RU2359118C2 - Способ и устройство для обнаружения наличия и глубины воды, добываемой из пласта, во время бурения при пониженном гидростатическом давлении в стволе скважины - Google Patents
Способ и устройство для обнаружения наличия и глубины воды, добываемой из пласта, во время бурения при пониженном гидростатическом давлении в стволе скважины Download PDFInfo
- Publication number
- RU2359118C2 RU2359118C2 RU2005131005/03A RU2005131005A RU2359118C2 RU 2359118 C2 RU2359118 C2 RU 2359118C2 RU 2005131005/03 A RU2005131005/03 A RU 2005131005/03A RU 2005131005 A RU2005131005 A RU 2005131005A RU 2359118 C2 RU2359118 C2 RU 2359118C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- fluid
- tool
- wellbore
- drilling
- hydrostatic pressure
- Prior art date
Links
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims abstract description 98
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 56
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 title claims abstract description 41
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims description 71
- 238000001514 detection method Methods 0.000 title abstract description 12
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 title abstract 5
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 183
- 230000004913 activation Effects 0.000 claims abstract description 26
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims abstract description 5
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 56
- 230000005251 gamma ray Effects 0.000 claims description 37
- 230000003213 activating effect Effects 0.000 claims description 15
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 13
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 13
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 9
- 230000010363 phase shift Effects 0.000 claims description 6
- 230000004044 response Effects 0.000 claims description 4
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 claims description 2
- 230000000644 propagated effect Effects 0.000 claims 2
- 230000001902 propagating effect Effects 0.000 claims 2
- 230000004907 flux Effects 0.000 claims 1
- 238000009931 pascalization Methods 0.000 claims 1
- 238000001228 spectrum Methods 0.000 claims 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 6
- 238000002372 labelling Methods 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 35
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 12
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 12
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 12
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 10
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 7
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 7
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 7
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 150000002926 oxygen Chemical class 0.000 description 6
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 6
- 230000008569 process Effects 0.000 description 5
- 230000005855 radiation Effects 0.000 description 5
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 4
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 4
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 3
- 125000004429 atom Chemical group 0.000 description 3
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 description 3
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 3
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 3
- QGZKDVFQNNGYKY-NJFSPNSNSA-N nitrogen-16 Chemical group [16NH3] QGZKDVFQNNGYKY-NJFSPNSNSA-N 0.000 description 3
- QVGXLLKOCUKJST-IGMARMGPSA-N oxygen-16 atom Chemical group [16O] QVGXLLKOCUKJST-IGMARMGPSA-N 0.000 description 3
- XGRYDJSRYGHYOO-UHFFFAOYSA-N Thesine Natural products C1=CC(O)=CC=C1C1C(C(=O)OCC2C3CCCN3CC2)C(C=2C=CC(O)=CC=2)C1C(=O)OCC1C2CCCN2CC1 XGRYDJSRYGHYOO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 2
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 2
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 2
- 230000002285 radioactive effect Effects 0.000 description 2
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 2
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 2
- 230000005514 two-phase flow Effects 0.000 description 2
- ZOXJGFHDIHLPTG-UHFFFAOYSA-N Boron Chemical compound [B] ZOXJGFHDIHLPTG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 240000007320 Pinus strobus Species 0.000 description 1
- 230000005255 beta decay Effects 0.000 description 1
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 1
- 229910052796 boron Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 238000012937 correction Methods 0.000 description 1
- 230000001186 cumulative effect Effects 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000009792 diffusion process Methods 0.000 description 1
- 230000005284 excitation Effects 0.000 description 1
- 230000005281 excited state Effects 0.000 description 1
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 1
- 239000012634 fragment Substances 0.000 description 1
- 239000011261 inert gas Substances 0.000 description 1
- 230000004941 influx Effects 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 230000014759 maintenance of location Effects 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 238000012821 model calculation Methods 0.000 description 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 1
- 125000004430 oxygen atom Chemical group O* 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 238000004181 pedogenesis Methods 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 1
- 239000002689 soil Substances 0.000 description 1
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 1
- 238000011282 treatment Methods 0.000 description 1
- 238000002604 ultrasonography Methods 0.000 description 1
Images
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
-
- 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
- E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
- E21B21/08—Controlling or monitoring pressure or flow of drilling fluid, e.g. automatic filling of boreholes, automatic control of bottom pressure
- E21B21/085—Underbalanced techniques, i.e. where borehole fluid pressure is below formation pressure
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Analysing Materials By The Use Of Radiation (AREA)
- Pharmaceuticals Containing Other Organic And Inorganic Compounds (AREA)
Abstract
Группа изобретений относится к способам и устройствам для определения скважинного параметра в буровой среде при пониженном гидростатическом давлении в стволе скважины. Способы определения скважинного параметра в буровой среде заключаются в том, что осуществляют бурение ствола скважины при повышенном гидростатическом давлении в нем, обнаруживают разлом, проходящий через пласт. Далее осуществляют бурение упомянутого ствола скважины при пониженном гидростатическом давлении в нем, избирательно создают метку в первом флюиде, текущем из пласта по упомянутому стволу скважины во время бурения при пониженном гидростатическом давлении в нем, обнаруживают метку в первом флюиде. При этом определяют глубину, на которой первый флюид из пласта поступает в ствол скважины. Возобновляют бурение при пониженном гидростатическом давлении в стволе скважины. Инструмент, с помощью которого реализуются упомянутые способы, выполнен с возможностью размещения в бурильной колонне и содержит маркирующее устройство и детектор метки, отделенный от упомянутого устройства вдоль оси бурильной колонны расстоянием d. При этом инструмент дополнительно содержит схему управления для активации маркирующего устройства с целью избирательной маркировки первого флюида, текущего из пласта мимо инструмента. Кроме того, инструмент содержит обрабатывающее средство, подключенное к детектору метки, для определения, когда маркированный первый флюид протекает мимо детектора метки, и определения глубины, на которой был обнаружен первый флюид. Техническим результатом является повышение точности определения параметров пластов. 3 н. и 33 з.п. ф-лы, 4 ил.
Description
Предпосылки создания изобретения
Для прогнозирования наличия нефти, газа и воды в пласте осуществляют измерения свойств пласта во время бурения или в только что пробуренной скважине. Эти свойства пласта можно регистрировать с помощью инструментов, спускаемых в скважину на тросе, инструментов для каротажа во время бурения (КВБ) или инструментов для скважинных исследований во время бурения (СИВБ). Измерения обычно проводят в необсаженной скважине, и при этом ствол скважины содержит флюид под гидростатическим давлением, превышающим давление в продуктивном пласте, так что пласт не выделяет никакой флюид в ствол скважины. Следовательно, в этом случае результаты измерений флюида в стволе скважины не содержат информацию о флюидах в пласте.
Эти измерения свойств пласта в необсаженной скважине, которые можно считать статическими, потому что в их результатах нет информации о движении флюидов, можно использовать для логических выводов о динамических свойствах пласта при ведении добычи из скважины. Когда ведут добычу из скважины, давление в стволе скважины меньше, чем давление в продуктивном пласте. Этого состояния можно достичь во время бурения посредством нового метода под названием «бурение при пониженном гидростатическом давлении в стволе скважины» (Under Balanced Drilling, UBD). В этом случае скважину бурят и одновременно ведут добычу из нее, так что в результатах этих измерений флюида в стволе скважины может содержаться информация о текучих средах, которые добываются из пласта.
Когда бурение ведут при пониженном гидростатическом давлении в стволе скважины, по бурильной колонне в ствол скважины закачивают большое количество буровых растворов в процессе бурения этого ствола скважины. Буровые растворы способствуют охлаждению режущих поверхностей буровых долот и помогают выносить обломки выбуренной породы из забоя ствола скважины, когда они проходят вверх по кольцевому пространству на поверхность. Чтобы гарантировать, что пластовые флюиды будут течь в ствол скважины во время этого процесса бурения при пониженном гидростатическом давлении в стволе скважины, буровые флюиды перекачивают под давлением, которое немного меньше, чем прогнозируемое пластовое давление. Меньшее гидравлическое давление буровых растворов может привести к существенному притоку флюида в ствол скважины из пласта, когда встречается проницаемая зона высокого давления пласта грунта. Выявление возможности такой добычи флюида можно использовать для оценки потенциального притока в скважину для модификации этого притока, осуществляя соответствующие изменения при завершении скважины. Возможность добычи, выражаемой суммарным потоком флюида из пласта, можно выявить на поверхности. Однако для определения точной глубины каждого отдельного компонента, влияющего на добычу флюида, желательно иметь средство обнаружения объемных флюидов в кольцевом пространстве ствола скважины около бурового долота во время бурения скважины.
В известных из уровня техники технических решениях в связи с диаграммой каротажа потока воды (ДКПВ) использовали измерение времени пролета активированных порций флюида. При обслуживании с помощью ДКПВ в продуктивную скважину опускают тонкий инструмент, активируют порцию скважинного флюида, а затем отслеживают ее течение в течение относительно продолжительного промежутка времени, чтобы определить расход флюида. При этом процессе источник активации, такой как импульсный генератор нейтронов (ИГН), обычно отключен, а включается он лишь на очень короткое время для периодической маркировки порции флюида выбросом нейтронов.
В связи с бурением при пониженном гидростатическом давлении в стволе скважины, было бы желательно иметь способы и устройства для определения различных параметров на некоторой заданной глубине в стволе скважины. В частности, желательно определять глубину обводняющих разломов, которые не видны из диаграмм каротажа сопротивления. Определяя эти глубины, можно спроектировать надлежащее заканчивание, чтобы блокировать поток нежелательной воды, например, меняя насосно-компрессорную трубу, которую впоследствии устанавливают в скважине.
Краткое изложение сущности изобретения
Способ определения скважинного параметра в буровой среде при пониженном гидростатическом давлении в стволе скважины в соответствии с вариантами осуществления настоящего изобретения заключается в том, что: избирательно активируют первый поток флюидов, из пласта по стволу скважины, во время бурения при пониженном гидростатическом давлении в стволе скважины; обнаруживают активированный первый поток флюидов и определяют глубину, на которой упомянутый флюид попадает в скважину.
Инструмент для определения скважинного параметра в буровой среде представляет собой инструмент, выполненный с возможностью размещения в бурильной колонне, причем этот инструмент имеет активирующее устройство (6) и детектор (7) гамма-излучения, отделенный от упомянутого устройства расстоянием d вдоль оси бурильной колонны. Инструмент дополнительно включает в себя управляющую схему, приводимую в действие для включения активирующего устройства (6) с целью избирательной активации первого потока флюида, текущего из пласта мимо инструмента, и средство (17) обработки, реагирующее на детектор (7) гамма-лучей для определения, когда активированная порция первого потока флюида протекает мимо детектора (7) гамма-лучей, и чтобы определять глубину, на которой обнаружен первый поток флюида. Другие аспекты и преимущества изобретения станут понятными из нижеследующего описания и прилагаемой формулы изобретения.
Краткое описание чертежей
На фиг.1 показан инструмент для КВБ в соответствии с одним вариантом осуществления изобретения;
на фиг.2 показана условная диаграмма схемы инструмента для КВБ в соответствии с вариантом осуществления изобретения;
на фиг.3 показана блок-схема последовательности операций соответствующего изобретению способа определения времени пролета; и
на фиг.4 показана блок-схема последовательности операций соответствующего изобретению способа определения глубины, на которой вода обнаруживается в пласте, который бурят при пониженном гидростатическом давлении в стволе скважины.
Подробное описание
Варианты осуществления настоящего изобретения основаны на активации потока флюида, текущего вверх по скважине к поверхности в кольцевом пространстве между стволом скважины и буровым инструментом. В процессе активации атомы кислорода в добываемой текучей среде преобразуются из устойчивых атомов в радиоактивные атомы путем бомбардировки нейтронами высокой энергии. Когда нейтрон ударяется об атом кислорода-16, из ядра может высвободиться протон, при этом поглощается нейтрон и получается радиоактивный атом азота-16. Азот-16 с периодом полураспада примерно 7,1 секунды распадается с получением кислорода-16 за счет испускания бета-частицы. Кислород-16, который возникает в результате бета-распада азота-16, находится в возбужденном состоянии и высвобождает энергию возбуждения посредством излучения гамма-лучей. Излучение гамма-лучей можно обнаружить с помощью детектора гамма-лучей.
На фиг.1 показан один вариант осуществления такого инструмента для оценки пласта, как инструмент 3 для КВБ, в стволе 2 скважины. Инструмент для КВБ является частью бурильной колонны 14. Инструмент 3 для КВБ включает в себя, помимо других устройств, активирующее устройство, которое в одном варианте осуществления представляет собой импульсный генератор нейтронов (ИГН), обозначенный позицией 6, и детектор активации, который в одном варианте осуществления представляет собой детектор 7 гамма-лучей, причем эти генератор и детектор отстоят друг от друга на некоторое заданное расстояние d. ИГН 6 имеет зону 11 активации, в пределах которой атомы активируются нейтронами, излучаемыми из ИГН 6. Кислород во флюиде активируется, когда буровой раствор, содержащий воду, добываемую из пласта, течет вверх (как показано стрелками) в кольцевом пространстве между инструментом 3 для КВБ и стенкой 5 ствола скважины, и проходит через зону 11 активации. Когда активированный флюид проходит около детектора 7 гамма-лучей, происходит обнаружение гамма-лучей, излучаемых активированным кислородом. Когда активированная текучая среда достигает детектора 7 гамма-лучей, обнаруживается рост уровня радиоактивности, обуславливаемой гамма-лучами. Время между началом работы ИГН 6 и обнаружением увеличения уровня радиоактивности, обуславливаемой гамма-лучами, отражает время прохождения активированной текучей средой от ИГН 6 до детектора 7 гамма-лучей. Это время в дальнейшем именуется «временем пролета».
Расстояние d между ИГН 6 и детектором 7 гамма-лучей можно выбрать с обеспечением оптимизации обнаружения активированной порции. Если расстояние d слишком мало, то детектор получает очень большой вклад от активированного кислорода в пласте, поскольку большинство минералов, обнаруживаемых в пластах грунта, содержат значительное количество кислорода. Хотя этот параметр измерим и воспроизводим, статистическое изменение в его уровне может сделать измерение менее точным. С другой стороны, если расстояние d слишком велико, то между завершением работы ИГН 6 и обнаружением активированной текучей среды проходит слишком много времени, что делает это обнаружение недостоверным. В общем случае, расстояние d можно выбрать таким образом, что для обычных скоростей течения потока d окажется меньше, чем расстояние, проходимое флюидом в кольцевом пространстве примерно за 30 секунд.
Детектор 7 гамма-лучей может быть любым обычным детектором, применимым в инструменте для нейтронного и/или гамма-каротажа. В этом случае, канал регистрации излучения детектора 7 гамма-лучей задают такими, что оказывается возможным обнаружение гамма-лучей, испускаемых активированным кислородом. В альтернативном варианте, детектор 7 гамма-лучей может быть специальным детектором гамма-лучей, испускаемых активированным кислородом. Скорость флюида в кольцевом пространстве можно вычислить, воспользовавшись временем пролета и известным расстоянием d между ИГН 6 и детектором 7 гамма-лучей. Уравнение 1 демонстрирует одну формулу для вычисления скорости флюида
где d - расстояние между ИГН 6 и детектором 7 гамма-лучей, t - время пролета, а Vm - скорость флюида. Скорость флюида можно использовать впоследствии для вычисления других скважинных параметров, таких как объемный расход флюида.
На фиг.2 показано условное изображение части инструмента для оценки пласта, такого как инструмент 3 для КВБ, показанный на фиг.1. Как отмечалось ранее, инструмент для КВБ включает в себя ИГН 6 и детектор 7 гамма-лучей, разделенные некоторым известным расстоянием d. В некоторой заданной коммерческой реализации инструмента для КВБ этот инструмент может включать в себя ряд схем в дополнение к различным другим излучателям и датчикам, в зависимости от конструкции инструмента. Точная конструкция, например, управляющих и обрабатывающих схем инструмента для КВБ, не относится к этому изобретению и поэтому здесь подробно не описывается. Вместе с тем, как минимум, следует понять, что инструмент 3 для КВБ будет включать в себя схему 15 управления, выполненную с возможностью активации и деактивации ИГН 6 в требуемые моменты времени. Кроме того, как показано в этом примере, схема 15 управления также может управлять детектором 7 гамма-лучей.
Выходной сигнал детектора 7 гамма-лучей подается на схему обработки, которая в целях, преследуемых этим примером, показана просто как процессор 17. Процессор 17 может выполнять, например, вычисление скорости флюида в соответствии с уравнением (1) приведенным выше. Кроме того, процессор 17 может выполнять разные другие вычисления, упоминаемые в связи с нижеследующими вариантами осуществления изобретения. Обычный специалист в данной области техники поймет, что процессор 17 может быть специализированным для реализации функциональных возможностей этого изобретения, или - что более вероятно - он может быть процессором, общие функциональные возможности которого обуславливают использование совместно с упомянутым инструментом.
Сразу же после того, как процессор 17 завершил желаемое вычисление, этот процессор выдает результат либо в запоминающую среду (для выборки позже), либо в устройство вывода (для передачи на поверхность по каналу связи). Существуют различные типы и конфигурации таких устройств, и они известны специалистам в данной области техники. В целях данного пояснения эти устройства показаны в общем виде как устройство 19 вывода и хранения.
На фиг.3 показана блок-схема, иллюстрирующая вариант осуществления изобретения, описанный выше, для определения времени прохождения флюида в окружающей среде бурения. Сначала, как показано на этапе 301, ИГН не работает, т.е. обычно находится в «отключенном» состоянии. Затем на этапе 302 ИГН начинает работать, выдавая импульсы в течение периода времени, достаточного для того, чтобы порция флюида протекла через зону активации (обозначенную позицией 11 на фиг.1) во время включения ИГН. Продолжительность включения с выдачей импульсов выбирают таким образом, чтобы размер активированной порции оказался достаточным для того, чтобы вызвать обнаружимое увеличение уровня радиоактивности, обуславливаемой гамма-лучами, в детекторе гамма-лучей. На этапе 303 увеличение уровня радиоактивности, обуславливаемой гамма-лучами, обнаруживают на некотором известном расстоянии от ИГН. Как отмечалось выше, это можно делать с помощью любого детектора гамма-лучей, известного в данной области техники, или детектора, специально разработанного для гамма-лучей, излучаемых активированным кислородом. Затем на этапе 304 вычисляют время пролета, которое требуется активированной порции, чтобы пройти от ИГН до детектора гамма-лучей.
В соответствии с различными вариантами осуществления изобретения можно определять разные параметры. Во-первых, как пояснялось выше, ИГН используют для маркировки порции флюида и измерения времени (времени пролета), на протяжении времени, пока маркированная порция не будет обнаружена детектором гамма-лучей. После этого можно использовать время пролета для определения других параметров, представляющих интерес. В одном варианте осуществления изобретения, заданное известное расстояние d между ИГН и детектором гамма-лучей можно использовать в вышеупомянутом уравнении (1) для определения скорости порции флюида.
Некоторые инструменты для КВБ могут включать в себя датчики, предназначенные для непосредственного измерения диаметра ствола скважины во время процесса бурения. Одним примером такого датчика является ультразвуковой датчик, который определяет диаметр ствола скважины путем измерения времени, которое требуется ультразвуковому импульсу на прохождение через буровой раствор от инструмента для КВБ, отражение от стенки ствола скважины и возврат в инструмент для КВБ, как описано в документе ЕРА №02293279.2 METHODS AND APPARATUS FOR ULTRASOUND VELOCITY MEASUREMENTS IN DRILLING FLUIDS (Roger Griffiths et al.) («Способы и устройства для ультразвуковых измерений скорости в буровых растворах», авторы Роджер Гриффитс и др.). Если такой датчик входит в состав инструмента для КВБ, то можно вычислить объем ствола скважины на расстоянии d исходя из ее диаметра. Тогда можно использовать вариант осуществления изобретения для проведения скважинного измерения объемного расхода текучей среды в кольцевом пространстве, делая допущение на наличие одного флюида в этом кольцевом пространстве. Если добыча воды происходит со скоростью, значительно превышающей скорость бурового раствора, то эта аппроксимация однофазным потоком оказывается резонной. В частности, предполагая, что объем ствола скважины на расстоянии d известен, что объем инструмента известен и что механическая скорость проходки (МСП) либо известна, либо пренебрежимо мала по отношению к расстоянию d, из нижеследующего уравнения 2 можно определить объемный расход текучей среды:
где t - время пролета, Vbh - объем ствола скважины на расстоянии d, Vtool - объем инструмента для КВБ на расстоянии d, а Qdh - объемный расход флюида в области между ИГН и детектором гамма-лучей. Хотя совокупный объемный расход текучей среды известен на поверхности, измерение под поверхностью полезно тем, что оно обеспечивает точное измерение глубины воды, поступающей в ствол скважины. В вышеописанных уравнениях делается допущение о том, что механическая скорость проходки (МСП) бурового долота пренебрежимо мала по сравнению с расстоянием d. В большинстве обстоятельств это допущение будет давать хорошие результаты. Тем не менее, как отмечалось выше, способы согласно изобретению можно адаптировать с учетом механической скорости проходки бурового долота в тех случаях, когда ее нельзя игнорировать.
МСП можно учесть, уменьшая расстояние между ИГН и детектором гамма-лучей на расстояние, проходимое бурильной колонной в течение измерения времени пролета. Расстояние, проходимое бурильной колонной, равно МСП, умноженной на время пролета. Таким образом, можно переписать уравнение 1 для учета МСП:
где МСП - механическая скорость проходки, d - расстояние между ИГН и детектором гамма-излучения, t - время пролета, а Vm - скорость течения флюида. Точно также, уравнения 1 - 2 можно адаптировать для учета МСП посредством замены расстояния d расстоянием d - (МСП·t).
Инструмент для КВБ, иллюстрируемый в связи с фиг.1 и 2, можно использовать для определения - во время бурения - глубин обводняющих зон, которые могут существовать в пласте рядом со скважиной, подлежащей бурению. Как хорошо известно, когда буровой раствор вводят в скважинную область, вес бурового раствора создает гидростатическое давление, пропорциональное плотности этого раствора. Чем глубже скважина, тем больше гидростатический напор, развиваемый столбом бурового раствора. Давление в продуктивном пласте в коллекторе (т.е. давление, оказываемое газом и/или нефтью) изменяется на протяжении рассматриваемой скважинной области. Когда давление в продуктивном пласте равно гидростатическому давлению бурового раствора, текучую систему называют системой со сбалансированными изменениями гидродинамического давления. Если пластовое давление меньше, чем гидростатическое давление бурового раствора, флюид называют системой с повышенным гидростатическим давлением в стволе скважины. И наоборот, пластовое давление, большее, чем гидростатическое давление бурового раствора, приводит к системе с пониженным гидростатическим давлением в стволе скважины. Плотность бурового раствора часто уменьшают, чтобы создать условия бурения при пониженном гидростатическом давлении в стволе скважины, используя инертный газ, как правило - газ, богатый азотом, в буровом растворе. В системе с пониженным гидростатическим давлением в стволе скважины, пластовое давление вызывает «чистый» приток газа и/или нефти, и/или воды в ствол скважины.
В варианте осуществления настоящего изобретения, описываемом здесь, буровой раствор выбирают так, чтобы он содержал мало кислорода, либо - если это возможно - вообще не содержал его. Также создают условия, чтобы буровой раствор оказался под пониженным гидростатическим давлением по сравнению с давлением в продуктивном пласте. Например, буровой раствор может включать в себя нефть, углеводородный газ или азот, и в таком случае он создает гидростатическое давление, которое меньше давления в продуктивном пласте. Когда ствол скважины находится в условиях пониженного гидростатического давления, в нем происходит добыча текучих сред из пласта во время бурения, почти как в продуктивной скважине. Добываемые текучие среды и буровые растворы, нагнетаемые по бурильной колонне, текут вверх по кольцевому пространству буримого ствола скважины мимо бурового инструмента.
Если во время обычной операции каротажа, ИГН 6 в инструменте 3 для КВБ «включен» на протяжении большей части времени, генерируя нейтроны для измерений в процессе нейтронного каротажа, то в описываемом здесь варианте осуществления настоящего изобретения ИГН остается «отключенным» на протяжении большей части времени. В соответствии с этим вариантом осуществления изобретения ИГН работает, выдавая импульсы в течение периода времени, достаточно длительного, чтобы гарантировать маркировку (активацию) конкретной текучей среды, текущей вверх по кольцевому пространству. Этот вариант осуществления настоящего изобретения посвящен маркировке (активации) конкретному флюиду, текущему из пласта в ствол скважины и далее вверх по кольцевому пространству. Соответственно хотя конкретный флюид становится активированным, сопутствующие флюиды (буровые растворы и углеводороды, если последние присутствуют в пласте) не становятся активированными, а если и становятся, то лишь в той степени, которая делает упомянутый конкретный флюид явно обнаружимым на фоне сопутствующих флюидов. В том смысле, в каком он употребляется в данном описании, термин «активированный флюид» означает порцию флюида, который проходит через область активации около ИГН, когда этот ИГН работает, выдавая импульсы, и которая имеет радиоактивность, существенно превышающую ту, которая есть у неактивированных флюидов (буровых растворов), так что увеличение количества гамма-лучей из-за активации этого флюида может быть легко обнаружено детектором гамма-лучей.
В одном варианте осуществления, упомянутым конкретным флюидом, является вода. Если вода присутствует в кольцевом пространстве ствола скважины, то кислород в воде активируется импульсом из ИГН. Детектор 7 гамма-лучей обнаруживает активацию воды как повышение уровня радиоактивности, когда активированный флюид (вода) проходит мимо этого детектора. Поскольку буровые растворы выбираются так, чтоб в них содержалось мало - или вообще не было - кислорода, обнаружение гамма-лучей детектором 7 в ответ на импульсы работающего ИГН может быть надлежащим образом связано с присутствием воды в кольцевом пространстве ствола скважины. Хотя избирательную активацию проводят с использованием буровых растворов, которые не содержат кислород или содержат его мало, настоящее изобретение не сводится к этому варианту осуществления. Специалисты в данной области техники поймут, что можно разработать системы бурения, в которых может оказаться возможным использование буровых растворов, отличных от вышеупомянутых. Такие флюиды могут отличаться от конкретного флюида (в одном варианте осуществления - воды), подлежащей обнаружению, тем, что метку (активационную) конкретного флюида, подлежащего обнаружению, избирательно создают таким образом, что эта метка будет отличать упомянутую среду от применяемых буровых растворов. Более того, присутствие конкретного флюида, подлежащего обнаружению, можно сделать обнаружимым из-за присутствия других флюидов или элементов, которые можно сделать активированными при слежении за другой характеристикой метки, делающей упомянутую среду обнаружимой. Например, в случае кислорода в воде из пласта, его можно отличить от других элементов, присутствующих в буровых растворах, таких как Si и/или Ва, которые также активированы, или от других гамма-лучей естественного происхождения, за счет того, что гамма-лучи кислорода находятся на более высоком энергетическом уровне, чем гамма-лучи, возникающие в результате активации Si и/или Ва, или другие гамма-лучи естественного происхождения. Кроме того, хотя даже буровой раствор на углеводородной основе тоже может содержать некоторое количество кислорода, присутствие конкретной жидкости из пласта в стволе скважины все же можно будет обнаружить по присутствию конкретного флюида из пласта, проводя контроль на резкий рост обнаруживаемого сигнала, свидетельствующий о внезапном появлении в стволе скважины какого-то вещества, отличного от бурового раствора.
На фиг.4 показана блок-схема, иллюстрирующая вариант осуществления изобретения для определения глубины зоны, содержащей конкретный флюид (воду), в пласте грунта. Сначала на этапе 401 ИГН не работает, т.е. обычно находится «отключенном» состоянии. Затем на этапе 402 ИГН начинает работать, выдавая импульсы в течение периода времени, достаточного для того, чтобы порция флюида протекла через зону активации (обозначенную позицией 11 на фиг.1) во время включения ИГН и обеспечивалась избирательная активация конкретного флюида, такого, как вода - в одном варианте осуществления. Импульсный режим ИГН можно изменять по команде опускания инструмента. Продолжительность включения с выдачей импульсов выбирают таким образом, чтобы размер активированной порции оказался достаточным для того, чтобы вызвать обнаружимое увеличение уровня радиоактивности, обуславливаемой гамма-лучами, в детекторе гамма-лучей. На этапе 403 увеличение уровня радиоактивности, обуславливаемой гамма-лучами, обнаруживают на некотором известном расстоянии от ИГН. Как отмечалось выше, это можно делать с помощью любого детектора гамма-лучей, известного в данной области техники, или детектора, специально разработанного для гамма-лучей, излучаемых активированным кислородом. Затем на этапе 404 определяют относительную скорость конкретного флюида, находя момент t, в который количество одиночных импульсов счета в счетчике гамма-лучей существенно увеличивается. В фактическую скорость можно вносить поправку на движение бурильной трубы, которое осуществляется во время измерения. Отметим, что, хотя при осуществлении способа, поясняемого в связи с фиг.6, ИГН отключают в течение некоторого периода времени, а затем снова включают, в одном варианте осуществления обнаружение флюида в пласте также можно проводить, не отключая сначала ИГН, а просто измеряя резкое увеличение количества гамма-лучей в упомянутом детекторе, которое должно происходить, если из пласта в ствол скважины начинает протекать вода.
Глубину пласта, на которой этот флюид мог бы поступать в ствол скважины, можно определить, зная расстояние от средней точки промежутка «ИГН - детектор» до долота, механическую скорость проходки долота и скорость флюида в кольцевом пространстве. Расстояние от поверхности до бурового долота обычно определяют посредством стандартных измерений глубины опускания бурильной трубы. Когда при буровых измерениях применяют статический каротаж в реальном масштабе времени, расстояние до бурового инструмента (долота) от измерительного датчика представляет собой «глухой» интервал ствола скважины, который проходят перед тем, как получить любую информацию об этом пласте. Важно уменьшить длину этой «глухой» зоны, чтобы избежать бурения отрезка пласта, который может дать нежелательные флюиды. Динамическое измерение добываемых флюидов во время бурения при пониженном гидростатическом давлении в стволе скважины уменьшает этот «глухой» интервал, потому что течение флюида в кольцевом пространстве будет гораздо быстрее механической скорости проходки долота. Когда долото проникает в новый пласт, флюид из этого пласта течет вверх через кольцевое пространство только что пробуренной части ствола, проходя точку измерения в буровом инструменте между ИГН и детектором. Этот флюид обычно течет со скоростью, которая на несколько порядков превышает скорость бурения. Следовательно, флюид, добываемый из только что пробуренного пласта, достигает датчика на основе ИГН и детектора перед тем, как этот датчик на основе ИГН и детектора физически пройдет через этот пласт. Следовательно, точка, в которой можно измерить глубину залегания текучей среды в пласте, может находиться почти у долота, даже если физическое расстояние от долота до датчика на основе ИГН и детектора сравнительно велико. Чем быстрее обнаруживают воду, тем проще принять адекватные ответные меры, например, прекращая бурение.
В еще одном варианте осуществления, в настоящем изобретении предложен способ определения расхода конкретного флюида (в одном примере - воды), присутствующего в пласте, когда нельзя воспользоваться аппроксимацией однофазным потоком в случае кольцевого пространства, характеризующегося присутствием значительных объемов бурового раствора наряду с водой в пласте. В этом случае проводят дополнительное измерение для учета уменьшенной доли кольцевой площади сечения потока, вносящей вклад в течение воды. Этот метод основан на величине прироста одиночных импульсов счета гамма-лучей по результатам замера детектором, а также на времени пролета. Вариант осуществления способа вычисления расхода основан на способе, описанном в патенте США №5219518 (патенте '518) (McKeon и др.), переуступленном обладателю прав на настоящую заявку и упоминаемом здесь для справок. В описании патента '518, начиная со строки 53 в колонке 13 и кончая строкой 13 в колонке 15, описан вариант осуществления, в котором расход Q пропорционален количеству одиночных импульсов счета, обнаруженных детектором. Q определяют по формуле
Q=F(V, d, rd, Ld, Tact, Bhod)·Cflow/Stotal,
где «Cflow» - количество одиночных импульсов счета в характеристике, которая отображает течение, «Stotal» - суммарное количество нейтронов, излученных в течение периода облучения, V и d определены выше, «rd» - радиус детектора, «Ld» - длина детектора, «Tact» - период облучения, «Bhod» включает в себя коэффициенты компенсации скважины. Функция F может быть определена в лаборатории путем измерения отклика каротажного инструмента под влиянием разных условий окружающей среды. «Cflow» можно определить как площадь под характеристикой, которая отображает течение, такой как пик, показанный на фиг.2А, 2В, 3А, 3В патента '518, или как удлиненная зона 700, 701, 702 на фиг.7А, 7В, 7С патента '518. Термин «площадь» обозначает площадь под характеристикой, ограниченную экспоненциальной кривой затухания. В примере, приведенном на фиг.5А, 5В и 6 патента '518, область «Cflow» соответствует соответственным заштрихованным зонам, обозначенным как FLOWING, а в примере согласно фиг.4А, 4В патента '518 площадь «Cflow» соответствует соответственным заштрихованным зонам. «Stotal» можно вычислить любым известным способом, либо на лабораторной установке, либо в полевых условиях при измерении в скважине. Например, мог бы оказаться подходящим способ, описанный в патенте США №4760252, выданном Schlumberger Technology Corporation. В соответствии со вторым вариантом осуществления согласно патенту '518, который является пригодным, в частности - но не исключительно - для течения, имеющего малую скорость, расход Q можно определять посредством этапов, описанных в связи с фиг.7А, 7В, 7С и 8 патента '518. На фиг.8 патента '518 показан график зависимости уровней радиоактивности (подсчетам) от расхода (измеряемого в баррелях в сутки; 100 баррелей эквивалентны 15,9 м3). График, показанный на фиг.8 патента '518, является эталонным графиком, который строят перед измерениями, пользуясь либо лабораторной установкой, либо расчетами моделей. В соответствии с техническим решением, описанным в патенте '518, обнаружено, что, по меньшей мере, при малых скоростях количества одиночных импульсов счета (отображающие течение) линейно связаны с расходом. Как только получен график фактической зависимости уровней радиоактивности от времени (в процессе измерений), затем вычисляют площадь под характеристикой, отображающей течение на упомянутом графике фактической зависимости, что дает фактическое количество одиночных импульсов счета, отображающее течение. Затем, с учетом эталонного графика, приведенного на фиг.8 патента '518, определяют фактический расход для значения расхода, соответствующего упомянутому фактическому количеству одиночных импульсов счета.
Поток флюида, текущий в кольцевом пространстве, обычно содержит совокупность бурового раствора и добываемым флюидом. В одном варианте осуществления боровой раствор включает в себя нефть, а жидкость, подлежащая измерению, является добываемой водой. Когда скорость добываемой воды ненамного превышает скорость бурового раствора, содержащего нефть, смесь нефти и воды в кольцевом пространстве можно считать двухфазным потоком. Один подход к реализации этого принципа заключается в использовании вышеописанного возросшего количества одиночных импульсов счета помимо времени пролета для определения расхода воды. Еще один подход к определению расхода воды заключается в создании отдельной меры средней объемной доли воды («задержки»), которую затем объединяют со скоростью воды и кольцевой площадью сечения потока в соответствии с уравнением:
где qw - расход воды, НW - «задержка» воды, vw - скорость воды и А - кольцевая площадь сечения потока.
«Задержка» воды - это доля воды в кольцевой площади сечения потока. Измерение «задержки» воды проводят как можно ближе во времени и пространстве к измерению скорости воды. Ниже приводится описание двух способов определения расхода воды на основе разных мер «задержки» воды.
В одном варианте осуществления в настоящем изобретении предложен способ измерения расхода добываемой нефти и воды посредством определения скорости воды (как описано выше) и задержки воды на основании удельного сопротивления в кольцевом пространстве ствола скважины для случая скважины с пониженным гидростатическим давлением в стволе. Скважину бурят с помощью флюида, такого как упоминавшийся выше, который не содержит вообще или содержит мало кислорода по сравнению с кислородом, содержащимся в воде. Определение скорости воды и удельного сопротивления флюида в стволе скважины осуществляют, по существу, в одно и то же время и на одной и той же глубине в стволе скважины. Это делают с помощью инструмента для КВБ, включающего в себя «ядерный» участок, такой как ИГН, и участок «удельного сопротивления», имеющие точки измерения, близкие друг к другу. Для определения удельного сопротивления ствола скважины, можно обратиться к способу, описанному в патенте США №4916400 (далее в тексте - «патент Беста» (Best)), который переуступлен Schlumberger Technology Corporation и упоминается в данном описании в качестве ссылки. Патент Беста основан на знании удельного сопротивления флюида в стволе скважины, что позволяет судить о диаметре ствола скважины. Способ, соответствующий одному варианту осуществления настоящего изобретения, предусматривает использование диаметра ствола скважины, который предполагается известным, для получения удельного сопротивления ствола скважины.
Патент Беста относится к способу и устройству для измерения диаметра ствола скважины с использованием электромагнитного инструмента в течение каротажа, предусматривающего спуск инструмента в скважину на тросе, или каротажа во время бурения. Электромагнитная волна генерируется на передающей антенне, находящейся на окружной части устройства для каротажа, и регистрируется двумя или более аналогичными принимающими антеннами, отстоящими от передатчика в продольном направлении. Во время работы такого инструмента, передаваемая электромагнитная волна проходит в радиальном направлении по стволу скважины и попадает в пласт. Затем эта волна идет в пласте параллельно стенке ствола скважины, а потом обратно попадает в ствол скважины, чтобы, двигаясь в радиальном направлении, достичь приемников. В результате такого пути фаза сигнала в приемнике (по отношению к фазе сигнала в передатчике) содержит информацию о текучей среде в стволе скважины, о диаметре ствола скважины и о пласте. Сдвиг фаз (и/или затухание), измеряемый (измеряемое) между приемниками, зависит от удельного сопротивления пласта. Этот сдвиг фаз в связи с фазой в одном или более приемников гарантирует возможность отличать воздействия ствола скважины от воздействий пласта на фазу в приемнике. Воздействия ствола скважины непосредственно связаны с диаметром ствола скважины и удельным сопротивлением текучей среды в стволе скважины.
В соответствии со способом согласно настоящему изобретению диаметр ствола скважины можно определить отдельно с помощью другого измерения, такого как ультразвуковое измерение, описанное в вышеупомянутой европейской патентной заявке. Зная диаметр, можно использовать одну из формул, приведенных в колонках 3-6 патента Беста, для определения удельного сопротивления ствола скважины. В колонках 3-6 патента Беста указаны несколько путей определения диаметра ствола скважины как функции удельного сопротивления текучей среды в стволе скважины. Например, в патенте Беста приведено следующее уравнение.
где ФТ - суммарная фаза, А - постоянная, связанная с фазой сигнала на передающей антенне, Rm - удельное сопротивление бурового раствора, Dh - диаметр ствола скважины, ΔФ - сдвиг фаз между двумя приемниками, установленными на инструменте, и ФТ - «суммарная фаза», т.е. удвоенная сумма фаз принимаемых сигналов в обоих приемниках. В колонке 6 патента Беста поясняется, как можно вывести эту формулу, тем не менее, описываемый сейчас вариант осуществления настоящего изобретения не сводится к этому выражению и определению удельного сопротивления исходя из этого выражения.
Исходя из удельного сопротивления ствола скважины можно получить задержку Hw добываемой воды в многофазной текучей среде при том допущении, что буровой раствор и нефть имеют одинаковые электрические свойства, причем это допущение оправдано в рассматриваемом здесь варианте осуществления изобретения, в котором буровой раствор включает в себя нефть, углеводородный газ или азот. Также предполагается, что количество газа в смеси достаточно мало, чтобы можно было считать эту смесь смесью, соответствующей двухфазному потоку. Помимо этого, делая допущение о том, что доля воды превышает 0,5, можно считать смесь «водонепрерывной» фазой. В этом случае можно использовать формулу Раму и Рао(Ramu&Rao), а удельную проводимость смеси можно выразить в виде:
и
σm=1/Rm (с учетом переводного коэффициента для единиц), (7)
где β - задержка Hm (содержание воды без учета переноса), а σwater - удельная проводимость воды.
Поскольку Rm можно определить из уравнений Беста, упомянутых выше и приведенных в патенте Беста, Hm можно определить из уравнения (6). Затем можно использовать Hm для вывода формул расходов воды и нефти, соответственно qw и qo.
Также хорошо известно, что расходы воды и углеводорода в гомогенных потоках в скважине можно выразить в виде
для воды и
для углеводорода, где А - площадь сечения скважины, Hw - средняя объемная доля воды, vw - средняя скорость воды и vo - средняя скорость углеводорода. Можно предположить, что в буровой среде нет скорости сдвига между фазами нефти (углеводорода) и воды, текущими в кольцевом пространстве между стволом скважины и утяжеленной бурильной трубой. Это предположение резонно в режиме кольцевого пространства, соответствующем турбулентному смешанному потоку, в присутствии относительно большой утяжеленной бурильной трубы, вращающейся с большой скоростью, например - бурильной колонны диаметром 6,75 дюйма, вращающейся со скоростью 200 об/мин, с близко расположенными полноразмерными стабилизаторами в скважине диаметром 8,5 дюйма. В этом случае, скорость vw воды приблизительно равна скорости vo нефти, т.е. скорости смеси. Следовательно, расходы qw и qo при добыче можно определить из уравнений (8) и (9), поскольку площадь А известна, а задержка Hw определяется исходя из удельного сопротивления Rm, что рассмотрено выше.
В еще одном варианте осуществления изобретения задержку воды можно определить с помощью каротажа методом захвата импульсных нейтронов (ЗИН). В соответствии с этим вариантом осуществления изобретения пласт, который бурят при пониженном гидростатическом давлении в стволе скважины, облучают выбросами нейтронов большой энергии (как правило, 14 МэВ). Эти нейтроны замедляются, сталкиваясь с ядрами в пласте и стволе скважины. Через некоторый период времени после этого медленные (тепловые) нейтроны захватываются ядрами в пласте и стволе скважины (захват нейтронов) или диффундируют из области обнаружения в детекторах (диффузия нейтронов). Захват нейтронов сопровождается излучением гамма-лучей, которые обнаруживаются в каротажном инструменте. Спад одиночных импульсов счета со временем является первостепенной мерой минерализации пластового флюида и среды ствола скважины. Отсутствие минерализованной пластовой воды часто является указателем наличия углеводородов, которые не содержат NaCl. Спад интенсивности гамма-лучей часто сообщают в единицах поперечного сечения σ (сигма), где происходит захват тепловых нейтронов, а не времени их спада (времени жизни). Вообще говоря, наличие углеводородов в пласте увеличивает время захвата нейтронов, а значит - уменьшает сигму.
В одном варианте осуществления инструмент для ЗИН может быть «двухпосылочным» инструментом, таким как описанный в патенте США №4926044 THERMAL DECAY TIME LOGGING METHOD AND APPARATUS (Peter Wraight) («Способ импульсного нейтронного каротажа по времени жизни тепловых нейтронов и устройство для осуществления способа» (Питер Рейт)), который переуступлен Schlumberger Technology Corporation и упоминается в данном описании в качестве ссылки (далее в тексте описания - «патент Рейта»). В двухпосылочном инструменте обычном «протяженном» выбросе нейтронов, на основании которого определяют сигму пласта, предшествует один или более «коротких» выбросов, что обеспечивает системе ЗИН возможность характеризовать и, в конечном счете, компенсировать воздействия захвата тепловых нейтронов ствола скважины на одиночные импульсы счета гамма-лучей. Двухпосылочная временная последовательность может начинаться коротким (например, 10 мкс) выбросом нейтронов, за которым следуют несколько (например, пять) стробов счета, за ними - выброс, во время которого замеряют спад быстрых тепловых нейтронов за период времени, составляющий несколько десятков микросекунд. «Стробы счета» - это предписываемые периоды времени, в течение которых сигналы, формируемые детекторами гамма-лучей, выдаются в схему подсчета сигналов (не показана). Поскольку первая посылка является короткой, сигнал пласта, формирование которого занимает большее время, является малым, а результирующее время спада гамма-лучей связано главным образом с сигмой ствола скважины. После этого временная последовательность может продолжаться длинным (например, 152 мкс) выбросом нейтронов, за которым следуют несколько (например, восемь) стробов счета «захватов» в течение времени в несколько сотен микросекунд, на протяжении которого измеряют «медленный» спад тепловых нейтронов. При медленном спаде обычно доминирующим является влияние поперечного сечения захвата тепловых нейтронов. Поправку на влияние сигмы ствола скважины можно внести, воспользовавшись временем спада, полученным после короткого выброса (коротких выбросов). Одиночные импульсы счета гамма-лучей суммируются на протяжении предварительно определенного периода счета. Эти одиночные импульсы счета гамма-лучей можно затем использовать для определения сигмы как для ствола скважины, так и для пласта, что изложено в патенте Рейта. Поперечное сечение ∑wellbore (∑ствола скважины) захвата в стволе скважины является линейной комбинацией ∑water (∑воды) - поперечных сечений захвата в воде, попадающей в ствол скважины из пласта, и ∑drilling fluid (∑бурового раствора) - соответствующего поперечного сечения захвата в буровом растворе, содержащем углеводороды, в задержку воды Hw можно получить из нижеследующей формулы при условии, что минерализация пластовой воды известна.
Этот подход аналогичен методу удельного сопротивления, так как, по существу, отсутствие проникновения буровой жидкости в пласт обуславливает наличие трех переменных. В скважине во время БПГДСС этими тремя переменными являются: результат измерения в потоке флюида ствола скважины, размер ствола скважины и результат измерения в природном пласте. В типичной скважине, в стволе которой гидростатическое давление повышено, имеются пять переменных: результат измерения в текучей среде ствола скважины, размер ствола скважины, результат измерения в зоне проникновения, глубина зоны проникновения и результат измерения в природном пласте. Кроме того, при обоих способах используется мера минерализации воды, которую можно получить в результате измерений на поверхности, осуществляемых на пробе добытой воды. Эта минерализация воды определяет член «сигма пластовой воды» в уравнении «сигмы ствола скважины» и член «удельное сопротивление пластовой воды» в уравнении «удельного сопротивления пластовой воды».
Вышеописанные варианты осуществления имеют несколько приложений. Одно такое приложение имеет место в тех случаях, когда источник обводнения может быть неопределимым с помощью других средств, потому что статические измерения, при которых флюид не течет, страдают недостатком глубины или разрешения, что не позволяет выявить источник обводнения. В качестве примера отметим, что в случае обводняющих разломов может оказаться невозможным определить именно на основании статических измерений тип флюида, который может быть добыт из этих разломов. Вместе с тем, когда скважину бурят при пониженном гидростатическом давлении в ее стволе, вариант осуществления настоящего изобретения дает возможность проведения измерений в динамических условиях. Можно рассмотреть несколько вариантов пересечения зоны обводнения. Можно отказаться от работ в зоне обводнения и пробурить скважину, расположенную в более подходящем месте. В качестве альтернативы, скважину с зонами обводнения можно изолировать путем установки адекватного оборудования для заканчивания, включая устройства отсечки воды, располагаемые на подходящих глубинах. Одним простым методом заканчивания, предусматривающим выбор варианта отсечки, является тот, при котором обсадная колонна цементируется, а перфорационные отверстия имеет только в зоне добычи углеводородов. Вышеописанные варианты осуществления настоящего изобретения также можно использовать с тем, чтобы во время бурения оценивать неизбежные потери раствора у бурового долота. Это также можно использовать как средство оперативного контроля в реальном масштабе времени для получения оценки эффективности борьбы с потерями бурового раствора, или - возможно - более непрерывных обработок в будущем. После бурения, когда в эксплуатацию вовлечен весь вновь пробуренный ствол скважины, каротажный инструмент можно будет использовать для создания диаграммы расхода воды для всей скважины во время подъема из ствола скважины. Эту диаграмму можно использовать как базовую диаграмму для подтверждения эффективности оборудования для заканчивания, которое можно установить в скважине после этого начального каротажа для минимизации этого притока воды. Вторую диаграмму расхода воды можно построить после установления оборудования для заканчивания с помощью инструмента для каротажа в эксплуатационной скважине по тому же самому принципу. Сравнение этих двух диаграмм может подтвердить эффективность отсечки воды.
Хотя вышеописанные варианты осуществления настоящего изобретения рассмотрены в связи с бурением при пониженном гидростатическом давлении в стволе скважины, настоящее изобретение не сводится к этому типу бурения. Оно может быть применено к бурению при повышенном гидростатическом давлении в стволе скважины, в процессе которого во время бурения через разлом для оценки продуктивности давление в скважине временно понижают, после чего проводят бурение при пониженном гидростатическом давлении в стволе скважины, поясненное выше в данном описании. Во время бурения при пониженном гидростатическом давлении в стволе скважины, поскольку скважина является продуктивной в течение короткого периода времени, можно проводить измерения, рассмотренные выше. Затем возобновляют работу при повышенном гидростатическом давлении в стволе скважины.
Хотя изобретение описано в связи с ограниченным количеством вариантов осуществления, специалисты в данной области техники, обладающие преимуществом знания данного описания, поймут, что можно разработать другие варианты осуществления, которые не выходят за рамки притязаний вышеописанного изобретения. Например, хотя в иллюстративных целях описана активация посредством ИГН, в рамках объема притязаний изобретения применимо любое активирующее устройство. Соответственно объем притязаний изобретения ограничен только прилагаемой формулой изобретения.
Claims (36)
1. Способ определения скважинного параметра в буровой среде, заключающийся в том, что
избирательно создают метку в первом потоке флюида, текущего из пласта по стволу скважины во время бурения при пониженном гидростатическом давлении в стволе скважины, обнаруживают метку и
определяют глубину, на которой первый флюид из пласта поступает в ствол скважины.
избирательно создают метку в первом потоке флюида, текущего из пласта по стволу скважины во время бурения при пониженном гидростатическом давлении в стволе скважины, обнаруживают метку и
определяют глубину, на которой первый флюид из пласта поступает в ствол скважины.
2. Способ по п.1, в котором упомянутую метку создают путем активации изотопа, содержащегося преимущественно или только в упомянутом первом флюиде.
3. Способ по п.2, в котором активация упомянутого первого флюида представляет собой, по существу, активацию упомянутого первого флюида относительно, по меньшей мере, одного второго флюида.
4. Способ по п.3, в котором упомянутый второй флюид включает в себя буровой раствор.
5. Способ по п.3, в котором упомянутый второй флюид включает в себя существенно меньшую концентрацию изотопа, активированного в упомянутом первом флюиде.
6. Способ по п.1, в котором упомянутый первый флюид включает в себя воду.
7. Способ по п.2, в котором упомянутым активированным изотопом является 16О.
8. Способ по любому из пп.1-7, осуществляемый с помощью инструмента, предназначенного для применения во время бурения (ПВБ-инструмента).
9. Способ по п.8, в котором активацию осуществляют с помощью активирующего устройства, входящего в состав упомянутого ПВБ-инструмента.
10. Способ по п.9, в котором упомянутый ПВБ-инструмент дополнительно включает в себя детектор гамма-лучей, расположенный на расстоянии d от активирующего устройства, причем упомянутый детектор гамма-лучей выполнен с возможностью обнаружения гамма-лучей активированного изотопа.
11. Способ по п.10, в котором детектор гамма-лучей имеет порог избирательного обнаружения упомянутого активированного изотопа.
12. Способ по п.11, в котором спектр гамма-лучей, обнаруживаемых упомянутым детектором, разлагают на компоненты от разных активированных изотопов для избирательного обнаружения активированного изотопа, представляющего интерес.
13. Способ по п.9, в котором активирующее устройство включает в себя импульсный генератор нейтронов.
14. Способ по п.13, в котором упомянутый импульсный генератор нейтронов выполнен с возможностью генерирования импульсов с различными частотами.
15. Способ по п.1, дополнительно включающий определение времени (t) пролета, необходимого маркированному первому флюиду для прохождения расстояния (d) между маркирующим устройством, которое создает метку, и детектором, который эту метку обнаруживает.
16. Способ по п.15, дополнительно содержащий вычисление скорости упомянутого первого флюида, исходя из времени (t) пролета и известного расстояния (d).
17. Способ по п.16, дополнительно включающий в себя этап вывода расхода Q воды из формулы
Q=F·Cflow/Stotal,
где F - функция параметров окружающей среды, Cflow - количество одиночных импульсов счета, отображающее поток, a Stotal - суммарное количество нейтронов во время активации.
Q=F·Cflow/Stotal,
где F - функция параметров окружающей среды, Cflow - количество одиночных импульсов счета, отображающее поток, a Stotal - суммарное количество нейтронов во время активации.
18. Способ по п.16, дополнительно включающий в себя этап вывода расхода добываемой нефти и воды путем определения объемных долей флюида 1 и флюида 2 посредством измерения удельного сопротивления флюида в стволе скважины и упомянутой скорости упомянутого первого флюида, по существу, на одной и той же глубине и, по существу, в одно и то же время.
19. Способ по п.18, в котором упомянутое удельное сопротивление определяют на основании диаметра упомянутого ствола скважины.
20. Способ по п.18, в котором определение упомянутого удельного сопротивления включает в себя
передачу распространяемого электромагнитного сигнала, обнаружение сдвига фаз этого распространяемого сигнала между парой местоположений в упомянутом стволе скважины и
определение сигнала фазы, характеризующего фазу принимаемого сигнала относительно фазы упомянутого передаваемого сигнала,
определение упомянутого удельного сопротивления в ответ на упомянутый диаметр ствола скважины, на упомянутый сигнал фазы и упомянутый сигнал сдвига фаз.
передачу распространяемого электромагнитного сигнала, обнаружение сдвига фаз этого распространяемого сигнала между парой местоположений в упомянутом стволе скважины и
определение сигнала фазы, характеризующего фазу принимаемого сигнала относительно фазы упомянутого передаваемого сигнала,
определение упомянутого удельного сопротивления в ответ на упомянутый диаметр ствола скважины, на упомянутый сигнал фазы и упомянутый сигнал сдвига фаз.
21. Способ по п.19, в котором упомянутый диаметр определяют, вызывая прохождение ультразвукового импульса через кольцевое пространство упомянутого ствола скважины, отражение от стенки ствола скважины и возвращение к детектору.
22. Способ по п.21, в котором упомянутый распространяемый электромагнитный сигнал передают посредством передающей антенны, расположенной в заданном местоположении на упомянутом инструменте бурильной колонны, и обнаруживают фазовый сдвиг распространяемого сигнала посредством пары приемников, расположенных в упомянутой паре местоположений на упомянутой бурильной колонне.
23. Способ по п.19, в котором объемные доли упомянутого первого и упомянутого второго флюидов в стволе скважины определяют путем измерения поперечного сечения захвата тепловых нейтронов упомянутого флюида в стволе скважины с использованием импульсного генератора нейтронов.
24. Способ по п.1, в котором упомянутый первый флюид течет к некоторому местоположению на поверхности.
25. Инструмент для определения скважинного параметра в буровой среде при пониженном гидростатическом давлении в стволе скважины, выполненный с возможностью размещения в бурильной колонне и содержащий маркирующее устройство (6) и детектор (7) метки, отделенный от упомянутого устройства вдоль оси бурильной колонны расстоянием d, при этом инструмент дополнительно содержит
схему управления для активации маркирующего устройства (6) с целью избирательной маркировки первого флюида, текущего из пласта мимо инструмента, и
обрабатывающее средство (17), подключенное к детектору (7) метки, для определения, когда маркированный первый флюид протекает мимо детектора (7) метки, и определения глубины, на которой был обнаружен первый флюид.
схему управления для активации маркирующего устройства (6) с целью избирательной маркировки первого флюида, текущего из пласта мимо инструмента, и
обрабатывающее средство (17), подключенное к детектору (7) метки, для определения, когда маркированный первый флюид протекает мимо детектора (7) метки, и определения глубины, на которой был обнаружен первый флюид.
26. Инструмент по п.25, в котором упомянутая метка создается путем избирательной активации.
27. Инструмент по п.26, в котором избирательная активация представляет собой, по существу, активацию упомянутого первого флюида относительно, по меньшей мере, одного второго флюида.
28. Инструмент по п.27, включающий в себя инструмент, предназначенный для применения во время бурения (ПВБ-инструмент).
29. Инструмент по п.28, в котором маркирующее устройство представляет собой активирующее устройство, включенное в упомянутый ПВБ-инструмент.
30. Инструмент по п.25, в котором маркирующее устройство выполнено с возможностью включения по команде с поверхности.
31. Инструмент по п.25, в котором детектор метки представляет собой детектор активации и размещается в инструменте на расстоянии d от активирующего устройства.
32. Инструмент по п.31, в котором упомянутый детектор активации включает в себя детектор гамма-лучей, имеющий порог избирательного обнаружения активированного изотопа.
33. Инструмент по пп.31-32, в котором упомянутое активирующее устройство включает в себя импульсный генератор нейтронов.
34. Инструмент по п.27, в котором упомянутый, по меньшей мере, один второй флюид включает в себя буровой раствор.
35. Инструмент по п.27, в котором упомянутый, по меньшей мере, один второй флюид включает в себя углеводород, присутствующий в упомянутом пласте.
36. Способ определения скважинного параметра в буровой среде, заключающийся в проведении следующих операций:
осуществляют бурение ствола скважины при повышенном гидростатическом давлении в нем,
обнаруживают разлом, проходящий через пласт,
осуществляют бурение упомянутого ствола скважины при пониженном гидростатическом давлении в нем,
избирательно создают метку в первом флюиде, текущем из пласта по упомянутому стволу скважины во время бурения при пониженном гидростатическом давлении в нем,
обнаруживают метку в первом флюиде,
определяют глубину, на которой первый флюид из пласта поступает в ствол скважины, и
возобновляют бурение при пониженном гидростатическом давлении в стволе скважины.
осуществляют бурение ствола скважины при повышенном гидростатическом давлении в нем,
обнаруживают разлом, проходящий через пласт,
осуществляют бурение упомянутого ствола скважины при пониженном гидростатическом давлении в нем,
избирательно создают метку в первом флюиде, текущем из пласта по упомянутому стволу скважины во время бурения при пониженном гидростатическом давлении в нем,
обнаруживают метку в первом флюиде,
определяют глубину, на которой первый флюид из пласта поступает в ствол скважины, и
возобновляют бурение при пониженном гидростатическом давлении в стволе скважины.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| GB0305249.5 | 2003-03-07 | ||
| GB0305249A GB2399111B (en) | 2003-03-07 | 2003-03-07 | Methods for detecting while drilling underbalanced the presence and depth of water produced from the formation and for measuring parameters related thereto |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2005131005A RU2005131005A (ru) | 2006-03-10 |
| RU2359118C2 true RU2359118C2 (ru) | 2009-06-20 |
Family
ID=9954319
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2005131005/03A RU2359118C2 (ru) | 2003-03-07 | 2004-03-03 | Способ и устройство для обнаружения наличия и глубины воды, добываемой из пласта, во время бурения при пониженном гидростатическом давлении в стволе скважины |
Country Status (6)
| Country | Link |
|---|---|
| US (3) | US7432499B2 (ru) |
| CN (1) | CN1777737B (ru) |
| GB (1) | GB2399111B (ru) |
| MX (1) | MXPA05009285A (ru) |
| RU (1) | RU2359118C2 (ru) |
| WO (1) | WO2004079161A1 (ru) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2594116C1 (ru) * | 2015-06-10 | 2016-08-10 | Акционерное общество "Государственный научный центр Российской Федерации - Физико-энергетический институт имени А.И. Лейпунского" | Способ определения массы силикатных отложений на единицу длины канала и устройство для его реализации |
| RU2594113C1 (ru) * | 2015-06-04 | 2016-08-10 | Акционерное общество "Государственный научный центр Российской Федерации - Физико-энергетический институт имени А.И. Лейпунского" | Способ определения массы кислорода в кислородосодержащем потоке и устройство для его реализации |
| RU2667972C1 (ru) * | 2017-07-31 | 2018-09-25 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Газпром Трансгаз Краснодар" | Способ определения объема и места поступления пластовой воды в процессе бурения скважин |
Families Citing this family (24)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB2399111B (en) * | 2003-03-07 | 2005-10-05 | Schlumberger Holdings | Methods for detecting while drilling underbalanced the presence and depth of water produced from the formation and for measuring parameters related thereto |
| US7594551B1 (en) * | 2005-12-12 | 2009-09-29 | Mouton David E | Downhole supercharger process |
| WO2007089338A2 (en) * | 2005-12-16 | 2007-08-09 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for fluid influx detection while drilling |
| GB2438216B (en) * | 2006-05-17 | 2008-11-19 | Schlumberger Holdings | Methods and systems for evaluation of hydrocarbon reservoirs and associated fluids using biological tags and real-time polymerase chain reactions |
| GB2445159B (en) | 2006-12-23 | 2009-11-18 | Schlumberger Holdings | Methods and systems for determining mud flow velocity from measurement of an amplitude of an artificially induced radiation |
| AU2008331503B2 (en) * | 2007-11-30 | 2011-11-03 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Real-time completion monitoring with acoustic waves |
| US10061055B2 (en) | 2008-06-25 | 2018-08-28 | Schlumberger Technology Corporation | Absolute elemental concentrations from nuclear spectroscopy |
| EP2138869A1 (en) | 2008-06-27 | 2009-12-30 | Services Pétroliers Schlumberger | Determining downhole fluid flow |
| US8969793B2 (en) * | 2008-07-02 | 2015-03-03 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole neutron activation measurement |
| US20100169019A1 (en) * | 2008-12-27 | 2010-07-01 | Schlumberger Technology Corporation | Formation evaluation using local dynamic under-balance in perforating |
| US7950451B2 (en) | 2009-04-10 | 2011-05-31 | Bp Corporation North America Inc. | Annulus mud flow rate measurement while drilling and use thereof to detect well dysfunction |
| EP2433162A4 (en) | 2009-05-22 | 2015-05-06 | Schlumberger Technology Bv | OPTIMIZATION OF NEUTRON-GAMMA TRANSMITTER INSTRUMENTS FOR INELASTIC GAMMA RAY DIAGRAM |
| US8521435B2 (en) * | 2009-06-10 | 2013-08-27 | Schlumberger Technology Corporation | Estimating sigma log beyond the measurements points |
| US8461520B2 (en) * | 2009-08-24 | 2013-06-11 | Baker Hughes Incorporated | Sourceless gamma ray production system and methods |
| WO2011109721A1 (en) * | 2010-03-04 | 2011-09-09 | Altarock Energy, Inc. | Downhole deployable tools for measuring tracer concentrations |
| EP2596386A4 (en) * | 2010-08-26 | 2017-09-13 | Smith International, Inc. | Method for measuring subterranean formation density using a neutron generator |
| US8656770B2 (en) * | 2011-06-30 | 2014-02-25 | Baker Hughes Incorporated | Electromagnetically heated thermal flowmeter for wellbore fluids |
| US20130020075A1 (en) * | 2011-07-18 | 2013-01-24 | Baker Hughes Incorporated | Pulsed Neutron Monitoring of Hydraulic Fracturing and Acid Treatment |
| CN104265276A (zh) * | 2014-09-12 | 2015-01-07 | 中国石油集团长城钻探工程有限公司测井公司 | 基于电阻率示踪剂的流量测量方法及流量计 |
| US9599743B2 (en) | 2015-04-29 | 2017-03-21 | Baker Hughes Incorporated | Density measurements using detectors on a pulsed neutron measurement platform |
| US10393916B2 (en) | 2016-03-15 | 2019-08-27 | Schlumbergr Technology Corporation | Predicting water holdup measurement accuracy of multiphase production logging tools |
| US11209569B2 (en) * | 2019-07-02 | 2021-12-28 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Neutron time of flight wellbore logging |
| US11261692B2 (en) | 2020-04-15 | 2022-03-01 | Saudi Arabian Oil Company | Method and apparatus for identifying and remediating loss circulation zone |
| US20240125230A1 (en) * | 2022-10-12 | 2024-04-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Using Radio Isotopes As A Triggering Element In Downhole Applications |
Family Cites Families (36)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3134904A (en) * | 1959-12-18 | 1964-05-26 | Well Surveys Inc | Method of radioactivity tracer logging |
| US3691378A (en) * | 1970-06-26 | 1972-09-12 | Dresser Ind | Simultaneous pulsed neutron well logging |
| US4008392A (en) * | 1973-09-19 | 1977-02-15 | Exxon Production Research Company | Method for determining fluid type and lithology of subterranean formations |
| US4166215A (en) * | 1977-09-23 | 1979-08-28 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and apparatus for determining dynamic flow characteristics of production fluids in a well bore |
| US4233508A (en) * | 1978-12-18 | 1980-11-11 | Texaco Inc. | Water injection profiling |
| US4760252A (en) | 1983-06-28 | 1988-07-26 | Schlumberger Technology Corporation | Well logging tool with an accelerator neutron source |
| US4926044A (en) | 1986-01-31 | 1990-05-15 | Schlumberger Technology Corporation | Thermal decay time logging method and apparatus |
| US4916400A (en) * | 1989-03-03 | 1990-04-10 | Schlumberger Technology Corporation | Method for determining characteristics of the interior geometry of a wellbore |
| US5219518A (en) * | 1989-10-02 | 1993-06-15 | Schlumberger Technology Corporation | Nuclear oxygen activation method and apparatus for detecting and quantifying water flow |
| RU2011818C1 (ru) | 1990-10-30 | 1994-04-30 | Кузнецкий научно-исследовательский институт "Кузниишахтострой" | Установка для проведения наклонных горных выработок |
| RU2075099C1 (ru) * | 1992-10-29 | 1997-03-10 | Научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт геофизических исследований геологоразведочных скважин с опытным заводом геофизической аппаратуры | Способ определения зольности и теплотворной способности ископаемых углей |
| RU2073895C1 (ru) | 1993-04-08 | 1997-02-20 | Научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт геофизических исследований геологоразведочных скважин с опытным заводом геофизической аппаратуры | Способ нейтронного активационного каротажа и устройство для его осуществления |
| US5461909A (en) * | 1993-05-21 | 1995-10-31 | Halliburton Logging Services, Inc. | Oxygen activation method for quantitative water flow measurements within and behind well bore casing |
| US5404752A (en) * | 1993-09-28 | 1995-04-11 | Western Atlas International, Inc. | Method for measuring the velocity of water flow through nested conduits |
| US5543617A (en) * | 1994-06-27 | 1996-08-06 | Schlumberger Technology Corporation | Method of measuring flow velocities using tracer techniques |
| US5608215A (en) * | 1994-09-16 | 1997-03-04 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for determining density of earth formations |
| CA2165017C (en) * | 1994-12-12 | 2006-07-11 | Macmillan M. Wisler | Drilling system with downhole apparatus for transforming multiple dowhole sensor measurements into parameters of interest and for causing the drilling direction to change in response thereto |
| US6376838B1 (en) * | 1998-03-06 | 2002-04-23 | Computalog Usa, Inc. | Formation evaluation combination system for petrophysical well log analysis |
| US6561269B1 (en) * | 1999-04-30 | 2003-05-13 | The Regents Of The University Of California | Canister, sealing method and composition for sealing a borehole |
| RU2164599C2 (ru) | 1999-06-17 | 2001-03-27 | Открытое акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" Открытого акционерного общества "Газпром" | Способ исследования жидкофазных динамических процессов в пластах с аномально низким давлением |
| US6466513B1 (en) * | 1999-10-21 | 2002-10-15 | Schlumberger Technology Corporation | Acoustic sensor assembly |
| WO2002006634A1 (en) * | 2000-07-19 | 2002-01-24 | Schlumberger Technology B.V. | A method of determining properties relating to an underbalanced well |
| US6585044B2 (en) * | 2000-09-20 | 2003-07-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method, system and tool for reservoir evaluation and well testing during drilling operations |
| US7311151B2 (en) * | 2002-08-15 | 2007-12-25 | Smart Drilling And Completion, Inc. | Substantially neutrally buoyant and positively buoyant electrically heated flowlines for production of subsea hydrocarbons |
| US6807486B2 (en) * | 2002-09-27 | 2004-10-19 | Weatherford/Lamb | Method of using underbalanced well data for seismic attribute analysis |
| US6944548B2 (en) * | 2002-12-30 | 2005-09-13 | Schlumberger Technology Corporation | Formation evaluation through azimuthal measurements |
| DE60212868T2 (de) * | 2002-12-31 | 2007-02-01 | Services Petroliers Schlumberger | Verfahren und Vorrichtung zur zeitversetzen Analyse von Ursache und Wirkung |
| EP1435430B1 (en) * | 2002-12-31 | 2007-03-28 | Services Petroliers Schlumberger | Measuring mud flow velocity using pulsed neutrons |
| GB2399111B (en) * | 2003-03-07 | 2005-10-05 | Schlumberger Holdings | Methods for detecting while drilling underbalanced the presence and depth of water produced from the formation and for measuring parameters related thereto |
| US7073378B2 (en) * | 2003-08-07 | 2006-07-11 | Schlumberger Technology Corporation | Integrated logging tool for borehole |
| US7466136B2 (en) * | 2004-06-18 | 2008-12-16 | Schlumberger Technology Corporation | While-drilling methodology for determining earth formation characteristics and other useful information based upon streaming potential measurements |
| WO2007089338A2 (en) * | 2005-12-16 | 2007-08-09 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for fluid influx detection while drilling |
| US7528600B2 (en) * | 2006-12-08 | 2009-05-05 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for downhole time-of-flight sensing, remote NMR detection of fluid flow in rock formations |
| GB2445159B (en) * | 2006-12-23 | 2009-11-18 | Schlumberger Holdings | Methods and systems for determining mud flow velocity from measurement of an amplitude of an artificially induced radiation |
| US8642944B2 (en) * | 2007-08-31 | 2014-02-04 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole tools with solid-state neutron monitors |
| EP2103775A1 (en) * | 2008-03-19 | 2009-09-23 | Services Pétroliers Schlumberger | Method and apparatus for performing wireline logging operations in an under-balanced well |
-
2003
- 2003-03-07 GB GB0305249A patent/GB2399111B/en not_active Expired - Fee Related
-
2004
- 2004-03-03 US US10/547,961 patent/US7432499B2/en not_active Expired - Lifetime
- 2004-03-03 RU RU2005131005/03A patent/RU2359118C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2004-03-03 WO PCT/EP2004/002143 patent/WO2004079161A1/en active Application Filing
- 2004-03-03 MX MXPA05009285A patent/MXPA05009285A/es active IP Right Grant
- 2004-03-03 CN CN2004800104293A patent/CN1777737B/zh not_active Expired - Fee Related
-
2008
- 2008-08-28 US US12/200,081 patent/US8143570B2/en not_active Expired - Fee Related
-
2012
- 2012-01-25 US US13/358,502 patent/US20120119076A1/en not_active Abandoned
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2594113C1 (ru) * | 2015-06-04 | 2016-08-10 | Акционерное общество "Государственный научный центр Российской Федерации - Физико-энергетический институт имени А.И. Лейпунского" | Способ определения массы кислорода в кислородосодержащем потоке и устройство для его реализации |
| RU2594113C9 (ru) * | 2015-06-04 | 2016-10-10 | Акционерное общество "Государственный научный центр Российской Федерации - Физико-энергетический институт имени А.И. Лейпунского" | Способ определения массы кислорода в кислородосодержащем потоке |
| RU2594116C1 (ru) * | 2015-06-10 | 2016-08-10 | Акционерное общество "Государственный научный центр Российской Федерации - Физико-энергетический институт имени А.И. Лейпунского" | Способ определения массы силикатных отложений на единицу длины канала и устройство для его реализации |
| RU2594116C9 (ru) * | 2015-06-10 | 2016-10-10 | Акционерное общество "Государственный научный центр Российской Федерации - Физико-энергетический институт имени А.И. Лейпунского" | Способ определения массы силикатных отложений на единицу длины канала |
| RU2667972C1 (ru) * | 2017-07-31 | 2018-09-25 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Газпром Трансгаз Краснодар" | Способ определения объема и места поступления пластовой воды в процессе бурения скважин |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| WO2004079161A1 (en) | 2004-09-16 |
| RU2005131005A (ru) | 2006-03-10 |
| US20090139713A1 (en) | 2009-06-04 |
| US8143570B2 (en) | 2012-03-27 |
| US7432499B2 (en) | 2008-10-07 |
| MXPA05009285A (es) | 2005-10-18 |
| US20060180754A1 (en) | 2006-08-17 |
| CN1777737A (zh) | 2006-05-24 |
| GB0305249D0 (en) | 2003-04-09 |
| GB2399111A (en) | 2004-09-08 |
| GB2399111B (en) | 2005-10-05 |
| CN1777737B (zh) | 2011-05-04 |
| US20120119076A1 (en) | 2012-05-17 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2359118C2 (ru) | Способ и устройство для обнаружения наличия и глубины воды, добываемой из пласта, во время бурения при пониженном гидростатическом давлении в стволе скважины | |
| US7705295B2 (en) | Methods and systems for determining mud flow velocity from measurement of an amplitude of an artificially induced radiation | |
| CA2662543C (en) | Determining formation characteristics | |
| RU2376465C2 (ru) | Определение скорости потока жидкости в стволе скважины методом импульсного облучения | |
| US11125082B2 (en) | Systems and methods for monitoring changes in a formation while dynamically flowing fluids | |
| US5461909A (en) | Oxygen activation method for quantitative water flow measurements within and behind well bore casing | |
| US5219518A (en) | Nuclear oxygen activation method and apparatus for detecting and quantifying water flow | |
| CA1250057A (en) | Method for logging fluid flow rate, water fraction, and/or salinity of water flowing into a well | |
| CA1058331A (en) | Behind casing water flow detection using pulsed neutron oxygen activation | |
| US20050139759A1 (en) | Lifetime pulsed neutron/chlorine combination logging tool | |
| CA1052478A (en) | Behind casing water volume flow rate measurement using gamma ray spectral degradation | |
| US5094808A (en) | Oxygen activation downhole tool | |
| US7669468B2 (en) | Measuring mud flow velocity using pulsed neutrons | |
| McKeon et al. | Interpretation of oxygen activation logs for detecting water flow in producing and injection wells | |
| CA1070031A (en) | Well fluid production profiling using an oxygen activation flow meter | |
| EP0421844B1 (en) | Nuclear oxygen activation method and apparatus for detecting and quantifying water flow | |
| McKeon et al. | Improved oxygen-activation method for determining water flow behind casing | |
| CA1049663A (en) | Low-cost but accurate radioactive logging for determining water saturations in a reservoir | |
| Permata et al. | Utilizing Saturation Logging to Identify Bypassed Oil in a Waterflood Reservoir: Kaji Semoga Field Case Study | |
| CA2527331A1 (en) | Lifetime pulsed neutron/chlorine combination logging tool |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20160304 |