EA012777B1 - Устройство и способы для получения измерений под нижними элементами сдвоенного уплотнительного узла - Google Patents
Устройство и способы для получения измерений под нижними элементами сдвоенного уплотнительного узла Download PDFInfo
- Publication number
- EA012777B1 EA012777B1 EA200702476A EA200702476A EA012777B1 EA 012777 B1 EA012777 B1 EA 012777B1 EA 200702476 A EA200702476 A EA 200702476A EA 200702476 A EA200702476 A EA 200702476A EA 012777 B1 EA012777 B1 EA 012777B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- fluid
- pressure
- tool
- lower sealing
- sealing element
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 61
- 238000007789 sealing Methods 0.000 title claims abstract description 56
- 238000005259 measurement Methods 0.000 title claims description 23
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 128
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 27
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 27
- 238000009530 blood pressure measurement Methods 0.000 claims abstract description 10
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 22
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 21
- 230000009977 dual effect Effects 0.000 claims description 12
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 claims description 11
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims description 9
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 9
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 claims description 7
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims description 6
- 239000012267 brine Substances 0.000 claims description 6
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 6
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 6
- -1 diverter Substances 0.000 claims description 4
- 238000012986 modification Methods 0.000 claims description 4
- 230000004048 modification Effects 0.000 claims description 4
- 230000005355 Hall effect Effects 0.000 claims description 3
- 230000005484 gravity Effects 0.000 claims description 3
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims description 3
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 claims 1
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 claims 1
- 239000000835 fiber Substances 0.000 description 32
- 239000013307 optical fiber Substances 0.000 description 26
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 20
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 description 8
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 8
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 8
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 5
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 5
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 5
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 5
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 4
- 238000003466 welding Methods 0.000 description 4
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 3
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 3
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 3
- 230000004941 influx Effects 0.000 description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 3
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 3
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 description 3
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 3
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 239000007769 metal material Substances 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 2
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 2
- 230000004936 stimulating effect Effects 0.000 description 2
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 206010039509 Scab Diseases 0.000 description 1
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 238000005452 bending Methods 0.000 description 1
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 238000005056 compaction Methods 0.000 description 1
- 238000012790 confirmation Methods 0.000 description 1
- 238000006731 degradation reaction Methods 0.000 description 1
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 1
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 1
- 239000011261 inert gas Substances 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 230000005012 migration Effects 0.000 description 1
- 238000013508 migration Methods 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- 238000005457 optimization Methods 0.000 description 1
- 230000010287 polarization Effects 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 229910001220 stainless steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010935 stainless steel Substances 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 238000006467 substitution reaction Methods 0.000 description 1
- 238000004441 surface measurement Methods 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 229920001187 thermosetting polymer Polymers 0.000 description 1
- 230000009466 transformation Effects 0.000 description 1
- 238000000844 transformation Methods 0.000 description 1
- WFKWXMTUELFFGS-UHFFFAOYSA-N tungsten Chemical compound [W] WFKWXMTUELFFGS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052721 tungsten Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010937 tungsten Substances 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 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
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/12—Packers; Plugs
- E21B33/124—Units with longitudinally-spaced plugs for isolating the intermediate space
-
- 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
- E21B47/06—Measuring temperature or pressure
-
- 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
-
- 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
- E21B47/12—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling
- E21B47/13—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling by electromagnetic energy, e.g. radio frequency
- E21B47/135—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling by electromagnetic energy, e.g. radio frequency using light waves, e.g. infrared or ultraviolet waves
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- Electromagnetism (AREA)
- Measuring Fluid Pressure (AREA)
- Pipeline Systems (AREA)
Abstract
Настоящее изобретение обеспечивает способы и устройство для определения скважинного давления во время работ в стволе скважины. Один способ содержит обеспечение инструмента для внутрискважинных работ, содержащего сдвоенный уплотнительный узел, имеющий верхний и нижний уплотнительные элементы кольцевого пространства и отверстие для закачки текучей среды, расположенное между ними, канал для закачки текучей среды, в которой расположен прибор измерения давления, размещение инструмента в расположении уплотнительного узла над областью ствола скважины, предназначенной для проведения внутрискважинных работ, причем прибор измерения давления сообщен с областью ствола скважины под нижним уплотнительным элементом кольцевого пространства, и проведение внутрискважинных работ с перемещением текучей среды из-под нижнего уплотнительного элемента кольцевого пространства к прибору измерения давления для измерения давления под нижним уплотнительным элементом кольцевого пространства во время проведения внутрискважинных работ.
Description
Область техники изобретения
Настоящее изобретение относится, в общем, к способам и устройству для интенсификации притока текучих сред из пластов, несущих углеводороды, другими словами, для увеличения добычи углеводородных нефти и/или газа из пласта и, более конкретно, к способам и устройству для измерения давления под уплотнительными элементами при заканчивании ствола скважины.
Предшествующий уровень техники
Углеводороды (нефть природный газ и тому подобные) добываются из подземных геологических пластов (другими словами, «коллектора»), бурением скважины, которая проходит в несущий углеводороды пласт, что приводит к перепаду давления, обеспечивающему протекание текучих сред из коллектора в скважину. Часто производительность скважины ограничена низкой проницаемостью вследствие естественно непроницаемых коллекторов или вследствие повреждений пласта, обычно возникающих от предшествующей обработки скважины, такой, как бурение.
Для повышения полезной проницаемости коллектора обычно проводят интенсификацию притока текучих сред в скважины. Общепринятая технология интенсификации притока текучих сред состоит из закачки кислоты, которая вступает в реакцию и растворяет повреждение пласта или часть пласта, тем самым, создавая альтернативные пути потока для миграции через пласт углеводородов в скважину. Такая технология, известная как кислотная обработка, (или, в более общем смысле, как кислотная обработка под давлением ниже давления гидроразрыва) может, в конечном счете, быть связана с гидроразрывом пласта, если интенсивность закачки и давление достаточны для создания разрывов в коллекторе.
При интенсификации притока в нефтяных и газовых скважинах необходимо иметь информацию о забое скважины в реальном масштабе времени для оптимизации обработки скважины. Это особенно необходимо при закачке сжимаемых текучих сред, таких, как азот или нитрифицированная жидкость, поскольку измерения на поверхности могут предоставить неточную или задержанную картину состояния на забое скважины.
Существующие технологии обеспечивают возможность получения измерений в скважине в реальном масштабе времени во время работы со сдвоенным пакером. Однако, ни один инструмент, представленный сегодня на рынке, не обеспечивает измерений под низом пакера/элемента. Измерение давления в этом месте работ, например, могло бы существенно повысить эффективность работ, так как может регистрировать перетоки между зонами или утечки через элемент.
ТиЬе Тсс1шо1офс5. 1пс. имеет инструмент для скважинного измерения давления и температуры над элементами и акустической передачи данных. Однако, в настоящее время нет способов и устройств, обеспечивающих измерения давления под нижним элементом и для его передачи в реальном масштабе времени на поверхность.
Опубликованные патентные заявки США № 20050263281, №020055116388, США № 20050236161 и №020055103437 раскрывают способы установления связи между скважинными датчиками и поверхностью для обеспечения возможности принятия решений в реальном масштабе времени на основании данных точных средств измерения давления (точность 0,01%) и температуры (точность 1%), однако, ни одна из этих заявок не описывает измерение давления под низом уплотнительного элемента пакера во время обработки скважины для интенсификации притока скважины и передачи этой информации на поверхность или использование этой информации в реальном масштабе времени для принятия решения во время интенсификации притока, например, для увеличения или уменьшения притока текучих сред в скважину.
Из вышесказанного ясно, что существует необходимость в данной области техники в новых способах и новых инструментах для измерения давления в реальном масштабе времени под нижним элементом сдвоенного пакера или под другими уплотнительными элементами - -потока (такими, как химические барьеры), уплотняющими область интенсификации притока, и использования этой информации в реальном масштабе времени или позже.
Краткое описание изобретения
Согласно настоящему изобретению, созданы способы и системы (на которые в этом документе также имеется ссылка, как на инструменты и скважинные инструменты), обеспечивающие уменьшение или преодоление проблем известных способов и систем. Способы и системы согласно изобретению представляют возможность определения давления под нижним уплотнительным элементом в реальном масштабе времени во время интенсификации притока текучих сред в скважину и проведения других скважинных операций в коллекторе, несущем углеводороды.
Первым аспектом изобретения являются способы получения скважинного давления во время проведения одной или нескольких внутрискважинных работ, причем один способ включает обеспечение инструмента для внутрискважинных работ, содержащего сдвоенный уплотнительный узел, имеющий верхний и нижний уплотнительные элементы кольцевого пространства и отверстие для закачки текучей среды, расположенное между ними, канал для закачки текучей среды, в котором расположен прибор измерения давления; размещение инструмента в расположении сдвоенного уплотнительного узла в области ствола скважины, предназначенной для проведения внутрискважинных работ, причем прибор для измерения давления сообщен с областью ствола скважины под нижним уплотнительным элементом кольце
- 1 012777 вого пространства; и проведение внутрискважинных работ с перемещением текучей среды из области под нижним уплотнительным элементом кольцевого пространства к прибору измерения давления, таким образом, обеспечивая измерение давления под нижним уплотнительным элементом кольцевого пространства при внутрискважинных работах.
Способы согласно изобретению могут дополнительно содержать мониторинг перемещения текучей среды для обработки пласта в коллекторе с помощью измерения давления, необязательно используя один или несколько иных датчиков для измерения параметров, таких, как состав, температура, минерализация, удельное электрическое сопротивление, оптические свойства, определение перепадов расхода с помощью мониторинга, программирования, видоизменения, и/или измерения одного или нескольких параметров, выбранных из температуры, давления, вращения вращателя, измерения эффекта Холла, объема закачиваемой текучей среды, интенсивности потоков текучей среды, путей текучей среды (кольцевое пространство, насосно-компрессорная труба или оба), кислотность (рН), состав текучей среды (кислота, отклонитель, рассол, растворитель, абразив и подобное), проводимость, сопротивление, мутность, цвет, вязкость, плотность, удельный вес и их комбинации, когда датчики установлены на инструменте или в инструменте. Способы в соответствии с изобретением могут быть использованы во время закачки инертных и реакционноспособных текучих сред. Способы в объеме настоящего изобретения включают в себя регулирование давления, интенсивности потока закачки, температуры и состава текучей среды для обработки пласта по результатам измеренного давления и других выполненных необязательных измерений, и способы, которыми выполняется этап регулирования в реальном масштабе времени. Другие способы согласно изобретению, включают в себя прикрепление инструмента к концу гибкой насоснокомпрессорной трубы, проходящей, по существу, вдоль всей длины скважины, и закачивание текучей среды с разных путей потока. В способах согласно изобретению давление и, выборочно, один или несколько параметров измеряются в совокупности точек вверх и вниз по потоку от точки закачки. Одним преимуществом систем и способов согласно изобретению является то, что объемы текучей среды и время, необходимое для проведения внутрискважинных работ, могут быть оптимизированы. С помощью более точного определения размещения текучей среды или (текучих сред), которые могут включать, или не включать твердые частицы, например, суспензий, и наличие утечек текучих сред через уплотнительный элемент сдвоенного уплотнительного узла, способысогласно изобретению могут содержать управление закачкой с помощью одного или нескольких управляющих устройств и/или операций для отклонения и/или размещения текучих сред в нужном месте, которое определено задачами работы.
Способы согласно изобретению могут применять алгоритм интерпретации построения кривой для давления на забое скважины для идентифицирования областей, в случае скважин с открытым стволом, которые с готовностью принимают текучие среды (другими словами, приток не нулевой), когда текучая среда любого из типов, например кислота, рассол, пены и им подобные закачиваются с использованием труб во время кислотной обработки под давлением ниже давления гидроразрыва. Эти способы содержат создание диагностических графиков температуры, как производной от времени и глубины гибкой насосно-компрессорной трубы, ΐ*6Τ/άΐ и Ό*άΤ/άΌ, где Т=температура, 1=время. Э=СТ глубина, выборочно, если данные получены в реальном масштабе времени или не в реальном масштабе времени, выборочно «приглаженные» для сокращения каких-либо «помех» в данных (если необходимо), и затем, используемые для интерпретации формы кривой, чтобы определить «активные» области коллектора, которые с готовностью принимают, в самой малой степени принимают или отвергают закачиваемые текучие среды. Способы такого типа дополнительно раскрыты в опубликованной заявке номер 11/750068, находящейся в стадии рассмотрения.
Во всех способах и системах согласно изобретению, в которых в первую очередь используется инструмент, прикрепленный к гибкой насосно-компрессорной трубе (ГНКТ) и ей переправляемого, труба может быть выбрана из гибкой насосно-компрессорной трубы и трубы, разделенной на секции, соединенные любым средством (сваркой, свинчиванием, на фланцах и подобными) и их сочетанием.
Примеры способов согласно изобретению включают в себя оценку, видоизменение и/или программирование внутрискважинных работ в реальном масштабе времени для обеспечения эффективного отклонения отрабатывающей текучей среды в коллекторе.
Способы, согласно изобретению, могут использоваться до, во время и после обработки и в любом сочетании.
Другим аспектом настоящего изобретения являются устройства, одно из которых содержит инструмент для проведения внутрискважинных работ, содержащий сдвоенный уплотнительный узел, имеющий верхний и нижний уплотнительные элементы кольцевого пространства, поддерживаемые корпусом, имеющим продольный канал для закачки текучей среды с расположенным в нем прибором измерения давления и отверстие для закачки текучей среды, расположенное в корпусе между уплотнительными элементами, и соединение для сообщения прибора измерения давления с областью ствола скважины под нижним уплотнительным элементом для измерения давления текучих сред ствола скважины под нижним уплотнительным элементом во время внутрискважинных работ.
Способы и системы изобретения будут более, понятны после рассмотрения нижеследующих краткого описания чертежей, подробного описания изобретения и формулы изобретения.
- 2 012777
Краткое описание чертежей
Фиг. 1 изображает вид сбоку в разрезе известного устройства, способного измерять давление между уплотнительными элементами сдвоенного пакера, но не способного обеспечить измерение давления внутрискважинных текучих сред под нижним уплотнительным элементом сдвоенного пакера.
Фиг. 2 - вид сбоку в разрезе известного устройства высокопроизводительного инструмента для гидроразрыва пласта, которое способно закачивать обрабатывающую текучую среду или иную текучую среду в область пласта, включающее в себя гибкую насосно-компрессорную трубу, соединительное устройство гибкой насосно-компрессорной трубы и сдвоенный пакер.
Фиг. 3 и 4 изображают виды сбоку двух вариантов осуществления устройства согласно изобретению, обеспечивающего возможность измерения давления под нижним уплотнением.
Следует заметить, однако, что прилагаемые чертежи не масштабные и иллюстрируют только обычные варианты осуществления настоящего изобретения и поэтому не могут считаться ограничивающими его объем, поскольку изобретение может допускать возможность других также эффективных вариантов осуществления изобретения.
Подробное описание
В следующем описании многочисленные подробности изложены для обеспечения понимания настоящего изобретения. Однако специалистам в данной области техники будет понятно, что настоящее изобретение может быть практически применено без этих деталей и возможны многочисленные вариации и видоизменения вариантов осуществления изобретения. В этом отношении, перед тем как объяснить подробно по меньшей мере один вариант осуществления изобретения, следует понять, что изобретение не ограничивается в своем приложении подробностями конструкции и устройством компонентов, изложенном в следующем описании или иллюстрируемом чертежами. Изобретение допускает иные варианты осуществления и практического применения и выполнения в различных видах. Также надо понимать, что фразеология и терминология, применяемая в этом документе, предназначена для описания и ее не следует расценивать, как ограничивающую.
Термин «месторождение», как он используется в этом документе, является общим термином, включающим в себя любой, несущий углеводороды геологический пласт или пласт, включающий в себя углеводороды, включая наземные и морские месторождения. Как это используется в данном документе, при обсуждении потока текучей среды, термины «отклонять», «отклоняющий» и «отклонение» означают изменение направления, месторасположения, величины, или всех этих факторов всего или части протекающей текучей среды. «Ствол скважины» может быть стволом скважины любого типа, включая, добывающие скважины, не добывающие скважины, экспериментальные скважины, и им подобные, но, не ограничиваясь ими. Стволы скважины могут быть вертикальными, горизонтальными, наклоненными под некоторым углом между вертикальными и горизонтальными и их сочетаниями, например вертикальная скважина с невертикальной секцией.
Фиг. 1 является воспроизведением фиг. 6 из опубликованной патентной заявки США 20050263281, на которой схематично проиллюстрировано проведение кислотной обработки под давлением ниже давления гидроразрыва с использованием известного устройства с гибкой насосно-компрессорной трубой, содержащего оптоволоконный фал 11, обрабатывающая текучая среда вводится в ствол 10 скважины через гибкую насосно-компрессорную трубу 1.
Обрабатывающая текучая среда может вводиться с использованием одного из различных инструментов, предназначенных для этой цели, известных в технике, например, сопел, прикрепленных к гибкой насосно-компрессорной трубе. В варианте на фиг. 1 текучая среда, которая вводится в ствол 10 скважины, предохраняется от ухода из зоны обработки барьерами 3 и 5. Барьеры 3 и 5 могут быть механическими барьерами, такими, как надувной пакер, или химическими разделителями, такими как подушка или пенный барьер.
Предпочтительно при проведении кислотной обработки под давлением ниже давления гидроразрыва размещать обрабатывающую текучую среду в надлежащей зоне или зонах в стволе 10 скважины. В предпочтительном варианте осуществления изобретения оптический датчик 7, способный определять глубину, может быть использован для определения месторасположения забойного устройства, обеспечивающего текучую среду кислотной обработки под давлением ниже давления гидроразрыва. Оптический датчик 7 соединен с оптоволоконным фалом 11 для установления связи месторасположения в стволе 10 скважины с поверхностным оборудованием управления, чтобы представлять возможность оператору активировать введение обрабатывающей текучей среды в оптимальном месте.
Настоящее изобретение позволяет проводить мониторинг параметров в реальном масштабе времени таких, как скважинные давление и температура, рН в скважине, количество выпавшей фазы, сформированной в результате взаимодействия обрабатывающих текучих сред и пласта, температуры текучей среды, каждый из которых полезен для мониторинга хода проведения кислотной обработки под давлением ниже давления гидроразрыва. Датчик 9 для измерения таких параметров (например датчик для измерения давления температуры или рН или регистрации формирования выпавшей фазы) может быть соединен с оптоволоконным фалом 11, установленным внутри гибкой насосно-компрессорной трубы 1. Затем может устанавливаться связь измерений с оборудованием на поверхности через оптоволоконный фал 11.
- 3 012777
Измерения в реальном масштабе времени скважинного давления, например, полезны для мониторинга и оценки корки пласта, таким образом, позволяя оптимизировать интенсивность закачки текучей среды интенсификации притока, или позволяя регулировать концентрации относительных пропорций приготовления смеси текучей среды, или относительной пропорции приготовления смеси текучей среды и твердых химикатов. При перемещении гибкой насосно-компрессорной трубы измерения скважинного давления в реальном масштабе времени могут регулироваться с помощью вычитания эффектов свабирования и гидроудара, чтобы принять во внимание перемещение гибкой насосно-компрессорной трубы. Еще одним использованием скважинного давления в реальном масштабе времени является поддержание давления в стволе скважины от закачки текучей среды ниже необходимого порогового уровня. Во время проведения кислотной обработки под давлением ниже давления гидроразрыва, например, важно чтобы поверхность ствола скважины контактировала с обрабатывающей текучей средой. Если давление в стволе скважины слишком велико, пласт будет разрываться, и обрабатывающая текучая среда будет нежелательно протекать в разрывы. Способность измерения скважинного давления в реальном масштабе времени особенно полезно при вспененных текучих средах. При закачивании невспененных текучих сред, скважинное давление в некоторых случаях может быть определено по измерениям на поверхности с учетом известных формул потери трения в стволе скважины, но такие способы не являются вполне установленными для использования с вспененными текучими средами. Понятно, что известные устройства не обеспечивают возможности измерения давления скважинных текучих сред ниже уплотнительного элемента 5.
Способ и устройство согласно настоящему изобретению представляют возможность определения давления скважинного в реальном масштабе времени. Давление может быть измерено под низом уплотнительного элемента сдвоенного уплотнительного узла во время проведения внутрискважинных работ. Давление может использоваться для определения состояния скважины под уплотнительным элементом. Давление под уплотнительным элементом может быть использовано для определения целостности уплотнения элемента с обсадной трубой и/или определения целостности уплотнения снаружи обсадной трубы.
Фиг. 2 иллюстрирует на виде сбоку в разрезе известный инструмент 20 для высокопроизводительной закачки текучей среды между уплотнительными элементами при одном типе внутрискважинных работ. Инструмент 20 содержит соединительное устройство 22 для соединения с гибкой насоснокомпрессорной трубой 24 или другими нефтепромысловыми трубными элементами. Инструмент 20 включает в себя канал 26, имеющий большой внутренний диаметр, и верхнее и нижнее уплотнения 28, 30, между которыми расположено одно или несколько отверстий 34 для закачки текучей среды. Отверстия для закачки текучей среды могут быть равномерно или неравномерно разнесены вокруг инструмента, и могут быть размещены в одном месте (на одном уровне) или в разных местах на инструменте, поскольку они находятся между уплотнительными элементами 28, 30. Внизу инструмент имеет коническую заглушку для предотвращения перемещения текучей среды. Очень трудно определить, что происходит в скважине с этим типом инструмента по измерениям на поверхности. Например, ошибки в широких диапазонах вносятся в измерения, если текучая среда имеет возможность сжатия или содержит сжимаемую текучую среду, такую как азот.
Устройство 40 согласно первому варианту осуществления настоящего изобретения иллюстрируется на виде сбоку в разрезе на фиг. 3. Вследствие большого внутреннего диаметра канала 26 устройства измерительный прибор 42 размещен в кожухе устройства, и может поддерживаться и центрироваться в нем деталями 44, 46, хотя центрирование не является существенным. Сквозное отверстие выполнено в конической заглушке 32 для прохождения конца 54 трубы 52 из под нижнего уплотнения 30 к измерительному прибору 42. Измерительный прибор 42 может измерять давление обработки, температуру в скважине, глубину с помощью определения местоположения муфт обсадной колонны и другие параметры, как рассматривается в этом документе, также, как давление под нижним уплотнением. Измерения давления в реальном масштабе времени под уплотнительным элементом 30 является уникальным для этого изобретения и обеспечивает преимущества по сравнению с известными решениями. Измерением давления под нижним уплотнительным элементом оператор может определить (через соединение для установления связи), есть ли утечки через нижний уплотнительный элемент 30, и также, есть ли перетоки из одной зоны коллектора в другую. Это обеспечивает возможность изменения проведения внутрискважинных работ в реальном масштабе времени и оптимизировать обработку. Эти данные могут быть оценены в реальном масштабе времени для определения того, нужна ли другая обработка зоны.
Фиг. 4 иллюстрирует устройство 60 согласно другому варианту осуществления изобретения, который отличается от устройства 40, показанного на фиг. 3 включением в себя большего числа соединений 58, 59 в нижнем конце устройства для перемещения текучей среды к измерительному прибору 42. Другой альтернативой, не иллюстрируемой, может быть обеспечение больше, чем одной трубы 52 для сообщения области ствола скважины под нижним уплотнительным элементом 30 с измерительным прибором 42. Пунктирные линии на фиг. 4 иллюстрируют путь текучей среды, как она могла бы прокачиваться с поверхности, в коллектор. Текучая среда может быть жидкостью, газом, пеной, гелем или их сочетанием и может содержать твердые частицы в известных вариантах осуществления изобретения, и может содер
- 4 012777 жать один или больше составов и комбинаций компонентов. Заметим, что измерения, отличные от давления, могут переноситься из под нижнего уплотнительного элемента 30, с использованием любого варианта осуществления изобретении.
Устройства и способы согласно изобретению могут включать в себя установление связи поверхность/инструмент через один или несколько коммуникационных звеньев 56, включающих в себя, но не ограниченных, передачей по твердотянутому проводу, оптическому волокну, радио или микроволновую. Одним подходящим оптоволоконным соединением являются оптоволоконные фалы, описанные в опубликованной патентной заявке США № 20050236161. Фалы, описанные в этом документе, содержат волновод в оптоволоконной трубе, обеспечивающей жесткость, которые являются стойкими к текучим средам, встречающимся в нефтепромысловых приложениях, и рассчитаны на условия высокой температуры и высокого давления, окружающей ствол скважины среды. Обычно волновод в оптоволоконной трубе это металлический материал, и в некоторых вариантах осуществления изобретения содержит металлические материалы, такие, как 1псопе1 (К.ТМ), нержавеющая сталь, или НаЧеИоу (К.ТМ). Хотя оптоволоконные трубы, изготовленные любым способом, могут быть использованы в настоящем изобретении, оптоволоконные трубы лазерной сварки могут быть особенно эффективными, поскольку, зона теплового воздействия, созданная лазерной сваркой, обычно меньше, чем зона, созданная другими способами, такими как сварка вольфрамовым электродом в среде инертного газа, таким образом, сокращая возможность повреждения оптического волокна во время сварки.
Хотя размеры таких оптоволоконных труб малы (например диаметр таких изделий, имеющихся в продаже у К-ТиЬе, 1пс о! СаШотша, США, находится в диапазоне от 0,5 до 3,5 мм), они имеют достаточное внутреннее свободное пространство для размещения многочисленных оптических волокон. Малый размер таких оптоволоконных труб является особенно полезным в настоящем изобретении, поскольку они не уменьшают способность трубных элементов вмещать текучие среды и не создают препятствий другим приборам или оборудованию, которое нужно развернуть в трубных элементах, или через них.
В некоторых вариантах осуществления изобретения оптоволоконная труба может содержать волновод с наружным диаметром от 0,071 до 0,125 дюймов (3,175 мм), сформированный вокруг одного или нескольких оптических волокон. В конкретных вариантах осуществления изобретения могут использоваться стандартные оптические волокна, и волновод не более, чем 0,020 дюймов (0,508 мм) толщиной. Хотя диаметры оптических волокон, защитной трубы, и толщины защитной трубы, приведенные здесь, являются примером, заслуживает внимания то, что внутренний диаметр защитной трубы может быть большим, чем необходимо для плотной укладки оптических волокон.
В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения оптоволоконная труба 56 может содержать многочисленные оптические волокна, которые могут быть установлены в волноводе. В некоторых приложениях конкретное скважинное устройство может иметь свое выделенное оптическое волокно, или каждое устройство из группы может иметь свое выделенное оптическое волокно внутри оптоволоконной трубы. В других приложениях ряд устройств могут использовать единственное оптическое волокно.
Типичная конфигурация для работ в стволе скважины с использованием гибкой насоснокомпрессорной трубы может иметь возможность также применяться в настоящем изобретении. Наземное оборудование для проведения работ может включать в себя систему закачки на несущей конструкции, компоновку барабана гибкой насосно-компрессорной трубы на основании, платформу, трейлер, грузовик или другое такое устройство. Известным образом насосно-компрессорная труба может быть развернута в скважине или поднята из нее с использованием устьевого подающего устройства. Оборудование может дополнительно включать в себя механизм укладки для направления гибкой насосно-компрессорной трубы на барабан и с барабана. Гибкая насосно-компрессорная труба обычно проходит сверху направляющей арки, которая обеспечивает радиус изгиба для перемещения трубы в вертикальную ориентацию для подачи через устьевые устройства в ствол скважины. Насосно-компрессорная труба проходит от направляющей арки насосно-компрессорной трубы в головку подачи, которая захватывает насоснокомпрессорную трубу и толкает ее в скважину. Компоновка для спускоподъема колонны труб под давлением поддерживает динамическое и статическое уплотнение вокруг насосно-компрессорной трубы для удерживания скважинного давления в скважине, когда насосно-компрессорная труба проходит в устройства устья скважины под скважинным давлением. Затем гибкая насосно-компрессорная труба обычно перемещается через блок противовыбросовых превенторов (ПВО) и фонтанный тройник и фонтанную задвижку устья скважины или задвижку фонтанной арматуры. Когда гибкая насосно-компрессорная труба, установленная на барабане, развертывается в ствол скважины или извлекается из него, барабан гибкой насосно-компрессорной трубы вращается.
Оптоволоконная труба может быть вставлена в гибкую насосно-компрессорной трубу через средство любой разновидности. Один вариант осуществления изобретения содержит прикрепление шланга к барабану, другим концом шланг прикрепляется к Υ-образному звену. В этой конфигурации оптоволоконная труба может вводиться в ногу Υ-образного звена и текучая среда прокачиваться через эту ногу. Сила тяги текучей среды, приложенная к оптоволоконной трубе, затем продвигает трубу по шлангу и в барабан. Было обнаружено, что когда наружный диаметр фала меньше 0,125 дюймов (3,175 мм) такая
- 5 012777 низкая производительность насоса, как 1-5 баррелей в минуту (2,65-13,25 л в секунду) является достаточной, чтобы продвинуть фал по всей длине гибкой насосно-компрессорной трубы, даже когда она намотана на барабан.
В способах и устройствах настоящего изобретения, текучая среда, такая как газ или вода, может быть использована, чтобы продвинуть оптоволоконную трубу 56 в трубу 24. Обычно оптоволоконная труба 56 установлена в прокачиваемой текучей среде незакрепленной. Когда текучая среда прокачивается по трубному элементу, оптоволоконная труба имеет возможность без ограничения ориентироваться в трубном элементе без использования внешних устройств, таких, как болванки для транспортировки или размещения, или ограничивающие крепления. В частных вариантах осуществления изобретения закачивается текучая среда, и оптоволоконная труба или трубы развертываются в гибкой насоснокомпрессорной трубе в то время, когда гибкая насосно-компрессорной труба находится в состоянии, намотанном на барабан. Эти варианты осуществления изобретения обеспечивают преимущества для логистики, так как оптоволоконная труба или трубы могут быть развернуты в гибкой насосно-компрессорной трубе на заводе-изготовителе или в другом месте, удаленном от площадки скважины. Следовательно, насосно-компрессорная труба, оборудованная оптоволоконной трубой, может транспортироваться и развертываться на - промысле, как единое устройство, таким образом, сокращая стоимость и упрощая проведение работ. Еще находясь на барабане, оптоволоконная труба 56 может быть соединена с измерительным прибором 42. Альтернативно, в конкретных вариантах осуществления изобретения может быть возможным переправлять оптоволоконную трубу 56 и измерительный прибор 42 вместе через гибкую насосно-компрессорную трубу.
Насосно-компрессорная труба, оборудованная оптическим волокном, может использоваться в обычных работах в стволе скважины, таких как обеспечение текучей среды интенсификации притока к подземному пласту через гибкую насосно-компрессорную трубу. Одним преимуществом настоящего изобретения является то, что оптоволоконная труба 56 допускает воздействие различных обрабатывающих текучих сред, которые могут прокачиваться в гибкой насосно-компрессорной трубе, в частности, оптоволоконная труба или трубы могут выдерживать абразивное воздействие проппанта или песка и воздействие коррозионных текучих сред, таких, как кислоты. Предпочтительно, чтобы оптоволоконная труба имела конфигурацию круглой трубы с гладким наружным диаметром, такая конфигурация обеспечивает меньше возможности деградации и, следовательно, более длинный срок службы для оптоволоконной трубы.
Насосно-компрессорная труба, оборудованная оптическим волокном, и приборы измерения давления настоящего изобретения полезны для проведения разнообразных работ в стволе скважины, включающих в себя определение совокупности свойств ствола скважины и передачу информации из ствола скважины. Определение включает в себя, для примера, а не в качестве ограничения, сбор информации с использованием оптического волокна, сбор информации с использованием отдельного датчика, определение местоположения устройством на забое и подтверждение конфигурации устройством на забое. Насосно-компрессорная труба, оборудованная оптическим волокном, и измерительные приборы настоящего изобретения могут дополнительно содержать датчики, такие, как оптоволоконные датчики температуры и давления или электронные датчики, присоединенные к электронно-оптическим преобразователям, установленным в стволе скважины и соединенные с поверхностью с помощью оптоволоконной трубы 56. Данные информации, собранной электронными датчиками могут быть преобразованы в аналоговые или цифровые оптические сигналы, с использованием модуляции чисто цифровой, или длины волны, интенсивности или поляризации, которые затем обеспечиваются на оптическое волокно или волокна оптоволоконной трубы 56. Альтернативно, оптическое волокно может собирать информацию о некоторых свойствах напрямую, например, когда оптическое волокно служит распределенным датчиком температуры, или когда оптическое волокно содержит волоконные решетки Брэгга и напрямую собирает информацию о нагрузке, напряжении, растяжении или давлении.
Информация от датчиков, или информация о свойствах, собираемая оптическим волокном может быть связана с поверхностью через канал 56 установления связи, которым может быть оптоволоконная труба. Аналогично, сигналы или команды могут передаваться с поверхности на датчик или скважинное устройство через оптоволоконную трубу 56. В одном варианте осуществления настоящего изобретения установление связи с поверхностью включает в себя беспроводной канал телеметрии, такой, как описан в патентной заявке США № 10/926522. В дополнительном варианте осуществления изобретения устройство беспроводной телеметрии может быть смонтировано на барабане так, чтобы оптические сигналы могли передаваться при вращении барабана без необходимости в сложном устройстве оптического коллектора. В еще одном дополнительном варианте осуществления изобретения, беспроводное устройство, смонтированное на барабане, может включать в себя добавочные оптические соединительные средства для прикрепления наземных оптических кабелей, когда барабан не вращается.
Варианты осуществления изобретения, описанные в данном документе, приведены только в качестве примера, и видоизменения и добавочные компоненты могут быть использованы для улучшения показателей работы устройства в рамках настоящего изобретения.
Способы согласно изобретению могут быть использованы до, во время и после обработки, в любых
- 6 012777 сочетаниях, включая в себя, во время всего этого. Использование одного или нескольких способов в изобретении до обработки коллектора обеспечит возможность расчета повреждения пласта в каждом слое коллектора по измерениям при закачке инертной текучей среды, такой, как рассол, вдоль некоторой части или всей длины ствола скважины. Давление на забое и, необязательно, иные данные, собранные во время испытания приемистости скважины, могут быть интерпретированы в реальном масштабе времени с помощью предложенного способа и «зоны, представляющие интерес», могут быть идентифицированы.
Использование одного или нескольких способов в настоящем изобретении во время геотехнических мероприятий в стволе скважины представят возможность мониторинга и оптимизации обработки в реальном масштабе времени. Данные могут передаваться на поверхность (так например, потоком оптических сигналов) и могут отображаться на компьютерном экране, персональном цифровом сопроцессоре, сотовом телефоне, или другом электронном приборе для интерпретации в реальном масштабе времени. Размещение текучих среда в пласте может быть оптимизировано в реальном масштабе времени использованием отклоняющих агентов, таких, как пена, надувные пакеры для открытого ствола, волокна и подобное, и их сочетания, чтобы отклонить интенсификацию, где необходимо к потенциальным зонам. Например, если установлено, что конкретный слой коллектора не обрабатывается, интенсивность закачки текучих сред, или отклоняемый объем, или тип, могут изменяться или регулироваться, чтобы отклонить обрабатывающую текучую среду к этому слою.
Использование одного или нескольких способов в настоящем изобретении после обработки может представить возможность оценки эффективности обработки с помощью мониторинга закачки инертной текучей среды (такой, как рассол, используемый после промывки) для оценки достигнутой интенсификации притока в каждой зоне. Альтернативно, весь комплекс данных может быть записан и анализироваться после обработки (в том случае, когда оборудования телеметрии нет в наличии).
В примерах вариантов осуществления настоящего изобретения, измерения датчиками, получение данных в реальном масштабе времени, программное обеспечение интерпретации и алгоритмы команд управления могут быть применены для обеспечения эффективного отклонения текучих сред, например, команды и управление могут проводиться по предварительно запрограммированным алгоритмам с подтверждающим сигналом, посылаемым на поверхность, что команды и управление имеют место, при этом управление проводится с помощью управления размещением закачиваемой текучей среды в коллекторе и стволе скважины. В других примерах вариантов осуществления изобретения преимуществом является способность выполнять качественные измерения, которые могут интерпретироваться в реальном масштабе времени, в то время когда гибкая насосно-компрессорная труба или насосно-компрессорная труба из звеньев служат для прокачки. Устройство и способы согласно изобретению могут включать в себя индикацию в реальном масштабе времени перемещения текучей среды (отклонения) от конца трубного изделия на забое скважины, которые могут включать в себя вниз на заканчивание, вверх по кольцевому пространству и в коллекторе. Могут применяться два или несколько расходомеров, например электромагнитных расходомеров или термоактивных датчиков, отнесенных от точки закачки у конца трубного изделия. Другие способы и устройства, обладающие признаками изобретения, могут содержать два идентичных измерения отклонения, разнесенных друг от друга и на достаточное расстояние над отверстиями закачки текучей среды на конце или над измерительными приборами для измерения разницы потока, которую измеряет каждый датчик в сравнении с известным потоком через внутреннюю полость трубного изделия (как измерено на поверхности).
Способы и устройства, обладающие признаками изобретения, могут включать в себя многочисленные датчики, которые расположены и выполняют многочисленные измерения и могут быть адаптированы для измерения потока в гибкой насосно-компрессорной трубе, бурильной трубе и любом другом трубном нефтепромысловом изделии. Текучие среды обработки, которые могут быть жидкими или газообразными, или сочетанием указанного, и/или сочетанием текучих сред и твердых частиц (например суспензии) могут быть использованы в способах интенсификации притока, способам для обеспечения соответствия техническим требованиям, способам для изоляции коллектора для увеличенной добычи или изоляции (не добычи) или сочетания этих способов. Собранные данные могут быть использованы в «программном» режиме на забое скважины. Альтернативно или в дополнение получение данных на поверхности может быть использовано для «действий» оператора по принятию решений в реальном масштабе времени, когда оператор действует посредством управления параметрами на поверхности и на забое скважины. Оптоволоконная телеметрия может быть использована для защиты информации, такой как, но, не ограничиваясь этим, давление, температура, месторасположение муфт обсадной колонны и другой информации вверх по стволу скважины.
Способы и устройства, обладающие признаками изобретения, могут использоваться в любом типе геологического пласта, например, но не ограничиваясь этим, коллекторах в карбонатных пластах и пластах песчаника, и может использоваться для оптимизации размещения обрабатывающих текучих сред зоны, например максимизировать покрытие ствола скважины и отвод от зон высокой проницаемости и водогазовых зон, чтобы максимизировать их интенсивность закачки для оптимизации числа Дамколера и время местонахождения текучей среды в каждом слое, и их совместимость для обеспечения правильной последовательности и оптимального состава текучих сред в каждом слое.
- 7 012777
Хотя конкретные варианты осуществления изобретения были раскрыты в этом документе с некоторыми подробностями, это было сделано с единственной целью описания различных признаков и аспектов изобретения и не направлено на ограничение объема изобретения. Предполагается, что различные замещения, преобразования и/или видоизменения, включая в себя, но не ограничиваясь реализацией вариаций, которые предложены в этом документе, могут быть выполнены в раскрытых вариантах осуществления изобретения в объеме изобретения, который определен в прилагаемой следующей формуле.
Claims (20)
1. Способ получения измерений в скважине, содержащий следующие стадии:
обеспечение инструмента для внутрискважинных работ, содержащего сквозной уплотнительный узел, имеющий верхний и нижний уплотнительные элементы кольцевого пространства и отверстие для закачки текучей среды, расположенное между ними, канал для закачки текучей среды, в которой расположен прибор измерения давления;
размещение инструмента в расположении сдвоенного уплотнительного узла над областью ствола скважины, в коллекторе, предназначенном для проведения внутрискважинных работ, причем прибор измерения давления сообщен с областью ствола скважины под нижним уплотнительным элементом кольцевого пространства; и проведение внутрискважинных работ с перемещением текучей среды из области под нижним уплотнительным элементом кольцевого пространства к прибору измерения давления, таким образом, обеспечивая измерение давления под нижним уплотнительным элементом кольцевого пространства при внутрискважинных работах.
2. Способ по п.1, который дополнительно содержит мониторинг перемещения обрабатывающей текучей среды для обработки пласта или другой текучей среды посредством измерения давления.
3. Способ по п.2, который содержит обеспечение по меньшей мере одного датчика в стволе скважины для измерения параметров, выбранных из температуры, минерализации, удельного электрического сопротивления, оптических свойств, дифференциального потока, эффекта Холла, объема прокачиваемой текучей среды, пути текучей среды, кислотности (рН), (кислота, отклонитель, рассол, растворитель, абразив и подобные), проводимости, сопротивления, мутности, цвета, вязкости, удельного веса, плотности и их сочетаний.
4. Способ по п.3, который содержит прикрепление по меньшей мере одного датчика на или в прибор измерения давления перед проведением внутрискважинных работ.
5. Способ по п.1, в котором проведение внутрискважинных работ содержит закачку текучей среды, которая является инертной текучей средой или реакционноспособной текучей средой.
6. Способ по п.1, в котором проведение внутрискважинных работ содержит закачку текучей среды и регулирование параметров, которые выбираются из давления текучей среды, температуры текучей среды и состава текучей среды по результатам измерения давления и, выборочно, других измерений.
7. Способ по п.6, в котором регулирование параметров выполняется в реальном масштабе времени.
8. Способ по п.7, который содержит прикрепление инструмента для проведения внутрискважинных работ к концу гибкой насосно-компрессорной трубы, причем размещение указанного инструмента в скважине содержит подачу гибкой насосно-компрессорной трубы в ствол скважины, а закачка текучей среды содержит закачку текучей среды через гибкую насосно-компрессорную трубу, через канал указанного инструмента и вокруг прибора измерения давления.
9. Способ по п.8, который содержит определение утечки текучей среды через нижний уплотнительный элемент кольцевого пространства.
10. Способ по п.6, который содержит управление закачкой текучей среды с помощью по меньшей мере одного управляющего устройства и/или гидравлических средств для отклонения текучей среды, или размещения текучей среды в заданную область, определенную целями проведения внутрискважинных работ.
11. Способ по п.1, который содержит прикрепление инструмента для проведения внутрискважинных работ к концу трубы, состоящей из секций, соединенных соединениями, выбранными из сварных соединений, резьбовых соединений, фланцевых соединений и их сочетаний.
12. Способ по п.6, который содержит стадии, выбранные из оценки, видоизменения и программирования проведения внутрискважинных работ в реальном масштабе времени для обеспечения эффективного отклонения в коллекторе закаченной обрабатывающей текучей среды.
13. Способ по п.6, который содержит измерение времени прибытия закаченной текучей среды к прибору измерения давления.
14. Способ получения измерений в скважине, содержащий следующие стадии:
обеспечение инструмента для внутрискважинных работ, содержащего сдвоенный уплотнительный узел, имеющий верхний и нижний уплотнительные элементы кольцевого пространства и отверстие для закачки текучей среды, расположенное между ними, канал для закачки текучей среды, в котором расположен прибор измерения давления;
- 8 012777 прикрепление инструмента к концу гибкой насосно-компрессорной трубы и размещение инструмента в расположении сдвоенного уплотнительного узла над областью ствола скважины в коллекторе, предназначенной для проведения внутрискважинных работ, причем прибор измерения давления сообщен с областью ствола скважины под нижним уплотнительным элементом кольцевого пространства; и закачка текучей среды через гибкую насосно-компрессорную трубу через указанный инструмент вокруг прибора измерения давления и в область проведения работ;
измерение давления под нижним уплотнительным элементом кольцевого пространства с использованием прибора измерения давления во время закачки текучей среды; и регулировка параметра, выбранного из давления текучей среды, интенсивности закачки текучей среды, температуры текучей среды, состава текучей среды по результатам измеренного давления текучей среды.
15. Устройство для получения измерений в скважине, содержащее сдвоенный уплотнительный узел, имеющий верхний и нижний уплотнительные элементы кольцевого пространства и отверстие для закачки текучей среды, поддерживаемые корпусом, имеющим продольный канал для закачки текучей среды, в котором расположен прибор измерения давления, и отверстие для закачки текучей среды, расположенное в корпусе между уплотнительными элементами, и соединение для сообщения прибора измерения давления с областью ствола скважины под нижним уплотнительным элементом кольцевого пространства для измерения давления внутрискважинных текучих сред под нижним уплотнительным элементом кольцевого пространства при проведении внутрискважинных работ.
16. Устройство по п.15, которое содержит по меньшей мере один датчик для измерения параметров, выбранных из температуры, минерализации, удельного электрического сопротивления, оптических свойств, дифференциального потока, эффекта Холла, объема прокачиваемой текучей среды, пути текучей среды, кислотности (рН), (кислота, отклонитель, рассол, растворитель, абразив и подобные), проводимости, сопротивления, мутности, цвета, вязкости, удельного веса, плотности и их сочетаний.
17. Устройство по п.15, в котором конец корпуса прикреплен к концу нефтепромыслового трубопровода.
18. Устройство по п.17, в котором нефтепромысловый трубопровод выбран из гибкой насоснокомпрессорной трубы и трубы, состоящей из секций, совмещающихся сваренными секциями, секциями на резьбовых соединениях, секциями на фланцевых соединениях и их сочетаниями.
19. Устройство по п.15, в котором соединение для сообщения прибора измерения давления с областью ствола скважины под нижним уплотнительным элементом кольцевого пространства является единственной трубой, содержащей по меньшей мере одно отверстие, входящее в область ствола скважины под нижним уплотнительным элементом кольцевого пространства.
20. Устройство по п.15, в котором соединение для сообщения прибора измерения давления с областью ствола скважины под нижним уплотнительным элементом кольцевого пространства является совокупностью труб, каждая из которых содержит соответствующее отверстие, выходящее в область ствола скважины под нижним уплотнительным элементом кольцевого пространства.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US86961406P | 2006-12-12 | 2006-12-12 | |
| US11/751,359 US7827859B2 (en) | 2006-12-12 | 2007-05-21 | Apparatus and methods for obtaining measurements below bottom sealing elements of a straddle tool |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA200702476A1 EA200702476A1 (ru) | 2008-08-29 |
| EA012777B1 true EA012777B1 (ru) | 2009-12-30 |
Family
ID=39496407
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA200702476A EA012777B1 (ru) | 2006-12-12 | 2007-12-11 | Устройство и способы для получения измерений под нижними элементами сдвоенного уплотнительного узла |
Country Status (3)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US7827859B2 (ru) |
| CA (1) | CA2610907C (ru) |
| EA (1) | EA012777B1 (ru) |
Families Citing this family (21)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7617873B2 (en) | 2004-05-28 | 2009-11-17 | Schlumberger Technology Corporation | System and methods using fiber optics in coiled tubing |
| CA2677478C (en) * | 2007-02-12 | 2013-04-16 | Weatherford/Lamb, Inc. | Apparatus and methods of flow testing formation zones |
| US8051910B2 (en) * | 2008-04-22 | 2011-11-08 | Baker Hughes Incorporated | Methods of inferring flow in a wellbore |
| US8316704B2 (en) * | 2008-10-14 | 2012-11-27 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole annular measurement system and method |
| US20100207019A1 (en) * | 2009-02-17 | 2010-08-19 | Schlumberger Technology Corporation | Optical monitoring of fluid flow |
| US20110088462A1 (en) * | 2009-10-21 | 2011-04-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole monitoring with distributed acoustic/vibration, strain and/or density sensing |
| US20110155378A1 (en) * | 2009-12-21 | 2011-06-30 | Bp Corporation North America Inc. | Foam optimization method for deliquifying wells |
| US8505625B2 (en) | 2010-06-16 | 2013-08-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Controlling well operations based on monitored parameters of cement health |
| US8584519B2 (en) | 2010-07-19 | 2013-11-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Communication through an enclosure of a line |
| US8924158B2 (en) | 2010-08-09 | 2014-12-30 | Schlumberger Technology Corporation | Seismic acquisition system including a distributed sensor having an optical fiber |
| CA2766026C (en) * | 2010-10-18 | 2015-12-29 | Ncs Oilfield Services Canada Inc. | Tools and methods for use in completion of a wellbore |
| US9823373B2 (en) | 2012-11-08 | 2017-11-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Acoustic telemetry with distributed acoustic sensing system |
| US20140260588A1 (en) * | 2013-03-12 | 2014-09-18 | Halliburton Energy Services | Flow Sensing Fiber Optic Cable and System |
| CA2933158C (en) * | 2014-01-24 | 2019-01-08 | Landmark Graphics Corporation | Optimized acidizing of production and injection wells |
| US20150361757A1 (en) * | 2014-06-17 | 2015-12-17 | Baker Hughes Incoporated | Borehole shut-in system with pressure interrogation for non-penetrated borehole barriers |
| US9695681B2 (en) * | 2014-10-31 | 2017-07-04 | Baker Hughes Incorporated | Use of real-time pressure data to evaluate fracturing performance |
| WO2017151089A1 (en) * | 2016-02-29 | 2017-09-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fixed-wavelength fiber optic telemetry for casing collar locator signals |
| US10392935B2 (en) | 2016-03-24 | 2019-08-27 | Expro North Sea Limited | Monitoring systems and methods |
| CN108442916B (zh) * | 2017-02-10 | 2023-07-11 | 中国石油化工股份有限公司 | 水平井裸眼筛管破损检测管柱 |
| CN109653732A (zh) * | 2017-10-11 | 2019-04-19 | 中国石油天然气股份有限公司 | 针对上返层跨隔测试，检测下卡瓦封隔器密封性的方法 |
| GB202000026D0 (en) * | 2020-01-02 | 2020-02-19 | Lee Paul Bernard | method and apparatus for creating an annular seal in a wellbore |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU577293A2 (ru) * | 1976-04-22 | 1977-10-25 | Всесоюзный научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт геофизических исследований геологоразведочных скважин | Устройство дл отбора проб жидкости и газа из пласта |
| US4790378A (en) * | 1987-02-06 | 1988-12-13 | Otis Engineering Corporation | Well testing apparatus |
| US5749417A (en) * | 1996-03-05 | 1998-05-12 | Panex Corporation | Production log |
| RU15204U1 (ru) * | 2000-06-21 | 2000-09-27 | Открытое акционерное общество "Удмуртнефть" | Устройство поинтервального освоения скважины |
| RU2172826C2 (ru) * | 1999-02-09 | 2001-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефтегеофизика" | Способ исследования действующих скважин и устройство для его осуществления |
| RU2268988C2 (ru) * | 2004-03-15 | 2006-01-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Универсальный пакер для опрессовки и исследования колонн |
| RU2286444C2 (ru) * | 2001-10-22 | 2006-10-27 | Йон ПЕЛЯНУ | Способ кондиционирования скважинных текучих сред и насосная штанга, предназначенная для реализации способа |
Family Cites Families (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2567321A (en) * | 1946-09-26 | 1951-09-11 | Courter Leo | Drill stem tester |
| US3420095A (en) * | 1966-09-12 | 1969-01-07 | Otis Eng Corp | Leak tester for flow conductors |
| US4860581A (en) * | 1988-09-23 | 1989-08-29 | Schlumberger Technology Corporation | Down hole tool for determination of formation properties |
| US4936139A (en) * | 1988-09-23 | 1990-06-26 | Schlumberger Technology Corporation | Down hole method for determination of formation properties |
| US6761062B2 (en) * | 2000-12-06 | 2004-07-13 | Allen M. Shapiro | Borehole testing system |
| US6655461B2 (en) * | 2001-04-18 | 2003-12-02 | Schlumberger Technology Corporation | Straddle packer tool and method for well treating having valving and fluid bypass system |
| US20040253734A1 (en) * | 2001-11-13 | 2004-12-16 | Cully Firmin | Down-hole pressure monitoring system |
| US7428924B2 (en) * | 2004-12-23 | 2008-09-30 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for completing a subterranean well |
| US20080041594A1 (en) * | 2006-07-07 | 2008-02-21 | Jeanne Boles | Methods and Systems For Determination of Fluid Invasion In Reservoir Zones |
-
2007
- 2007-05-21 US US11/751,359 patent/US7827859B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2007-11-16 CA CA2610907A patent/CA2610907C/en not_active Expired - Fee Related
- 2007-12-11 EA EA200702476A patent/EA012777B1/ru not_active IP Right Cessation
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU577293A2 (ru) * | 1976-04-22 | 1977-10-25 | Всесоюзный научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт геофизических исследований геологоразведочных скважин | Устройство дл отбора проб жидкости и газа из пласта |
| US4790378A (en) * | 1987-02-06 | 1988-12-13 | Otis Engineering Corporation | Well testing apparatus |
| US5749417A (en) * | 1996-03-05 | 1998-05-12 | Panex Corporation | Production log |
| RU2172826C2 (ru) * | 1999-02-09 | 2001-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефтегеофизика" | Способ исследования действующих скважин и устройство для его осуществления |
| RU15204U1 (ru) * | 2000-06-21 | 2000-09-27 | Открытое акционерное общество "Удмуртнефть" | Устройство поинтервального освоения скважины |
| RU2286444C2 (ru) * | 2001-10-22 | 2006-10-27 | Йон ПЕЛЯНУ | Способ кондиционирования скважинных текучих сред и насосная штанга, предназначенная для реализации способа |
| RU2268988C2 (ru) * | 2004-03-15 | 2006-01-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Универсальный пакер для опрессовки и исследования колонн |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CA2610907A1 (en) | 2008-06-12 |
| EA200702476A1 (ru) | 2008-08-29 |
| US7827859B2 (en) | 2010-11-09 |
| CA2610907C (en) | 2015-08-04 |
| US20080134775A1 (en) | 2008-06-12 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA012777B1 (ru) | Устройство и способы для получения измерений под нижними элементами сдвоенного уплотнительного узла | |
| US20210079773A1 (en) | Well injection and production method and system | |
| CA2287285C (en) | A method and an apparatus for production testing involving first and second permeable formations | |
| EP3426889B1 (en) | Downhole production logging tool | |
| RU2391502C2 (ru) | Способы, системы и устройство для испытания на гибкой насосно-компрессорной трубе | |
| US6543540B2 (en) | Method and apparatus for downhole production zone | |
| RU2556583C2 (ru) | Направленный отбор образцов пластовых флюидов | |
| CA2355571C (en) | Deep well instrumentation | |
| US6915686B2 (en) | Downhole sub for instrumentation | |
| US10030508B2 (en) | Method for monitoring gas lift wells using minimal concentration tracer materials | |
| US7565834B2 (en) | Methods and systems for investigating downhole conditions | |
| US20150300159A1 (en) | Apparatus and Method for Evaluating Cement Integrity in a Wellbore Using Acoustic Telemetry | |
| US20140266210A1 (en) | Apparatus and methods of communication with wellbore equipment | |
| EA017422B1 (ru) | Способ и система для обработки подземного пласта | |
| EA001569B1 (ru) | Способ контроля физических характеристик текучих сред в нисходящей скважине и устройство для его осуществления | |
| US9033034B2 (en) | Wear sensor for a pipe guide | |
| EP2920412B1 (en) | Systems and methods for monitoring wellbore fluids using microanalysis of real-time pumping data | |
| US9359874B2 (en) | Systems and methods for killing a well | |
| Olarte et al. | New Approach of Water Shut Off Techniques in Open Holes–and World First Applications Of Using Fiber Optic Services with Tension-Compression Sub | |
| WO1997008424A1 (en) | Downhole tool system | |
| EP2923036B1 (en) | Systems and methods for monitoring and characterizing fluids in a subterranean formation using hookload | |
| US10774614B2 (en) | Downhole tool with assembly for determining seal integrity | |
| US8756018B2 (en) | Method for time lapsed reservoir monitoring using azimuthally sensitive resistivity measurements while drilling | |
| CA2468782C (en) | Methods and apparatus for well completion installation monitoring and control | |
| US11946362B2 (en) | Gravel pack sand out detection/stationary gravel pack monitoring |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM BY KG MD TJ TM |
|
| QB4A | Registration of a licence in a contracting state | ||
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AZ KZ |
|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): RU |