RU2007143884A - Сейсмический анализ с использованием электрического погружного насоса в качестве источника сейсмических сигналов - Google Patents
Сейсмический анализ с использованием электрического погружного насоса в качестве источника сейсмических сигналов Download PDFInfo
- Publication number
- RU2007143884A RU2007143884A RU2007143884/28A RU2007143884A RU2007143884A RU 2007143884 A RU2007143884 A RU 2007143884A RU 2007143884/28 A RU2007143884/28 A RU 2007143884/28A RU 2007143884 A RU2007143884 A RU 2007143884A RU 2007143884 A RU2007143884 A RU 2007143884A
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pumping unit
- seismic
- electric submersible
- stage
- seismic sensor
- Prior art date
Links
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
- G01V1/40—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting specially adapted for well-logging
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
- G01V1/40—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting specially adapted for well-logging
- G01V1/42—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting specially adapted for well-logging using generators in one well and receivers elsewhere or vice versa
Landscapes
- Physics & Mathematics (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Acoustics & Sound (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geology (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Structures Of Non-Positive Displacement Pumps (AREA)
- Control Of Non-Positive-Displacement Pumps (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Abstract
1. Способ сбора сейсмических данных, в ходе осуществления которого ! а) размещают в скважине электрическую погружную насосную установку, ! б) подают электропитание на насосную установку и получают скважинный флюид, ! в) через выбранные промежутки времени осуществляют колебательное изменение частоты вращения насосной установки в выбранном диапазоне, за счет чего направляют в пласт сейсмические волны с переменными частотами, и ! г) с помощью сейсмического датчика обнаруживают сейсмические волны. ! 2. Способ по п.1, в котором на стадии (б) подают трехфазное электропитание и на стадии (в) осуществляют качание частоты трехфазного питания, подаваемого на насосную установку. ! 3. Способ по п.1, в котором стадии (б), (в) и (г) осуществляют одновременно. ! 4. Способ по п.1, в котором сейсмический датчик соединен со второй электрической погружной насосной установкой, при этом вторую электрическую погружную насосную установку и сейсмический датчик спускают во вторую скважину. ! 5. Способ по п.4, в котором подают трехфазное электропитание по силовому кабелю, ведущему ко второй насосной установке, и накладывают сигналы сейсмического датчика на силовой кабель, ведущий ко второй насосной установке. ! 6. Способ сбора сейсмических данных, в ходе осуществления которого ! а) размещают в первой скважине первую электрическую погружную насосную установку, ! б) соединяют сейсмический датчик со второй электрической погружной насосной установкой и спускают вторую электрическую погружную насосную установку и сейсмический датчик во вторую скважину, ! в) подают электропитание на первую насосную установку и получают скважинный флюид, ! г) подают электр
Claims (17)
1. Способ сбора сейсмических данных, в ходе осуществления которого
а) размещают в скважине электрическую погружную насосную установку,
б) подают электропитание на насосную установку и получают скважинный флюид,
в) через выбранные промежутки времени осуществляют колебательное изменение частоты вращения насосной установки в выбранном диапазоне, за счет чего направляют в пласт сейсмические волны с переменными частотами, и
г) с помощью сейсмического датчика обнаруживают сейсмические волны.
2. Способ по п.1, в котором на стадии (б) подают трехфазное электропитание и на стадии (в) осуществляют качание частоты трехфазного питания, подаваемого на насосную установку.
3. Способ по п.1, в котором стадии (б), (в) и (г) осуществляют одновременно.
4. Способ по п.1, в котором сейсмический датчик соединен со второй электрической погружной насосной установкой, при этом вторую электрическую погружную насосную установку и сейсмический датчик спускают во вторую скважину.
5. Способ по п.4, в котором подают трехфазное электропитание по силовому кабелю, ведущему ко второй насосной установке, и накладывают сигналы сейсмического датчика на силовой кабель, ведущий ко второй насосной установке.
6. Способ сбора сейсмических данных, в ходе осуществления которого
а) размещают в первой скважине первую электрическую погружную насосную установку,
б) соединяют сейсмический датчик со второй электрической погружной насосной установкой и спускают вторую электрическую погружную насосную установку и сейсмический датчик во вторую скважину,
в) подают электропитание на первую насосную установку и получают скважинный флюид,
г) подают электропитание на вторую насосную установку и получают скважинный флюид,
д) через выбранные промежутки времени осуществляют колебательное изменение частоты вращения первой насосной установки в выбранном диапазоне, за счет чего направляют в пласт сейсмические волны с переменными частотами, и
е) с помощью сейсмического датчика обнаруживают сейсмические волны и в качестве реакции на них передают сигналы на поверхность второй скважины.
7. Способ по п.6, в котором на стадии (в) подают трехфазное электропитание и на стадии (д) осуществляют качание частоты трехфазного питания, подаваемого в первую насосную установку.
8. Способ по п.6, в котором на стадии (г) подают трехфазное электропитание по силовому кабелю, ведущему ко второй насосной установке, и на стадии (е) накладывают сигналы сейсмического датчика на силовой кабель, ведущий ко второй насосной установке.
9. Способ по п.6, в котором стадии (г), (д) и (е) осуществляют одновременно.
10. Способ по п.6, в котором на стадии (г) вторая насосная установка работает с постоянной скоростью.
11. Способ сбора сейсмических данных, в ходе осуществления которого
а) размещают в первой скважине первую электрическую погружную насосную установку,
б) соединяют сейсмический датчик со второй электрической погружной насосной установкой и спускают вторую электрическую погружную насосную установку и сейсмический датчик во вторую скважину,
в) подают электропитание на первую насосную установку с регулируемой скоростью привода и получают скважинный флюид,
г) подают электропитание во вторую насосную установку и получают скважинный флюид,
д) через выбранные промежутки времени переводят привод с регулируемой скоростью в режим, в котором он осуществляет колебательное изменение его частоты в выбранном диапазоне, за счет чего направляют в пласт сейсмические волны с переменными частотами, и
е) с помощью сейсмического датчика обнаруживают сейсмические волны и в качестве реакции на них передают сигналы на поверхность второй скважины.
12. Способ по п.11, в котором на стадии (д) переводят привод с регулируемой скоростью в режим, в котором он автоматически осуществляет колебательное изменение частоты в выбранном диапазоне.
13. Способ по п.11, в котором на стадии (г) подают трехфазное электропитание по силовому кабелю, ведущему ко второй насосной установке, и на стадии (е) накладывают сигналы сейсмического датчика на силовой кабель, ведущий ко второй насосной установке.
14. Способ по п.11, в котором стадии (г), (д) и (е) осуществляют одновременно.
15. Способ по п.11, в котором выбранным диапазоном является диапазон от ноля до 3600 об/мин.
16. Способ по п.11, в котором колебательное изменение осуществляют в течение выбранного временного промежутка.
17. Способ по п.16, в котором выбранным временным промежутком является промежуток от 10 до 60 с.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US67596105P | 2005-04-29 | 2005-04-29 | |
| US60/675,961 | 2005-04-29 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2007143884A true RU2007143884A (ru) | 2009-06-10 |
| RU2386985C2 RU2386985C2 (ru) | 2010-04-20 |
Family
ID=37074649
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2007143884/28A RU2386985C2 (ru) | 2005-04-29 | 2006-04-28 | Сейсмический анализ с использованием электрического погружного насоса в качестве источника сейсмических сигналов |
Country Status (4)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US7308362B2 (ru) |
| CA (1) | CA2606504C (ru) |
| RU (1) | RU2386985C2 (ru) |
| WO (1) | WO2006119215A2 (ru) |
Families Citing this family (11)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US8584747B2 (en) | 2007-09-10 | 2013-11-19 | Schlumberger Technology Corporation | Enhancing well fluid recovery |
| US8938363B2 (en) | 2008-08-18 | 2015-01-20 | Westerngeco L.L.C. | Active seismic monitoring of fracturing operations and determining characteristics of a subterranean body using pressure data and seismic data |
| US7967069B2 (en) * | 2008-10-22 | 2011-06-28 | Westerngeco L.L.C. | Active seismic monitoring of fracturing operations |
| US9086507B2 (en) * | 2008-08-18 | 2015-07-21 | Westerngeco L.L.C. | Determining characteristics of a subterranean body using pressure data and seismic data |
| US9127543B2 (en) | 2008-10-22 | 2015-09-08 | Westerngeco L.L.C. | Active seismic monitoring of fracturing operations |
| CA2865844A1 (en) * | 2012-03-08 | 2013-09-12 | Zenith Oilfield Technology Limited | Data communications system |
| US20150095100A1 (en) * | 2013-09-30 | 2015-04-02 | Ge Oil & Gas Esp, Inc. | System and Method for Integrated Risk and Health Management of Electric Submersible Pumping Systems |
| RU2540769C1 (ru) * | 2014-01-28 | 2015-02-10 | Анатолий Фёдорович Косолапов | Способ поиска целиков нефти |
| CN108710149A (zh) * | 2018-05-16 | 2018-10-26 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种薄储层的预测方法及装置 |
| CN109083640B (zh) * | 2018-09-26 | 2022-05-03 | 中国石油化工股份有限公司 | 海上河流相油藏边部储量有效动用方法 |
| CN112392474B (zh) * | 2020-11-18 | 2023-10-17 | 中海石油(中国)有限公司 | 井下地震波压力控制的完井生产管柱结构及其方法 |
Family Cites Families (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4926391A (en) * | 1986-12-30 | 1990-05-15 | Gas Research Institute, Inc. | Signal processing to enable utilization of a rig reference sensor with a drill bit seismic source |
| CA2524554C (en) * | 1997-05-02 | 2007-11-27 | Sensor Highway Limited | Electrical energy from a wellbore light cell |
| US6151554A (en) * | 1998-06-29 | 2000-11-21 | Dresser Industries, Inc. | Method and apparatus for computing drill bit vibration power spectral density |
| US6798338B1 (en) * | 1999-02-08 | 2004-09-28 | Baker Hughes Incorporated | RF communication with downhole equipment |
| US6785641B1 (en) * | 2000-10-11 | 2004-08-31 | Smith International, Inc. | Simulating the dynamic response of a drilling tool assembly and its application to drilling tool assembly design optimization and drilling performance optimization |
| US6795373B1 (en) * | 2003-02-14 | 2004-09-21 | Baker Hughes Incorporated | Permanent downhole resonant source |
| US7823689B2 (en) * | 2001-07-27 | 2010-11-02 | Baker Hughes Incorporated | Closed-loop downhole resonant source |
| US7219747B2 (en) * | 2004-03-04 | 2007-05-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Providing a local response to a local condition in an oil well |
-
2006
- 2006-04-28 RU RU2007143884/28A patent/RU2386985C2/ru active
- 2006-04-28 WO PCT/US2006/016675 patent/WO2006119215A2/en active Application Filing
- 2006-04-28 US US11/413,307 patent/US7308362B2/en active Active
- 2006-04-28 CA CA2606504A patent/CA2606504C/en active Active
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| WO2006119215A2 (en) | 2006-11-09 |
| WO2006119215A3 (en) | 2007-01-18 |
| RU2386985C2 (ru) | 2010-04-20 |
| US7308362B2 (en) | 2007-12-11 |
| CA2606504A1 (en) | 2006-11-09 |
| US20060247861A1 (en) | 2006-11-02 |
| CA2606504C (en) | 2011-12-20 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2007143884A (ru) | Сейсмический анализ с использованием электрического погружного насоса в качестве источника сейсмических сигналов | |
| RU2475633C2 (ru) | Способ и система для повышения добычи нефти (варианты) | |
| CN106089188B (zh) | 一种泥浆脉冲信号泵噪声实时去除方法 | |
| RU2505675C1 (ru) | Способ определения свойств углеводного пласта и добываемых флюидов в процессе добычи | |
| RU2006126756A (ru) | Автоматическое определение резонансной частоты скважинной системы | |
| MX2012014244A (es) | Sistema de bombeo suspendido de cable compacto para deshidratar pozos de gas. | |
| CN104141618B (zh) | 离心泵的解耦试验装置 | |
| EP2664743A1 (en) | Downhole information storage and transmission | |
| CN105863621B (zh) | 一种声波换能器检测装置及其工作方法 | |
| CN105543469A (zh) | 一种确定振动时效激振频率的系统及方法 | |
| RU2016147666A (ru) | Система контроля скважины | |
| CN104458176A (zh) | 一种转子叶片声振联合试验装置 | |
| ATE495431T1 (de) | Verfahren und vorrichtung zur charakterisierung einer flüssigkeit | |
| CN205580557U (zh) | 一种水井自动抽水试验装置 | |
| CA2762269A1 (en) | Method and apparatus for determining a level of a fluid in communication with a downhole pump | |
| WO2011123093A1 (en) | Apparatus and methods of determining fluid viscosity | |
| CN206300645U (zh) | 一种太阳能动力智能水深测量系统 | |
| CN202257201U (zh) | 抽油机最佳冲次判定装置 | |
| RU2007133904A (ru) | Способ откачки нефти из скважин с большим газосодержанием и электропогружная установка для его осуществления | |
| CN204113675U (zh) | 离心泵的解耦试验装置 | |
| CN114607320B (zh) | 一种宽频超声频移循环强化煤层增透瓦斯抽采装置及方法 | |
| CN203961857U (zh) | 一种自适应智能调频钻井振动筛 | |
| RU2299973C1 (ru) | Способ управления режимом работы скважины с электроприводной насосной установкой | |
| CN114934746B (zh) | 喷射法下表层导管后的振动固表层导管工具及其试验装置 | |
| RU90120U1 (ru) | Установка погружного насоса с системой телеметрии |