NO345838B1 - System og fremgangsmåte for nedihulls monitorering av fluidstrøm - Google Patents
System og fremgangsmåte for nedihulls monitorering av fluidstrøm Download PDFInfo
- Publication number
- NO345838B1 NO345838B1 NO20190198A NO20190198A NO345838B1 NO 345838 B1 NO345838 B1 NO 345838B1 NO 20190198 A NO20190198 A NO 20190198A NO 20190198 A NO20190198 A NO 20190198A NO 345838 B1 NO345838 B1 NO 345838B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- downhole
- heat
- pulse
- heat source
- pulses
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims description 32
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 title claims description 23
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 13
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 28
- 230000001902 propagating effect Effects 0.000 claims description 18
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims description 12
- 239000000700 radioactive tracer Substances 0.000 claims description 10
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 claims description 6
- 230000000295 complement effect Effects 0.000 claims description 4
- RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N Copper Chemical group [Cu] RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 238000010411 cooking Methods 0.000 claims description 2
- 229910052802 copper Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000010949 copper Substances 0.000 claims description 2
- 239000003832 thermite Substances 0.000 claims description 2
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 8
- 230000008859 change Effects 0.000 description 6
- 230000011664 signaling Effects 0.000 description 6
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 5
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 4
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 3
- 230000001960 triggered effect Effects 0.000 description 3
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 2
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 2
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 2
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 2
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 2
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000002159 abnormal effect Effects 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 230000002457 bidirectional effect Effects 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 1
- 238000005474 detonation Methods 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 239000000835 fiber Substances 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 230000014759 maintenance of location Effects 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 239000013307 optical fiber Substances 0.000 description 1
- 238000005457 optimization Methods 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 230000000644 propagated effect Effects 0.000 description 1
- 230000010349 pulsation Effects 0.000 description 1
- 238000011002 quantification Methods 0.000 description 1
- 239000000376 reactant Substances 0.000 description 1
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 1
- 230000008054 signal transmission Effects 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
- 230000001360 synchronised effect Effects 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/10—Locating fluid leaks, intrusions or movements
- E21B47/11—Locating fluid leaks, intrusions or movements using tracers; using radioactivity
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01F—MEASURING VOLUME, VOLUME FLOW, MASS FLOW OR LIQUID LEVEL; METERING BY VOLUME
- G01F1/00—Measuring the volume flow or mass flow of fluid or fluent solid material wherein the fluid passes through a meter in a continuous flow
- G01F1/74—Devices for measuring flow of a fluid or flow of a fluent solid material in suspension in another fluid
-
- 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
- E21B17/00—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
- E21B17/18—Pipes provided with plural fluid passages
-
- 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
- E21B36/00—Heating, cooling or insulating arrangements for boreholes or wells, e.g. for use in permafrost zones
- E21B36/005—Heater surrounding production tube
-
- 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
- E21B36/00—Heating, cooling or insulating arrangements for boreholes or wells, e.g. for use in permafrost zones
- E21B36/008—Heating, cooling or insulating arrangements for boreholes or wells, e.g. for use in permafrost zones using chemical heat generating means
-
- 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
- E21B47/12—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
-
- 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
- E21B47/14—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 using acoustic waves
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01F—MEASURING VOLUME, VOLUME FLOW, MASS FLOW OR LIQUID LEVEL; METERING BY VOLUME
- G01F1/00—Measuring the volume flow or mass flow of fluid or fluent solid material wherein the fluid passes through a meter in a continuous flow
- G01F1/68—Measuring the volume flow or mass flow of fluid or fluent solid material wherein the fluid passes through a meter in a continuous flow by using thermal effects
- G01F1/684—Structural arrangements; Mounting of elements, e.g. in relation to fluid flow
- G01F1/6847—Structural arrangements; Mounting of elements, e.g. in relation to fluid flow where sensing or heating elements are not disturbing the fluid flow, e.g. elements mounted outside the flow duct
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01F—MEASURING VOLUME, VOLUME FLOW, MASS FLOW OR LIQUID LEVEL; METERING BY VOLUME
- G01F1/00—Measuring the volume flow or mass flow of fluid or fluent solid material wherein the fluid passes through a meter in a continuous flow
- G01F1/704—Measuring the volume flow or mass flow of fluid or fluent solid material wherein the fluid passes through a meter in a continuous flow using marked regions or existing inhomogeneities within the fluid stream, e.g. statistically occurring variations in a fluid parameter
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01F—MEASURING VOLUME, VOLUME FLOW, MASS FLOW OR LIQUID LEVEL; METERING BY VOLUME
- G01F1/00—Measuring the volume flow or mass flow of fluid or fluent solid material wherein the fluid passes through a meter in a continuous flow
- G01F1/704—Measuring the volume flow or mass flow of fluid or fluent solid material wherein the fluid passes through a meter in a continuous flow using marked regions or existing inhomogeneities within the fluid stream, e.g. statistically occurring variations in a fluid parameter
- G01F1/7044—Measuring the volume flow or mass flow of fluid or fluent solid material wherein the fluid passes through a meter in a continuous flow using marked regions or existing inhomogeneities within the fluid stream, e.g. statistically occurring variations in a fluid parameter using thermal tracers
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01F—MEASURING VOLUME, VOLUME FLOW, MASS FLOW OR LIQUID LEVEL; METERING BY VOLUME
- G01F1/00—Measuring the volume flow or mass flow of fluid or fluent solid material wherein the fluid passes through a meter in a continuous flow
- G01F1/704—Measuring the volume flow or mass flow of fluid or fluent solid material wherein the fluid passes through a meter in a continuous flow using marked regions or existing inhomogeneities within the fluid stream, e.g. statistically occurring variations in a fluid parameter
- G01F1/708—Measuring the time taken to traverse a fixed distance
- G01F1/7084—Measuring the time taken to traverse a fixed distance using thermal detecting arrangements
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N29/00—Investigating or analysing materials by the use of ultrasonic, sonic or infrasonic waves; Visualisation of the interior of objects by transmitting ultrasonic or sonic waves through the object
- G01N29/02—Analysing fluids
- G01N29/024—Analysing fluids by measuring propagation velocity or propagation time of acoustic waves
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N29/00—Investigating or analysing materials by the use of ultrasonic, sonic or infrasonic waves; Visualisation of the interior of objects by transmitting ultrasonic or sonic waves through the object
- G01N29/14—Investigating or analysing materials by the use of ultrasonic, sonic or infrasonic waves; Visualisation of the interior of objects by transmitting ultrasonic or sonic waves through the object using acoustic emission techniques
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01F—MEASURING VOLUME, VOLUME FLOW, MASS FLOW OR LIQUID LEVEL; METERING BY VOLUME
- G01F1/00—Measuring the volume flow or mass flow of fluid or fluent solid material wherein the fluid passes through a meter in a continuous flow
- G01F1/704—Measuring the volume flow or mass flow of fluid or fluent solid material wherein the fluid passes through a meter in a continuous flow using marked regions or existing inhomogeneities within the fluid stream, e.g. statistically occurring variations in a fluid parameter
- G01F1/708—Measuring the time taken to traverse a fixed distance
- G01F1/7082—Measuring the time taken to traverse a fixed distance using acoustic detecting arrangements
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N2291/00—Indexing codes associated with group G01N29/00
- G01N2291/02—Indexing codes associated with the analysed material
- G01N2291/028—Material parameters
- G01N2291/02836—Flow rate, liquid level
Landscapes
- Physics & Mathematics (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Acoustics & Sound (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Biochemistry (AREA)
- General Health & Medical Sciences (AREA)
- Immunology (AREA)
- Pathology (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Investigating Or Analyzing Materials By The Use Of Ultrasonic Waves (AREA)
- Pipeline Systems (AREA)
Description
System og fremgangsmåte for nedihulls monitorering av fluidstrøm
Oppfinnelsens område
Oppfinnelsen vedrører nedihulls monitorering av fluidstrømmer, særlig i olje- og gassreservoarer.
Oppfinnelsens bakgrunn
Ettersom olje- og gassbransjen utfordres på stadig mer komplekse olje- og gassreservoarer vil behovet for nedihulls reservoarmonitorering øke. Brønnene er lange og penetrerer ofte ulike reservoar eller reservoarsoner med ulike egenskaper. Vi har kommet til det punktet der umonitorert drenering ofte ikke gir drivverdig produksjon. Tradisjonelt søkes det svar på "hva som strømmer hvor og hvor mye" nede i brønnene. I tillegg ønskes også verktøy for å diagnostisere produksjonsproblemer som lekkasjer, kryssstrømning eller blokkerte soner. Data fra produksjonsmonitorering kan brukes til å maksimere brønnytelse på kort sikt, men er også avgjørende for optimalisering av utvinningsgraden over feltets levetid.
Kampanjebaserte produksjonsloggeverktøy (Production Logging Tool; PLT) på kabel eller kveilerør har vært den mest brukte monitoreringsteknologien. Men PLT-basert monitorering gir som regel høy kostnad og operasjonell risiko og kan til og med være teknisk ugjennomførbar. Dette gjelder spesielt brønner med brønnhode på havbunnen. På grunn av dette har operatørene en tendens til å kutte ned på bruken av PLT og i stedet gjøre produksjonsoptimalisering basert på gjetninger som ofte ikke reflekterer faktiske brønnforhold. Som et resultat blir oljeutvinningspotensialet dårlig utnyttet, noe som driver fram behov for å bore flere brønner. Eksempelvis er utvinningsgraden ved tørre brønnhoder (lett å gå inn i brønnen med monitorering og tiltak) 20-30% høyere enn ved vanskelig tilgjengelige brønner (f.eks. subsea og på dypt vann). Permanent kabelbasert monitorering er et alternativ til PLT. Optiske fibre gir god ytelse hvis de er suksessfullt installert og i en brønn med de riktige egenskapene. DTS (Distributed Temperature Sensing) og DAS (Distributed Acoustic Sensing) er teknikker som baserer seg på fiber og som gir nyttig informasjon. Imidlertid hindrer høye kostnader og pålitelighetsutfordringer utbredt bruk.
På grunn av ovennevnte kostnads- og pålitelighetsutfordringer med kabelbasert nedihullsmonitorering har bransjen de siste årene vist økende interesse for kabelløse systemer. En teknikk som har fått økende aksept er "Intelligent / Smart" permanent installerte kjemiske sporstoffer. Sporing av nedihulls hendelser og strømningsveier har åpnet en ny gren av nedihulls monitorering og et stort markedspotensial har åpnet seg. Men sporstoffbaserte monitoreringssystemer er ikke så mye valgt for kvantifisering av rater, men mer fordi sporstoffer gjør det mulig å få kvalitative indikasjoner med minimal installasjons- og produksjonsrisiko og til en attraktiv kostnad.
Hovedutfordringen med permanente nedihulls sporstoffer er at brønnene må stenge og startes for å skape de konsentrasjonstransientene som viser seg å være nødvendige for å gi gode kvantitative indikasjoner. Resultatet er at informasjonen ikke reflekterer stabil produksjonstilstand. Dette er avgjørende, spesielt for flerfasestrøm med høyt gassinnhold. For sammenligning kan nevnes at prosedyren ved PLT alltid er å prøve å kjøre produksjonen til steady-state tilstand før man kan stole på monitoreringen (den er fortsatt beheftet med betydelig usikkerhet). For sporstoffer er det i tillegg utfordringer knyttet til avstand mellom reservoar og prøvetakingspunkt, operasjonsutfordringer med væskeprøving og transportlogistikk til analyselaboratoriet. Vår konklusjon er at sporstoffbaserte monitoreringssystemer har vist sin berettigelse, men at det er behov for en komplementær teknologi som kan operere under steady-state produksjon.
Kjent teknikk omfatter WO 2017/131530 Al, som beskriver en ny teknologi kalt HIPlog (HIP = Heatwave Inflow Profiling), der det brukes varmepulser i stedet for eller komplementært til fysiske sporstoffer for å spore nedihulls hendelser, strømningsveier og rateestimering. Publikasjonen beskriver et system for overvåking av en nedihulls fluidstrøm, der overvåkingen er basert på en styrt avgivelse av varemepulser, en nedstrøms sensing av den eller de genererte varmebølgene, og en beregning av strømningsraten i det volumet der varmepulsene ble utløst. Strømningsraten beregnes på grunnlag av varmebølgens karakteristikk og det aktuelle volumets RTD («rentention time distribution»). Systemet er altså basert på varmebølgens forplantning i fluidstrømmen.
Kjent teknikk inkluderer også US 6400 646 B1, som vedrører innhøsting av data ved boring, og beskriver et system omfattende et nedihulls akustisk apparat for sending, mottak, og prosessering av akustiske signaler. Apparatet er koplet til en nedihulls klokke og et akustisk apparat på overflaten (utenfor borehullet) som er plassert nær toppen av borestrengen. Systemet har bl.a. en overflate-transmitter som sender et akustisk signal som omformes til en akustisk bølge som beveger seg langs borstrengen og mottas nede i hullet av en nedihulls transducer.
Sammendrag av oppfinnelsen
Oppfinnelsen er angitt og karakterisert i de selvstendige patentkravene, mens de uselvstendige patentkravene angir andre kjennetegn ved oppfinnelsen.
Det er med dette frembrakt et system for monitorering av fluidstrøm i et nedihulls reservoar, karakterisert ved
- minst én varmekilde som er festet på en nedihulls komplettering og innrettet til ved eksoterme reaksjoner å avgi akustiske pulser som propagerer langs kompletteringen som nevnte minst ene varmekilde er plassert i tilknytning til, og der plasseringen i kompletteringen innbefatter at minst én varmekilde er anbrakt for å varme opp fluider på utsiden av produksjonsrøret eller at minst en varmekilde er anbrakt for å varme opp fluider inne i produksjonsrøret, og
- en nedihulls sensorinnretning som er innrettet for å motta minst én av pulsene.
Den den akustiske pulsen kan omfatte en akustisk puls fra en eksoterm reaksjon og en etterfølgende akustisk puls fra varmekildens overflates kontakt med omgivende fluid. Den den akustiske pulsen kan omfatte en kokelyd.
Den nevnte pulsen kan være en raskt propagerende og strømningsuavhengig akustisk puls, en noe mer langsomt propagerende og strømnings avhengig trykkpuls, en langsomt propagerende varmepuls, eller en langsomt-propagerende sporstoff-puls.
Energikildene er forbundet via de nevnte pulsene, uten kabel. I én utførelsesform er minst en øverste varmekilde tilknyttet utstyr på overflaten via en kabel.
Sensorinnretningen kan være en PDG. En energikilde kan være anbrakt over sensorinnretningen for å generere en akustisk puls som propagerer nedover i nedre komplettering.
Det er også frembrakt en fremgangsmåte for nedihulls monitorering av fluidstrøm, karakterisert ved å benytte minst én energikilde plassert i en nedihulls brønnkomplettering og simultant generere og avgi to eller flere nytte-pulser, til å kommunisere med én eller flere nedihulls energikilder eller sensorinnretninger. Nevnte pulser kan benyttes for å aktivere (trigge) én eller flere nedihulls energikilder.
Nevnte genererte puls kan være en raskt propagerende og strømningsuavhengig akustisk puls, en noe mer langsomt propagerende og strømnings avhengig trykkpuls, en langsomt propagerende varmepuls, eller en langsomt-propagerende sporstoff-puls.
Oppfinnelsen vedrører altså et system for akustisk signallering på nedihulls rør.
Systemet ifølge oppfinnelsen muliggjør en kabelløs signallering fra overflaten til varmekildene, hvilket muliggjør monitorering «On Demand», altså en trigging av varmekildene på kommando fra overflaten, på et ønsket tidspunkt. I tillegg legger systemet til rette for at synkroniseringen av tid (klokker) på overflaten og nedihulls kan holdes innenfor noen få sekunder i løpet av periode på mer enn ett år. Dette vil gi oppnå optimal datakvalitet fra tolkningsalgoritmene. Selv om det i dag finnes kabelløse systemer som teknisk kan løse for signalleringsbehovene, men disse er ikke basert på varmekilder som avgir akustisk energi. Systemet ifølge oppfinnelsen legger til rette for en utvidelse av bruken av strømningssporing med ikke-materielle varmebølgeteknikker.
Oppfinnelsen legger til rette for å utnytte varierende forplantningshastighet av to eller flere nyttepulser til å karakterisere innstrømingen fra ulike soner i brønnen.
Varmeenhetene/-kildene kan være utformet slik at varme overføres ut i et ringrom eller inn i produksjonsrøret eller en kombinasjon av de to.
Systemet muliggjør at man kan benytte en akustisk puls (f.eks. i produksjonsrøret) til å synkronisere klokker i nedihullsenheter (f.eks. varmeenhetene), samt – om ønskelig – også synkronisere én eller flere nedihullssenheter med klokker på overflaten.
Kort beskrivelse av tegningene
De ovennevnte og andre kjennetegn ved oppfinnelsen vil bli ytterligere redegjort for i den etterfølgende beskrivelsen av en foretrukket utførelsesform, fremsatt som et ikkebegrensende eksempel og med henvisning til de medfølgende tegningene der:
Figur 1 er en prinsippskisse som viser systemet ifølge oppfinnelsen installert på en nedihullskomplettering.
Figur 2 er et plott av en akustisk puls generert av en varmekilde, og viser en relativt kortvarig puls fra selve den eksoterme reaksjonen, med en etterfølgende kokelyd fra den varme overflaten;
Figur 3 viser pulsen i figur 2 etter en høypass filtrering;
Figur 4 viser den lavfrekvente delen av pulsen i figur 2; og
Figur 5 er et utsnitt av en nedihullskomplettering der en energikilde varmekilde simultant avgir to eller flere nytte-pulser.
Detaljert beskrivelse av en foretrukket utførelsesform
Den følgende beskrivelse kan bruke begreper som "horisontal", "vertikal", "sideveis", "frem og tilbake", "opp og ned", "øvre", "nedre", "indre", "ytre", "fremover", "bakre", etc. Disse begrepene viser hovedsakelig til de perspektivene og plasseringene som er vist i tegningene og som er forbundet med en normal bruk av oppfinnelsen. Begrepene benyttes kun for å lette lesingen av beskrivelsen og skal ikke være begrensende.
Det valgte varmekildekonseptet baseres på eksoterme reaksjoner med reaktanter som i form av varmeenheter (varmekilder) og som for eksempel bæres i varmerør (Pulsed heat source) 1som festes på nedihulls komplettering 2 i en reservoarsone R, som vist i figur 1. Disse varmeenhetene (varmekildene) 1 kan for eksempel være av en første konfigurasjon 1a som er anbrakt for å varme opp fluider på utsiden av produksjonsrøret (Outward vented) eller av en andre konfigurasjon 1b for å varme opp fluider inne i produksjonsrøret (Inward vented).
Plassering av innover- og utoverventilerte varmeenheter vil typisk være der det er betydelig volumstrøm forbi de ulike enhetene slik at det skal være mulig å oppdage en varmepuls. Lengdemessig plassering kan imidlertid også gjøres av andre hensyn som beregnet tid for når ulike signaler skal nå aktuelle sensorer. Videre kan en tenke seg varmeenheter plassert slik at de ved forventet produksjon ikke skal gi signal, mens ved unormale forhold vil gi signal. Dette kan eksempelvis være fra en delsone der det ikke ventes produksjon.
Når varmekildene 1a, 1b aktiveres, påtrykkes varmepulser de fluider som strømmer forbi varmekildene 1a, 1b og disse varmepulsene registreres senere opp på en nedstrøms temperaturmåler, for eksempel en PDG (PDG = Permanent Downhole Gauge) 3. I den viste utførelsesformen er PDG 3 forbundet med registrerings- og kontrollutstyr (ikke vist) på overflaten via en kabel 4. En valgfri varmepulskilde 1’, forbundet med kabel til overflaten, er også vist i figur 1.
De registrerte temperaturpulsene danner så grunnlaget for modellbasert tolkning der man søker å regne seg tilbake til strømningen over reservoarsona R, sonebidragene q1, q2, og produksjonsrør-strømningen Q0, Q1, Q2. Det henvises forøvrig til kjent teknikk, som det ovennevnte WO 2017/131530 Al for ytterligere detaljer. Det ovennevnte WO 2017/131530 Al beskriver også flere andre nedihulls kompletteringskonfigurasjoner, Et første system vil basere seg på forhåndsprogrammert tidsstyring av tidspunktene for varmepulsene.
Selve varmeenheten er bygget opp av en elektronisk styringsenhet som aktiverer en elektrisk tenner som igjen aktiverer den eksoterme reaksjonen.
Men det er en klar anbefaling fra industrien om at varmepulsene, og dermed monitoreringen, helst bør trigges på kommando fra overflaten, «On Demand», på et ønsket tidspunkt for operatøren. I tillegg har vi et krav til synkroniseringen av tid (klokker) på overflaten og nedihulls. Den globale klokkenøyaktighet bør holde seg innenfor noen få sekunder over ett år. Dette kan ikke oppnås med kjent klokketeknologi, og jevnlig synkronisering kreves. Dette for å kunne oppnå optimal datakvalitet fra tolkningsalgoritmene. Erfaringer med akustisk energi som kan eksiteres fra varmekildene og registreres langs produksjonsrøret 2 gjør at en utvikling av signalering basert på denne energien bør evalueres. En signallering på produksjonsrøret vil også være interessant som delsystem for en «On Demand» løsning.
Den elektroniske styringsenheten er basert på en mikrokontroller med svært lavt strømforbruk, samtidig som den kan styre og overvåke ulike funksjoner. Enheten kan blant annet utstyres med sensorer som for eksempel kan måle trykk, temperatur, bevegelses (akselerometre) og lyd (hydrofon). Videre kan den eksoterme varmekilden kombineres med mekaniske innretninger for å skape lydpulser ved eksempelvis utløse en spent fjær som dermed kan generere både en lydpuls og en mekanisk puls som forplantes gjennom røret. Slike pulser kan også genereres ved at det i forbindelse med den eksoterme reaksjonen utløses en form for hurtigere reaksjon eller detonasjon som skaper en kraftig puls. Den enkelte enhet har dermed mulighet for både å sende signal til andre enheter og til å motta signal fra andre enheter eller fra overflaten. Dermed kan blant annet klokker synkroniseres eller klokker kan startes slik at ønsket triggertidspunkt kan oppnås.
Varmepulsen som genereres vil påvirke fluidet som strømmer fra brønnen. For det første vil det skje en oppvarming av et gitt fluidvolum. Dette fluidvolumet vil danne en varmepuls som kan detekteres av nedihulls trykk og temperaturmåler. Denne varmepulsen vil også kunne detekteres av den elektroniske styringsenheten i andre varmeenheter og kan brukes som triggersignal for disse. En annen egenskap ved varmepulsen er at det kan skje en volumendring i produsert fluid. Produsert olje ved reservoarbetingelser er ofte nær boblepunktet, slik at selv en begrenset energimengde tilført kan føre til gassdannelse som gir en endring i volumstrøm. I et likt tilfelle kan det tenkes at endring i volumstrøm kan oppfattes som en trykkpuls på nedihulls trykksensor eller også i brønnhode eller andre steder der det er egnede sensorer kan eventuelt både trykk og endring i volumstrøm registreres.
Det er kjent at det finnes systemer for kabelfri signaloverføring basert på både pulsing gjennom fluid og gjennom rør. En vesentlig del av et slikt system er system for pulsgenerering. I dette tilfellet gir den eksoterme reaksjonen muligheter både direkte som vist i forsøk og ved en ytterligere raffinering av prosessen. Et ytterligere fenomen er at den økte temperaturen som følge av en eksoterm reaksjon kan brukes til å øke frigjøringen av en kjemisk tracer. Dette er en eventuell tracerpuls som frigjøres uten at det er nødvendig å endre produksjonsraten slik en normalt må ved bare bruker av kjemisk tracer.
Dersom signalering ned til aktuelle enheter i brønnen skjer ved pulsing gjennom fluid kan det være aktuelt å gjøre dette ved svært lav signalrate, som i praksis vil si stopp og start av produksjonen i mange sekunder og gjerne minutter. En slik pulsing vil være en endring i den naturlige brønnstrømmen og kan forstyrre et ellers stabilt innstrømningsbilde fra reservoaret. Det kan derfor være fornuftig at varmeenhetene aktiveres noe tide (timer eller dager) etter at triggersignal er sendt.
De rasktreagerende varmekildene 1a, 1b i henhold til oppfinnelsen vil, i tillegg til varme, også avgi akustiske pulser som vil propagere langs det røret som varmekildene er plassert i tilknytning til (her: varmerørene 1a, 1b montert på produksjonsrøret 2). Slike pulser ble demonstrert på SINTEF’s 200 meter, 4’’ strømningssløyfe og et opptak 15m fra varmekilden er vist i Figur 2. Vi ser at vi mottar en relativt kortvarig puls fra selve den eksoterme reaksjonen, med en etterfølgende kokelyd fra den varme overflaten. Varmekilden avgir teoretisk ca.250kilojoule energi og litt av denne energien kommer altså i form av en akustisk puls. Figur 3 viser den samme pulsen etter en høypass filtrering med filterfrekvens 10kHz. Vi ser at høyfrekvensdelen av pulsen fortsatt kan fanges opp med godt signal/støy forhold etter 15m. Da er det rimelig å anta at pulsens lavfrekvente del, Figur 4, bør kunne registreres på langt større avstander, trolig over 1 km på dette røret. Se responser for båndpassfiltrert puls (50-200Hz). På denne måten kan akustiske pulser generert av én varmekilde (1a og/eller 1b) benyttes til å aktivere (trigge) andre varmekilder oppstrøms eller nedstrøms av varmekilden (f.eks.
1a’ og/eller 1b’; se Figur 1).
Den skisserte teknologiske løsningen for å generere en varmepuls i kombinasjon med en eller flere av de andre pulsene kan gi forståelse av innstrømningen langs brønnbanen uten installasjon av kompliserende ekstrautstyr som kabler eller liknende. Systemet vil være passivt og de enkelte varmeelementene vil være montert på korte rørseksjoner som har minimal betydning for brønnstrømmen under normal produksjon. Industrien vil dermed få et nytt enkelt og pålitelig system for monitorering av brønnstrøm.
Figur 5 illustrerer et utsnitt av en nedihullskomplettering der en energikilde (her: varmekilde/-enhet 1b) som simultant avgir to eller flere nytte-pulser. Nytteverdien av de forskjellige pulsene er beskrevet i figuren og kan oppsummeres slik:
● Figur 5a - en raskt propagerende og strømningsuavhengig akustisk puls. Den bidireksjonale, raskt propagerende akustiske pulsen i stål kan nå hele den nedre kompletteringen innen ett sek. etter trigging av varmekilden.
Propageringshastighet > 3000m/sek. Propagering er uavhengig av brønnfluider og kan benyttes til å synkronisere klokker og starte ("trigge") en aksjon ("on demand").
● Figur 5b - en noe mer langsomt propagerende og strømningsavhengig trykkpuls.
Den middels raskt propagerende trykkpulsen i brønnfluider kan nå hele den nedre kompletteringen innen 5-10 sek. etter trigging av varmekilden.
Pulsgenerering og propagerings-hastighet er usikre og sterkt avhengig av fluidsammensetning. Hovedsakelig brukt til å diagnostisere brønnen og for å karakterisere fluider.
● Figur 5c - en langsomt propagerende varmepuls. Den langsomt propagerende varmebølgen i strømmende brønnfluider vil kun propagere nedstrøms.
Generering av varmebølge er avhengig av fluidsammensetning og strømningsregime. Hovedsakelig brukt til brønndiagnostisering og til å estimere strømningshastighet/rate.
● Figur 5d - en langsomt propagerende sporstoff-puls. Den langsomt propagerende tracer-konsentrasjonsbølgen (eng: "slug") vil propagere med nedstrøms strømning. Den har noen fellestrekk med varmebølger, men strømningsfysikken er forskjellig. Hovedsakelig brukt til indikasjoner, slike som lekkasjer i pakninger.
Selv om figur 5 kun viser én varmekilde (1a og/eller 1b), skal det forstås at de genererte pulsene kan benyttes for å aktivere (trigge) andre varmekilder oppstrøms eller nedstrøms av varmekilden. De forskjellige pulsene forbinder (dvs. aktiverer) varmekildene (varmerørene) kun ved selve den akustiske pulsen, dvs. uten kabel, mens den øverste av varmekildene kan ha kabel til overflaten.
Ved å utnytte pulser basert på ulike fysiske prinsipper som en varmepuls i kombinasjon med en eller flere pulser (nyttepulser) som lyd i rør, trykkpuls i fluid og kjemisk puls i fluid kan det være mulig å utføre detaljert tolking av brønnstrømmen. Eksempelvis er det interessant å måle tidsforsinkelsen mellom ulike pulstyper da de alle vil ha ulike karakteristiske forplantningshastigheter.
Ett eksempel på eksoterm varmekilde/-enhet er kobbertermitt, men oppfinnelsen skal ikke være begrenset til dette.
Claims (13)
1. Et system for monitorering av fluidstrøm i et nedihulls reservoar, karakterisert ved
- minst én varmekilde (1a,b) som er festet på en nedihulls komplettering (2) og innrettet til ved eksoterme reaksjoner å avgi akustiske pulser som propagerer langs kompletteringen (2) som nevnte minst ene varmekilde (1a,b) er plassert i tilknytning til, og der plasseringen i kompletteringen innbefatter at minst én varmekilde er anbrakt for å varme opp fluider på utsiden av produksjonsrøret eller at minst en varmekilde er anbrakt for å varme opp fluider inne i produksjonsrøret, og
- en nedihulls sensorinnretning (3) som er innrettet for å motta minst én av pulsene.
2. Systemet som angitt i krav 1, der den akustiske pulsen omfatter en akustisk puls fra en eksoterm reaksjon og en etterfølgende akustisk puls fra varmekildens overflates kontakt med omgivende fluid.
3. Systemet som angitt i krav 2, der den akustiske pulsen omfatter en kokelyd.
4. Systemet som angitt i krav 1 eller kravene 2 eller 3, der varmekilden (1a,b) videre er innrettet til simultant å avgi en strømnings-avhengig trykkpuls, en langsomt propagerende varmepuls, og/eller en langsomt-propagerende sporstoff-puls.
5. Systemet som angitt i et hvilket som helst av kravene 1-4, der varmekildene er forbundet via de nevnte pulsene, uten kabel, og der minst en øverste varmekilde
er tilknyttet utstyr på overflaten via en kabel (4).
6. Systemet som angitt i et hvilket som helst av kravene 1-5, der sensorinnretningen er en Permanent Downhole Gauge (PDG) (3).
7. Systemet som angitt i et hvilket som helst av kravene 1-6, der en varmekilde (1’) er anbrakt over sensorinnretningen (3) for å generere en akustisk puls som propagerer nedover i nedre komplettering.
8. Systemet som angitt i et hvilket som helst av kravene 1-7, der varmekilden er kobbertermitt.
9. Systemet som angitt i et hvilket som helst av kravene krav 1-8, der nedihullskompletteringen er et produksjonsrør (2).
10. En fremgangsmåte for nedihulls monitorering av fluidstrøm, karakterisert ved å benytte systemet som angitt i ett av kravene 1-9 til simultant generere og avgi to eller flere av nevnte pulser, til å kommunisere med én eller flere nedihulls varmekilder eller sensorinnretninger.
11. Fremgangsmåten som angitt i krav 10, der nevnte pulser benyttes for å aktivere én eller flere nedihulls varmekilder.
12. Fremgangsmåte som angitt i krav 10, der en akustisk puls benyttes til å synkronisere klokker i én eller flere nedihullsenheter, og/eller synkronisere én eller flere nedihullssenheter med klokker på overflaten.
13. Fremgangsmåte som angitt i krav 12, der den akustiske pulsen benyttes i produksjonsrøret til å synkronisere klokker i én eller flere nedihullsenheter, og/eller synkronisere én eller flere nedihullssenheter med klokker på overflaten, der nedihullsenhetene omfatter varmekilder.
Priority Applications (5)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
NO20190198A NO345838B1 (no) | 2019-02-12 | 2019-02-12 | System og fremgangsmåte for nedihulls monitorering av fluidstrøm |
PCT/NO2020/050033 WO2020167135A1 (en) | 2019-02-12 | 2020-02-11 | A system and a method for downhole monitoring of fluid flow |
EP20755614.3A EP3924601A4 (en) | 2019-02-12 | 2020-02-11 | FLUID FLOW DOWNHOLE MONITORING SYSTEM AND METHOD |
BR112021014675-0A BR112021014675A2 (pt) | 2019-02-12 | 2020-02-11 | Sistema e método para monitoramento de fluxo de fluido em fundo de poço |
US17/310,500 US20220098974A1 (en) | 2019-02-12 | 2020-02-11 | A System and Method for Downhole Monitoring of Fluid Flow |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
NO20190198A NO345838B1 (no) | 2019-02-12 | 2019-02-12 | System og fremgangsmåte for nedihulls monitorering av fluidstrøm |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO20190198A1 NO20190198A1 (no) | 2020-08-13 |
NO345838B1 true NO345838B1 (no) | 2021-08-30 |
Family
ID=72045052
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO20190198A NO345838B1 (no) | 2019-02-12 | 2019-02-12 | System og fremgangsmåte for nedihulls monitorering av fluidstrøm |
Country Status (5)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US20220098974A1 (no) |
EP (1) | EP3924601A4 (no) |
BR (1) | BR112021014675A2 (no) |
NO (1) | NO345838B1 (no) |
WO (1) | WO2020167135A1 (no) |
Families Citing this family (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
NO347216B1 (en) * | 2021-09-09 | 2023-07-10 | Completion Tracer As | An apparatus, a production string comprising the apparatus, and a method for estimating a production flow rate at a certain position of a well |
WO2023091020A1 (en) * | 2021-11-22 | 2023-05-25 | Wellstarter As | A method of monitoring fluid flow in a conduit, and an associated tool assembly and system |
Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US6400646B1 (en) * | 1999-12-09 | 2002-06-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method for compensating for remote clock offset |
US20070061093A1 (en) * | 2005-08-27 | 2007-03-15 | Schlumberger Technology Corporation | Time-of-flight stochastic correlation measurements |
US20100147349A1 (en) * | 2008-12-12 | 2010-06-17 | Baker Hughes Incorporated | System and method for downhole voltage generation |
WO2017131530A1 (en) * | 2016-02-16 | 2017-08-03 | Wellstarter As | A real-time fluid monitoring system and method |
WO2017203296A1 (en) * | 2016-05-26 | 2017-11-30 | Metrol Technology Limited | Apparatuses and methods for sensing temperature along a wellbore using resistive elements |
Family Cites Families (12)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JP2000121742A (ja) * | 1998-10-14 | 2000-04-28 | Mitsubishi Electric Corp | 掘削管体音響伝送用送信機およびこの送信機による掘削管体音響伝送方法 |
US6227293B1 (en) * | 2000-02-09 | 2001-05-08 | Conoco Inc. | Process and apparatus for coupled electromagnetic and acoustic stimulation of crude oil reservoirs using pulsed power electrohydraulic and electromagnetic discharge |
US7434630B2 (en) * | 2004-10-05 | 2008-10-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Surface instrumentation configuration for drilling rig operation |
US7398680B2 (en) * | 2006-04-05 | 2008-07-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Tracking fluid displacement along a wellbore using real time temperature measurements |
US9567819B2 (en) * | 2009-07-14 | 2017-02-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Acoustic generator and associated methods and well systems |
US20110088462A1 (en) * | 2009-10-21 | 2011-04-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole monitoring with distributed acoustic/vibration, strain and/or density sensing |
US8839871B2 (en) * | 2010-01-15 | 2014-09-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well tools operable via thermal expansion resulting from reactive materials |
US20150075783A1 (en) * | 2012-04-27 | 2015-03-19 | Kobold Services Inc. | Methods and electrically-actuated apparatus for wellbore operations |
WO2015009753A1 (en) * | 2013-07-15 | 2015-01-22 | Los Alamos National Security, Llc | Multi-stage geologic fracturing |
US10077635B2 (en) * | 2015-05-15 | 2018-09-18 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Debris catcher |
WO2017039453A1 (en) * | 2015-09-01 | 2017-03-09 | Statoil Petroleum As | Inflow channel |
US11359484B2 (en) * | 2018-11-20 | 2022-06-14 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Expandable filtration media and gravel pack analysis using low frequency acoustic waves |
-
2019
- 2019-02-12 NO NO20190198A patent/NO345838B1/no unknown
-
2020
- 2020-02-11 BR BR112021014675-0A patent/BR112021014675A2/pt unknown
- 2020-02-11 EP EP20755614.3A patent/EP3924601A4/en active Pending
- 2020-02-11 US US17/310,500 patent/US20220098974A1/en active Pending
- 2020-02-11 WO PCT/NO2020/050033 patent/WO2020167135A1/en unknown
Patent Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US6400646B1 (en) * | 1999-12-09 | 2002-06-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method for compensating for remote clock offset |
US20070061093A1 (en) * | 2005-08-27 | 2007-03-15 | Schlumberger Technology Corporation | Time-of-flight stochastic correlation measurements |
US20100147349A1 (en) * | 2008-12-12 | 2010-06-17 | Baker Hughes Incorporated | System and method for downhole voltage generation |
WO2017131530A1 (en) * | 2016-02-16 | 2017-08-03 | Wellstarter As | A real-time fluid monitoring system and method |
WO2017203296A1 (en) * | 2016-05-26 | 2017-11-30 | Metrol Technology Limited | Apparatuses and methods for sensing temperature along a wellbore using resistive elements |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
BR112021014675A2 (pt) | 2021-09-28 |
WO2020167135A1 (en) | 2020-08-20 |
US20220098974A1 (en) | 2022-03-31 |
NO20190198A1 (no) | 2020-08-13 |
EP3924601A4 (en) | 2022-12-07 |
EP3924601A1 (en) | 2021-12-22 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US8950482B2 (en) | Fracture monitoring | |
US8689904B2 (en) | Detection of gas influx into a wellbore | |
US8225867B2 (en) | Systems and methods for distributed interferometric acoustic monitoring | |
DK2740883T3 (en) | EQUIPMENT FOR LOCALIZATION AND CLOSING OF LATERAL DRILLS | |
US20140126325A1 (en) | Enhanced seismic surveying | |
Boone* et al. | Monitoring hydraulic fracturing operations using fiber-optic distributed acoustic sensing | |
CA2837859C (en) | Optimized pressure drilling with continuous tubing drill string | |
US20190129047A1 (en) | System and method of locating downhole objects in a wellbore | |
NO345838B1 (no) | System og fremgangsmåte for nedihulls monitorering av fluidstrøm | |
US20140157882A1 (en) | Distributed temperature sensing with background filtering | |
US11788387B2 (en) | Wellbore tubular with local inner diameter variation | |
CA3117926C (en) | Wellbore tubular with local inner diameter variation | |
Shaker et al. | Precise Barrier Diagnostics for Well Integrity Problems Identification Using Spectral Noise Logging. Case Study: T4-10 Offshore Gas Well | |
NO20220315A1 (en) | A method of monitoring fluid flow in a conduit, and an associated tool assembly and system | |
WO2023091020A1 (en) | A method of monitoring fluid flow in a conduit, and an associated tool assembly and system | |
Carpenter | Study Reviews Two Decades of Surveillance Using Distributed Acoustic Sensing |