волокна; и

Р_С1 / Р_сум_марн = номинальная суммарная мощность покрытия, наличие которой обусловлено бесконечно малыми волновыми эффектами.

Оборудование ΟΤΌΒ включает лазерный источник, оптическое волокно, направленный вариометр связи, соединенный с волокном, оптоэлектронный приемник, оборудование для обработки сигнала и получения данных.

Способ согласно настоящему изобретению обеспечивает возможность выполнения простых операций в направленном вниз шпуре без вмешательства с поверхности, а также возможность контроля в направленном вниз шпуре рабочей характеристики бассейна с использованием сейсмической 4Ό технологии и других технологий. Настоящее изобретение также применимо и к другим процессам, связанным с течением текучих сред (например, к транспортировке по трубопроводам, процессам рафинирования и т. п.).

Claims

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

1. Способ контроля притока текучей среды в подземной формации, окружающей скважину, включающий размещение по меньшей мере одного источника возмущения текучей среды и по меньшей мере одного датчика, способного измерять изменения в текучей среде, вызванные источником, обеспечение по меньшей мере одΊ ного средства для передачи данных от каждого по меньшей мере одного упомянутого датчика по меньшей мере одному устройству для сбора данных, имеющему возможность связи с оператором, при этом источник и датчик постоянно установлены в приточной зоне в окружающей буровую скважину подземную формацию и обеспечивают возможность получения постоянной профильной характеристики притока формации в реальном времени.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что упомянутый источник выбирают из группы, включающей оптический источник, электрический источник тепла, акустический источник или их комбинацию.
3. Способ по п.2, отличающийся тем, что упомянутый источник выбирают из группы, включающей термистер, оптический нагреватель, постоянный нагревательный элемент, электрический кабель, сонар, генератор колебаний и их комбинацию.
4. Способ по п.1, отличающийся тем, что упомянутый датчик представляет собой одно или более оптическое волокно.
5. Способ по п.1, отличающийся тем, что один или более из упомянутых датчиков и один или более из упомянутых источников ориентированы перпендикулярно упомянутому потоку текучей среды.
6. Способ по п.4, отличающийся тем, что упомянутые датчики и каналы связи для данных развернуты в полых трубчатых элементах.