RU2505675C1 - Способ определения свойств углеводного пласта и добываемых флюидов в процессе добычи - Google Patents
Способ определения свойств углеводного пласта и добываемых флюидов в процессе добычи Download PDFInfo
- Publication number
- RU2505675C1 RU2505675C1 RU2012137226/03A RU2012137226A RU2505675C1 RU 2505675 C1 RU2505675 C1 RU 2505675C1 RU 2012137226/03 A RU2012137226/03 A RU 2012137226/03A RU 2012137226 A RU2012137226 A RU 2012137226A RU 2505675 C1 RU2505675 C1 RU 2505675C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- formation
- spectrum
- quantitative
- indicator
- Prior art date
Links
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 58
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 45
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 39
- 150000001720 carbohydrates Chemical class 0.000 title abstract 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 title abstract 2
- 238000013178 mathematical model Methods 0.000 claims abstract description 15
- 230000004044 response Effects 0.000 claims abstract description 14
- 230000008569 process Effects 0.000 claims abstract description 5
- 238000001228 spectrum Methods 0.000 claims description 46
- 230000008859 change Effects 0.000 claims description 15
- 238000005316 response function Methods 0.000 claims description 13
- 230000003595 spectral effect Effects 0.000 claims description 13
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 9
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 9
- 230000006870 function Effects 0.000 claims description 5
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims description 5
- 230000001133 acceleration Effects 0.000 claims description 4
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 4
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 4
- 238000004088 simulation Methods 0.000 claims description 4
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 3
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 claims description 3
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims description 2
- 230000008030 elimination Effects 0.000 claims 1
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 claims 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 48
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 16
- 230000000875 corresponding effect Effects 0.000 description 10
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 8
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 6
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 5
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 4
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 4
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 3
- 230000014509 gene expression Effects 0.000 description 3
- 230000001902 propagating effect Effects 0.000 description 3
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 3
- 230000009471 action Effects 0.000 description 2
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 2
- 230000002596 correlated effect Effects 0.000 description 2
- 230000005284 excitation Effects 0.000 description 2
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 2
- 230000010355 oscillation Effects 0.000 description 2
- 230000005855 radiation Effects 0.000 description 2
- 230000035945 sensitivity Effects 0.000 description 2
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 2
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 1
- 230000008602 contraction Effects 0.000 description 1
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- 238000004146 energy storage Methods 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 238000005304 joining Methods 0.000 description 1
- 230000002045 lasting effect Effects 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 230000001151 other effect Effects 0.000 description 1
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 230000001052 transient effect Effects 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
- E21B44/00—Automatic control systems specially adapted for drilling operations, i.e. self-operating systems which function to carry out or modify a drilling operation without intervention of a human operator, e.g. computer-controlled drilling systems; Systems specially adapted for monitoring a plurality of drilling variables or conditions
-
- 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
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/12—Methods or apparatus for controlling the flow of the obtained fluid to or in wells
- E21B43/121—Lifting well fluids
- E21B43/128—Adaptation of pump systems with down-hole electric drives
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/06—Measuring temperature or pressure
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/10—Locating fluid leaks, intrusions or movements
- E21B47/107—Locating fluid leaks, intrusions or movements using acoustic means
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (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)
- Acoustics & Sound (AREA)
- Control Of Non-Positive-Displacement Pumps (AREA)
Abstract
Изобретение относится к мониторингу свойств углеводородных пластов и свойств добываемых флюидов во время добычи, особенно в ходе механизированной добычи. Техническим результатом является определение характеристик параметров призабойной зоны и получение более качественных характеристик пласта на границе раздела пласта и скважины. Для определения свойств углеводородного пласта и добываемых флюидов в процессе добычи, в соответствии с которым по меньшей мере один раз регистрируют акустический сигнал, представляющий собой отклик системы скважина-пласт на акустические импульсы давления. Источником импульсов давления является электрический погружной насос, расположенный внутри скважины. Акустический сигнал регистрируют по меньшей мере одним датчиком, размещенным в забойной камере скважины и измеряющим по меньшей мере один количественный физический показатель системы скважина-пласт, характеризующий процесс распространения акустического импульса в скважине. Создают математическую модель распространения акустических импульсов давления в забойной камере и сравнивают данные, полученные путем моделирования, с данными, полученными путем регистрации акустического сигнала, представляющего собой отклик системы скважина-пласт. Регулируют параметры пласта в математической модели для обеспечения соответствия по меньшей мере одного количественного физического показателя системы скважина-пласт, полученного путем моделирования, тому же количественному физическому показателю, полученному путем регистрации, и определяют свойства пласта и добываемых флюидов как параметры, обеспечивающие соответствие. 18 з.п. ф-лы, 3 ил.
Description
Настоящее изобретение относится к мониторингу свойств углеводородных пластов и свойств добываемых флюидов во время добычи, особенно в ходе механизированной добычи.
Механизированная добыча представляет собой операцию, направленную на повышение добычи углеводородов из пласта путем создания отрицательного перепада давления между пластом и скважиной, и далее - между призабойной зоной скважины и поверхностью так, чтобы сначала вызвать поток флюидов из пласта в скважину, а затем вытолкнуть их на поверхность. Это осуществляется повсеместно, в частности, путем установки электрического погружного насоса (ESP) внутри добывающей скважины. Электрический погружной насос обычно состоит из последовательности нескольких электроцентробежных насосов, сепаратора, электродвигателя и силового кабеля для питания двигателя. Система питания может включать в себя Привод Регулировки Скорости (Variable Speed Drive), способный регулировать управляющий электрический сигнал и, таким образом, при необходимости изменять эксплуатационные характеристики электрического погружного насоса.
Во время добычи важно оценивать изменения пластовых условий (например, давления, проницаемости в призабойной зоне скважины и локального снижения проницаемости) и изменения свойств скважинных флюидов (например, содержание в них различных фаз) и оперативно регулировать параметры электрического погружного насоса и расположенной на поверхности системы с целью создания оптимального режима добычи, недопущения поломок оборудования, а также получения дополнительных данных для инженерных моделей.
Из уровня техники известны способы получения информации о свойствах углеводородных пластов, представляющие собой гармонические испытания (см., например, Hollaender, F., Hammond P.S. and Gringarten, A., Harmonic Testing for Continuous Well and Reservoir Monitoring, SPE 77692, 2002), предусматривающие сообщение пласту нагрузки, связанной с циклическим изменением расхода жидкости, с варьированием периода цикла в некотором диапазоне, с целью установления "функции отклика" пласта, представляющей собой отношение давления в частотной области к расходу в частотной области (здесь и далее, упоминание какой-либо величины «в частотной области» означает ссылку на комплексные коэффициенты преобразования Фурье данной величины, параметризуемые частотой), на пересечении пласта и скважины. С точки зрения акустики функция отклика совпадает с сосредоточенным полным гидравлическим сопротивлением пласта в зоне его примыкания к скважине. Если расход задан, функция отклика позволяет рассчитать давление в частотной области. Были рассмотрены аналитические модели функции отклика для различных конфигураций "скважина-пласт": линейный источник, скважина с учетом влияния сжимаемости ствола и зоны локального снижения проницаемости в бесконечном однородном пласте, скважины с гидроразрывом, пласты с двойной пористостью или составные пласты с учетом влияния сжимаемости ствола и зоны локального снижения проницаемости.
Периоды циклов гармонических испытаний соотносятся с необходимой глубиной изучения резервуара и варьируются от 0,1 сек до нескольких месяцев; таким образом, расчетный диапазон частот функции отклика не превышает 10 Гц. Соответствующие изменения расхода необходимо производить при помощи специального устройства для изменения расхода, что усложняет компоновку скважины.
В отличие от стандартных гармонических испытаний предлагаемый способ касается более высокого диапазона частот (10-100 Гц) и оценивает функцию отклика пласта опосредованно, через его гидравлическое сопротивление в точке измерений, например, на входе электрического погружного насоса. Переход к другому диапазону частот позволяет изучить не только свойства пласта вдали от скважины, но и определить характеристики параметров призабойной зоны и получить более качественные характеристики пласта на границе раздела пласта и скважины. Он также позволяет основывать интерпретацию данных на явлениях, которые отсутствуют в случае более низких частот, например, на частотах и скоростях затухания резонансных мод в зоне под насосом.
В соответствии с предлагаемым способом по меньшей мере один раз регистрируют акустический сигнал, представляющий собой отклик системы скважина-пласт на акустические импульсы давления, источником которых является электрический погружной насос, расположенный внутри скважины. Акустический сигнал регистрируют по меньшей мере одним датчиком, размещенным в забойной камере скважины и измеряющим по меньшей мере один количественный физический показатель системы скажина-пласт, характеризующий процесс распространения акустического импульса в скважине. Создают математическую модель распространения акустических импульсов давления в забойной камере, сравнивают данные, полученные путем моделирования, с данными, полученными путем регистрации акустического сигнала, представляющего собой отклик системы скважина-пласт. Регулируют параметры пласта в математической модели для обеспечения соответствия по меньшей мере одного количественного физического показателя системы скважина-пласт, полученного путем моделирования, тому же количественному физическому показателю, полученному путем регистрации, и определяют свойства пласта и добываемых флюидов как параметры, обеспечивающие соответствие.
Количественные физические показатели системы скважина-пласт включают в себя давление, производную давления по времени, компоненту скорости флюида, компоненту ускорения флюида или их сочетание.
В соответствии с одним из вариантов осуществления изобретения для регистрации акустического сигнала используют две группы датчиков, расположенных близко друг к другу. В первой группе по меньшей мере один датчик измеряет давление или производную давления по времени или их комбинацию, во второй группе по меньшей мере один датчик измеряет скорость или ускорение флюида в направлении оси скважины в месте измерения. Определяют отношение спектра первого измеренного физического количественного показателя к спектру второго измеренного физического количественного показателя, используют указанное отношение спектра первого измеренного физического количественного показателя к спектру второго измеренного физического количественного показателя в качестве исходных данных для расчета функции отклика пласта с использованием математической модели распространения акустического импульса в забойной камере скважины. Используют полученный из моделирования набор функций откликов пласта, связанный с определенной геометрией пласта и параметрами среды пласта, для регулирования параметров пласта в математической модели.
Для определения отношения спектра первого измеренного физического количественного показателя к спектру второго измеренного физического количественного показателя рассчитывают спектр первого измеренного физического количественного показателя для первой группы датчиков и спектр второго измеренного количественного показателя для второй группы датчиков. При этом расчет спектра измеренного физического количественного показателя представляет собой обработку зарегистрированного акустического сигнала, состоящую в представлении сигнала как линейной комбинации функций, параметризованных спектральным параметром, с коэффициентами линейной комбинации, представляющими собой указанный спектр.
В частности, определение спектра зарегистрированного акустического сигнала может быть осуществлен при помощи дискретного преобразования Фурье.
Зарегистрированный акустический сигнал может быть подвергнут предварительной обработке, включающей, например, исключение трендов и удаление шумов.
Отношение спектра первого измеренного физического количественного показателя к спектру второго измеренного физического количественного показателя может быть рассчитано как линейный фильтр.
В случае, если акустический сигнал регистрируют более одного раза, рассчитывают спектр физического количественного показателя, измеренного датчиком в каждый момент времени, и определяют изменения по меньшей мере одного параметра математической модели путем сопоставления результирующих изменений спектров с изменениями параметров модели.
В соответствии с другим вариантом осуществления изобретения по меньшей мере один раз изменяют скорость вращения ротора электрического погружного насоса путем изменения управляющего входного электрического сигнала погружного насоса, определяют спектр по меньшей мере одного количественного физического показателя, измеренного датчиками, при дискретном множестве частот, на котором амплитуды спектра погружного насоса имеют локальные максимумы. Скорость вращения ротора электрического погружного насоса может быть изменена с использованием преобразователя скорости вращения.
Изменение скорости вращения ротора может представлять собой частотную модуляцию скорости вращения ротора модулирующей частотой.
Скорость вращения ротора электрического погружного насоса может быть изменена несколько раз с набором различных модулирующих параметров так, чтобы спектральные максимумы скорости вращения ротора покрывали диапазон частот.
Так, изменение скорости вращения ротора может представлять собой частотную модуляцию, при которой изменение модулирующего параметра приводит к тому, что спектральные максимумы охватывают диапазон
(νsh-nνmod, νsh+nνmod),
где νsh - скорость вращения ротора электрического погружного насоса,
νmod- модулирующий параметр,
n=1, 2 ….
В соответствии с еще одним вариантом осуществления изобретения по меньшей мере одним датчиком измеряют давление или его производную по времени, или их сочетание, и определяют фазовую скорость флюида, заполняющего забойную камеру скважины, путем соотнесения резонансных и антирезонансных частот по меньшей мере одного количественного показателя с соответствующими частотами математической модели. Определяют объемную долю газа, представляющую собой отношение объема, занятого газом, к общему объему флюида, путем соотнесения фазовой скорости, определенной при данном давлении с фазовой скоростью, прогнозируемой при помощи модели.
Изменение объемной доли газа также может быть определено качественно путем наблюдения одновременного уменьшения или увеличения резонансных или антирезонансных частот.
Акустические сигналы, зарегистрированные датчиками, измеряющими по меньшей мере один количественный физический показатель системы скажина-пласт, могут быть подвергнуты обработке в скважине так, что информация о количественном или качественном поведении физических количественных показателей вырабатывается путем такой обработки и либо передается на поверхность при помощи телеметрической связи, либо сохраняется в памяти для считывания в дальнейшем.
Изобретение поясняется чертежами, где на фиг. 1 приведен пример частотной модуляции скорости вращения ротора, на фиг.2 проиллюстрировано уравнение сохранения массы на стыке нескольких сегментов, на фиг. 3 приведен пример полного гидравлического сопротивления на входе электрического погружного насоса, рассчитанный в модели линии передачи для геометрии, изображенной слева.
Изобретение основано на использовании электрического погружного насоса в качестве источника колебаний давления, наполняющих скважинное пространство акустической энергией; при этом учитывается, что область скважины под электрическим погружным насосом представляет собой прекрасно изолированный объем, что делает ее идеальной для акустических испытаний.
Интерпретация этих колебаний позволяет охарактеризовать свойства пласта или скважинного флюида на основании, в частности, динамического отклика давления.
Было установлено, что существует возможность оценки некоторых свойств свойства пласта или скважинного флюида путем направления импульса давления в нижнюю часть скважины и интерпретации отклика системы, который является чувствительным к гидравлической коммуникации скважины и резервуара и коэффициентам сжимаемости скважинных флюидов, при этом последние являются индикаторами содержания различных фаз во флюиде. Для создания таких колебаний давления можно использовать электрический погружной насос. Применение скважинного датчика давления или датчика для измерения колебаний расхода (например, однокомпонентного геофона) или обоих датчиков позволяет регистрировать отклик системы. Датчики размещают в забойной камере скважины; понятие "забойная камера" означает гидравлически связную область ниже электрического погружного насоса и может представлять собой группу сегментов скважины, либо гидравлически отделенных от среды, окружающей скважину, либо соединенных с этой средой, и может включать в себя как минимум один пласт, пересекающий скважину, а также может включать в себя заполненную флюидом область под пакером, если последний присутствует.
Создают математическую модель распространения импульса давления в пласте, примыкающем к зоне скважины, расположенной ниже электрического погружного насоса, ее параметры можно настроить таким образом, чтобы результаты моделирования соответствовали измеренным данным. Модель должна включать набор параметров пласта, например, произведение проницаемости пласта на высоту пласта, локальное снижение проницаемости в призабойной зоне, средний радиус зоны снижения проницаемости, и параметров флюида, например плотность, вязкость и объемную доля газа.
Электрический погружной насос представляет собой один из видов центробежного насоса, в котором вращательное движение профилированной крыльчатки в сочетании с фасонным корпусом насоса или улитой, сообщает центробежную силу для выброса жидкости из насоса. Жидкость поступает в насос и затягивается в лопаточное пространство или в центр крыльчатки, а затем вытесняется из него через лопатки (лопасти) под действием центробежной силы, вырабатываемой вращательным действием крыльчатки. Затем жидкость вытесняется во внешний контур насоса и выходит с выкида насоса.
На валу можно установить несколько ступеней крыльчаток, за счет чего образуется многоступенчатый центробежный насос, который обычно используется при механизированной добыче (см., например, http://belpumps.by/inoxpa-nasos-ms.html).
Центробежный насос выполняет работу над жидкостью, сообщая силу путем ускорения жидкости до определенной скорости и перемещая ее от состояния низкого давления (на приеме) до состояния высокого давления (на выкиде). Работа выполняется над жидкостью путем вращения крыльчатки, закрепленной на валу и соединенной с источником питания - электрическим двигателем, дизельным двигателем и т.д.
По мере вращения вала жидкость поступает в "лопаточное пространство" крыльчатки (зону, ближайшую к валу) и выходит через лопатки, расположенные на кромке или на внешнем диаметре. Жидкость выходит с кромки лопатки с определенной скоростью и под определенным давлением, и направляется с внешнего диаметра крыльчатки через диффузор и возвращается во внешний диаметр ("лопаточное пространство") другой крыльчатки или на выкид насоса. Диффузор является стационарным и имеет лопатки, которые создают проходной канал для изменения направления движения жидкости.
Таким образом, из самого принципа работы центробежного насоса вытекает, что существуют две основные частоты, характеризующие работу насоса: частота вращения крыльчатки ("частота вала") и частота "межлопаточного канала", представляющая собой частоту вращения крыльчатки, умноженную на количество лопаток. Эти частоты проявляются в виде пиков в спектре колебаний давления, создаваемого насосом. Ввиду того, что временная зависимость скорости вращения вала никогда не представляет собой совершенную синусоиду и ввиду того, что отклик давления на вращение ротора может быть нелинейным, спектр отклика давления обычно также содержит гармонические составляющие основных частот ("гармоники").
Таким образом, электрический погружной насос способен вырабатывать сильные акустические сигналы на множестве "тонов", пропорциональных частоте вращения вала. Имеется также значительное количество широкополосных шумов более низкой амплитуды. В то время, как выработка сигнала внутри насоса может быть осложнена и представлять собой нелинейный процесс, его последующее распространение внутри скважинного флюида и пласта можно достоверно описать при помощи линейной аппроксимации. Тогда сигнал можно рассматривать как сумму гармонических мод, в которой каждый частотный компонент распространяется независимо, этот подход в значительной части аналогичен реализации преобразования Фурье и переходу к количественным показателям частотной области. Пространственный профиль каждой моды можно рассчитать в рамках математической модели типа модели линии передачи, которая рассматривает скважину, как совокупность одномерных сегментов, поддерживающих направленные вверх и вниз трубные волны, а пласт - как нуль-мерный элемент сосредоточенного полного сопротивления, определяющий отклик пласта на изменения давления/ расхода.
Важно иметь возможность изменения частот спектральных максимумов в спектре давления насоса с целью обеспечения возможности сканирования некоего частотного диапазона. Это можно проделать естественным образом путем модуляции характеристик вращения насоса. Одной из возможностей является использование частотного преобразователя, представляющего собой систему управления электроприводом, способную регулировать входной электрический сигнал и, за счет этого, частоту вращения вала насоса.
Частотный преобразователь (VSD) представляет собой устройство для преобразования входной энергии переменного тока фиксированной частоты в выходную энергию переменного тока переменной частоты. Для достижения этого частотный преобразователь преобразует входящий сигнал переменного тока в сигнал постоянного тока, который удерживается на заданном уровне в шине постоянного тока. На выходе из этой шины, с использованием инвертора, постоянный ток конвертируется обратно в энергию переменного тока необходимой частоты.
Медленное гармоническое изменение частоты вращения вала νsh с частотой νmod преобразует исходный гармонический сигнал в последовательность гармонических сигналов с частотами νsh±nνmod, n= 0, 1, 2, …. Таким образом, сконцентрировавшись на зоне n=1, можно покрыть диапазон νsh-νmod<νsh+νmod путем изменения модулирующей частоты νmod.
Это проиллюстрировано на фиг.1, где верхний график относится к временной области, а нижний - к частотной области. Пунктирные линии характеризуют исходный гармонический сигнал с частотой ν0=60 Гц, сплошные линии - его частотно-модулированный аналог ν1=10 Гц.
В данном случае модулированный сигнал характеризуется одним параметром ν1 и дискретным частотным спектром. Возможны другие модулирующие последовательности, характеризуемые более общим спектром со своим набором основных частот. Мы называем модулирующую последовательность, характеризуемую конкретным спектром, модулирующим циклом, а частоты соответствующих спектральных максимумов - фокусными частотами.
Каждый цикл модуляции реализуется в течение некоторого времени, чтобы с достаточной точностью получить не зависящий от времени спектр отклика системы на множестве фокусных частот или в пределах заданного диапазона частот, затем модулирующие параметры изменяются с целью изменения фокусных частот. Итерация процедуры проводится столько раз, сколько это необходимо (если это возможно с точки зрения эксплуатации), чтобы осуществить покрытие всех фокусных частот в рассматриваемом диапазоне.
Нет необходимости генерировать строго гармонические импульсы и варьировать частоту с течением времени, та же функция отклика будет получена путем генерирования произвольного импульса с последующим получением функции отклика как отношения подверженных преобразованию Фурье давления и расхода. В качестве альтернативы преобразования Фурье специалистам в области обработки сигналов известен ряд алгоритмов оценки спектра, включая процедуры очистки сигнала от шума. В силу относительно высокой доминантной частоты (либо частоты вращения вала, либо частоты лопаточного канала) типичная регистрация сигнала, длящаяся несколько секунд, включает в себя сотни или тысячи циклов колебаний, этого вполне достаточно для оценки спектра при помощи дискретного преобразования Фурье, надлежащим образом нормализованные значения спектральной плотности, таким образом, с высокой степенью точности приблизятся к теоретическим значениям, полученным на основании преобразования Лапласа или преобразования Фурье.
В рамках подхода линии передачи создают модель распространения импульса в системе скважины, соединенной как минимум с одним пластом. Модель можно использовать, если длина волны всех возбуждений превышает обычный размер стыков между сегментами. Если длина трубных волн становится сопоставимой или меньшей высоты пласта, необходима более сложная модель для обработки данных системы «скважина-пласт», которую можно разработать при необходимости. Кроме того, относительно малый размер забойной камеры открывает возможность прямого численного моделирования при помощи одного из современных средств моделирования. Примером использования данного принципа для скважины, подвергнутой гидроразрыву, является T.W.Patzek, A. De, A Lossy Transmission Line Model of Hydrofractured Well Dynamics, Journal of Petroleum Sience and Engineering 25 (2000), 59-77, однако нам необходима более общая модель, учитывающая более сложную зависимость основных количественных показателей от частоты. В общем случае, одномерная линия передачи представляет собой собрание одномерных сегментов и нульмерных элементов сосредоточенного полного сопротивления. Одномерные сегменты поддерживают два волновых возбуждения, распространяющихся в противоположных направлениях и записываемые при помощи двух количественных параметров: давления p (x, t) и скорости ν (x, t) в виде:
или, проведя преобразование Лапласа по t и переходя к области комплексных частот:
Где
с частотно-зависимой комплекснозначной константой распространения γ(s) и амплитудами Р(s), V(s).
Поточечное отношение амплитуды волны, распространяющейся влево к волне, распространяющейся вправо, есть коэффициент отражения, например, для давления
Получаем
Амплитуды давления и скорости не являются независимыми, но связаны посредством комплексного частотно-зависимого волнового сопротивления:
Действительная часть Zc(s) является соотношением между давлением и скоростью типа «трение» и сигнализирует о потере давления либо в силу излучения от источника, или из-за трения, а мнимая часть отвечает за емкостное сопротивление, инерцию и прочие эффекты, связанные с накоплением энергии.
Уравнение (8) сокращает количество независимых комплексных констант в уравнении (5) до двух: P→(s), P←(s), отражающих комплексные амплитуды волн, направленной вправо и влево.
Поточечное полное сопротивление представляет собой отношение давления и скорости в некоей конкретной точке:
В отличие от Zc(s), которое зависит от локальных свойств линии, Z(x,s) зависит от полной геометрии системы через r(s). Граничные условия можно переформулировать в терминах поточечного сопротивления. Например, замкнутая граница предполагает ν=0, и, по этой причине, Z(Xend, s)=∞, а условие для открытой границы p=0 эквивалентно Z(Xend, s)=0. Акустическое излучение сквозь границу даст некое частотно-зависимое полное сопротивление р(Xend, s)= Zc(Xend, s)ν(xend, s). Мы имеем:
Используя (8), (9) можно выразить поточечное полное сопротивление в некоей точке через поточечное полное сопротивление в другой точке:
что является уравнением переноса полного сопротивления. Это соотношение для сопротивлений не зависит от конкретного решения. Если целевой частотный диапазон таков, что длина волн всех мод намного превышает длины соответствующих сегментов, путем разложения исходных выражений в степенной ряд по малому параметру, представляющему собой произведение волнового числа на длину сегмента, и выделения лидирующих членов ряда.
При составлении формулы объединения сегментов важно перейти от скоростей ν к среднему объемному расходу q путем умножения первого на площади поперечного сечения S:
Все приведенные выше соотношения остаются без изменений, но масштаб полного сопротивления изменяется:
Если в некоей точке соединяется несколько сегментов, как показано на фиг. 2, то подразумевается сохранение непрерывности давления и объемного расхода
с направлениями осей, указанными стрелками. При делении расхода на давление получаем уравнение согласования полного сопротивления:
Точка соединения может обладать своей собственной динамикой, закодированной в сосредоточенном сопротивлении ξ(s), которое прибавляется к уравнению согласования:
Это, например, будет иметь место, когда сегменты соединяются через небольшую деформируемую камеру, вносящую вклад в уравнение баланса объема путем расширения и сжатия при изменении давления. В случае абсолютно жесткой камеры сосредоточенное полное сопротивление является бесконечным, а связанный с ним вклад равен нулю. ζ(s) может обеспечить соответствие сложным условиям соединения, учитывающим влияния в призабойной зоне, например, влияние перфораций и других препятствий, например гравийной набивки.
Пласт тоже можно рассматривать как элемент сосредоточенного полного сопротивления. В этом случае ζ(s)= Zreservoir(0, s), где Zreservoir(0, s) представляет собой поточечное полное сопротивление, рассчитанное в стволе скважины.
С учетом вышесказанного процедура решения линии передачи такова. Задают граничные условия на всех концах схемы, кроме одного («вход электрического погружного насоса»), и определяют соответствующие значения полного сопротивления. Используя уравнение переноса полного сопротивления, рассчитывают значения полного сопротивления на противоположных концах сегментов, затем для перехода к следующим сегментам используют уравнение согласования полного сопротивления, и т.д. до тех пор, пока на стволе скважины не будет получено полное сопротивление ZESP(s). Затем, с учетом расхода на входе ствола скважины Q(s) (которое можно физически реализовать, например, в виде активного насоса с определенным графиком нагнетания/всасывания), отклик давления P(s) можно получить просто при помощи:
Количественные значения во временной области при необходимости можно получить, применив обратное преобразование Лапласа.
Можно видеть, что основными количественными характеристиками, позволяющими построить модель линии передачи, являются константы распространения и характеристические сопротивления сечений скважины γ(s), Zc(s) и сосредоточенное полное сопротивление пласта на забое Zreservoir(0, s). Для обоих количественных значений существует множество математических моделей. Упомянем здесь лишь основные (в переменных давление/скорость), применимые в низкочастотном (<100 Гц) диапазоне.
для ламинарного потока вязкого флюида с кинематической вязкостью μ в жесткой трубе радиусом R при фазовой скорости с - см., например, A Trikha, An efficient method of simulating frequency-dependent friction in transient liquid flow, Trans. of ASME, J. Bas. Eng., V97 (1975), p.97-105. Можно вывести аналогичные выражения для структуры, состоящей из любого количества концентрических цилиндров, твердых или жидких, или получить соответствующие выражения численным путем, например, способом, описанным в Karpfinger F., Gurevich В., Bakulin A., Modeling of wave dispersion along cylindrical structures using the spectral method, J. Acoust. Soc. Am., 2008, Aug., 124(2), p.859-865.
Для описания пласта можно либо вывести модель функции отклика пласта, либо использовать уже известную модель. Например, следующий результат теории гармонических испытаний описывает осесимметричный изотропный пласт с круговой зоной локального снижения проницаемости вокруг необсаженной скважины
где R - радиус скважины, Y≈1,781… - постоянная Эйлера, η - вязкость флюида пласта, k - проницаемость пласта, κ=k/φηct, где ct - общий коэффициент сжимаемости заполненной пластовой жидкостью породы, φ - пористость пласта, α - локальное снижение проницаемости (отношение проницаемости зоны локального снижения к проницаемости пласта), λ - радиус зоны локального снижения проницаемости в единицах радиуса ствола скважины.
Пример на фиг.3 иллюстрирует чувствительность ZESP к параметрам резервуара при конкретных параметрах геометрии, схематически изображенных слева. Высота пласта составляла 15 м при проницаемости 1 Дарси, модель пласта представляла собой описанную выше радиальную составную модель. Четыре кривые на фиг.3 показывают зависимость модуля гидравлического сопротивления на входе электрического погружного насоса от частоты для неперфорированной скважины и для перфорированной скважины с тремя вариантами зоны локального снижения проницаемости, описанными в левом верхнем углу графика. Можно увидеть, что чувствительность особенно сильна вокруг резонансного и антирезонансного пиков и в указанных пиках.
Одним из методов соотнесения модели с экспериментом является использование по меньшей мере двух датчиков для измерения давления и аналога расхода, например, вертикальной скорости флюида, где "вертикальный" означает направление оси скважины в месте измерения, определение отношения их спектров, представляющего собой поточечное полное сопротивление, и соотнесение его со значением модели. Этот метод является наиболее полным, но он требует измерения двух количественных показателей.
Другой метод заключается в измерении всего одного количественного показателя, например давления, и определении того, как его спектр изменяется с течением времени, например, путем определения последовательных спектральных соотношений:
При условии, что входной электрический сигнал в электрический погружной насос, относящийся к различным промежуткам времени, один и тот же, можно обоснованно предположить, что скорость вращения крыльчатки также будет одинаковой и по этой причине расход также будет одинаковым, следовательно
и
Таким образом, мы получаем соотношение, в котором измеренный количественный показатель N(s|tk) можно соотнести с относительным изменением полного сопротивления на входе насоса, следующим из модели. По сути, можно записать аналогичные соотношения в любой точке забойной камеры. Таким образом, этот метод подходит для определения изменений параметров забойной камеры.
Происхождение резонансных и антирезонансных пиков в спектрах вызвано образованием стоячих волн в сегментах, включенных в схему линии передачи. Максимумы/минимумы возникают по той причине, что полное сопротивление, рассматриваемое как функция лапласовой s-переменной, обладает полюсами/нулями, и когда последние близки к мнимой оси, они по непрерывности приводят к соответствующим максимумам и минимумам на мнимой оси. Если внимательно изучить уравнение переноса полного сопротивления, можно легко установить, что, как правило, максимумы/минимумы входного полного сопротивления возникают в районе частот, соответствующих длинам волн, кратным половине или четверти длины соответствующих сегментов. Условия резонанса/ антирезонанса выглядят следующим образом:
где c(ν) - фазовая скорость трубной волны ν, a L - длина сегмента. С учетом слабой зависимости с от ν можно аппроксимировать интервал между двумя резонансными частотами, как
При объединении нескольких сегментов, возникает структура с более сложными полюсами. В частности, основной гармонический ряд, наиболее очевидный для неперфорированных скважин и скважин с минимальным локальным снижением проницаемости объясняется формированием стоячей волны в 3-сегментной схеме, где первый сегмент - непосредственно под электрическим погружным насосом, второй - над пластом, и третий - под пластом; с интервалом примерно 2,2 Гц, соответствующим (25), где с=800 м/с представляет собой использованную в модели фазовую скорость, а L=160 м - расстояние от электрического погружного насоса до забоя скважины. Таким образом, если геометрия забойной камеры известна, путем соотнесения резонансных/антирезонансных частот, включенных в модель, можно определить фазовую скорость трубных волн. Скорость трубных волн с является функцией соответствия труб и фазовой скорости флюида С в неограниченной среде. Последнее значение скорости соотносится с колебаниями давления и плотности следующим образом
и, по этой причине, позволяет измерить коэффициент сжимаемости флюида. Коэффициент сжимаемости флюида, в свою очередь, может сильно варьироваться, если во флюиде присутствует газ. Например, для простой двухфазной системы (флюид и идеальный газ) мы имеем
где p - фоновое давление, ρ - плотность флюида без газа, Г - объемная доля газа или «фактор качества», а N - экспонента политропного расширения. Эта формула применима в отношении значений Г, которые не слишком приближены к 0 или 1, в последних случаях действует более сложная формула. Для многофазных, многокомпонентных смесей флюид-газ зависимости скорости звука от объемных отношений фаз можно либо измерить в лаборатории, либо получить теоретическим путем, описанный метод позволяет измерить объемную долю газа в зоне под насосом и, в более общем случае, получить данные для определения свойств многофазного флюида, зависящих от коэффициента сжимаемости, путем соотнесения структуры резонансных и антирезонансных пиков в любом из количественных показателей, измеренных в скважине, в частности в давлении или гидравлическом сопротивлении, измеренном в точке или множестве точек в забойной камере.
Claims (19)
1. Способ определения свойств углеводородного пласта и добываемых флюидов в процессе добычи, в соответствии с которым по меньшей мере один раз регистрируют акустический сигнал, представляющий собой отклик системы скважина-пласт на акустические импульсы давления, источником которых является электрический погружной насос, расположенный внутри скважины, причем акустический сигнал регистрируют по меньшей мере одним датчиком, размещенным в забойной камере скважины и измеряющим по меньшей мере один количественный физический показатель системы скважина-пласт, характеризующий процесс распространения акустического импульса в скважине, создают математическую модель распространения акустических импульсов давления в забойной камере, сравнивают данные, полученные путем моделирования, с данными, полученными путем регистрации акустического сигнала, представляющего собой отклик системы скважина-пласт, регулируют параметры пласта в математической модели для обеспечения соответствия по меньшей мере одного количественного физического показателя системы скважина-пласт, полученного путем моделирования, тому же количественному физическому показателю, полученному путем регистрации, и определяют свойства пласта и добываемых флюидов как параметры, обеспечивающие соответствие.
2. Способ по п.1, в соответствии с которым количественные физические показатели системы скважина-пласт представляют собой давление, производную давления по времени, компоненту скорости флюида, компоненту ускорения флюида.
3. Способ по п.1, в соответствии с которым для регистрации акустического сигнала используют две группы датчиков, расположенных близко друг к другу, при этом в первой группе по меньшей мере один датчик измеряет давление или производную давления по времени, или их комбинацию, во второй группе по меньшей мере один датчик измеряет скорость или ускорение флюида в направлении оси скважины в месте измерения, определяют отношение спектра первого измеренного физического количественного показателя к спектру второго измеренного физического количественного показателя, используют указанное отношение спектра первого измеренного физического количественного показателя к спектру второго измеренного физического количественного показателя в качестве исходных данных для расчета функции отклика пласта с использованием модели распространения акустического импульса в забойной камере скважины, используют полученный из моделирования набор функций откликов пласта, связанный с определенной геометрией пласта и параметрами среды пласта, для регулирования параметров пласта в математической модели.
4. Способ по п.3, в соответствии с которым для определения отношения спектра первого измеренного физического количественного показателя к спектру второго измеренного физического количественного показателя рассчитывают спектр первого измеренного физического количественного показателя для первой группы датчиков и спектр второго измеренного количественного показателя для второй группы датчиков.
5. Способ по п.4, в соответствии с которым расчет спектра измеренного физического количественного показателя представляет собой обработку зарегистрированного акустического сигнала, состоящую в представлении сигнала как линейной комбинации функций, параметризованных спектральным параметром, с коэффициентами линейной комбинации, представляющими собой указанный спектр.
6. Способ по п.5, в соответствии с которым обработку зарегистрированного акустического сигнала осуществляют при помощи дискретного преобразования Фурье.
7. Способ по п.6, в соответствии с которым проводят предварительную обработку зарегистрированного акустического сигнала.
8. Способ по п.7, в соответствии с которым предварительная обработка зарегистрированного акустического сигнала представляет собой исключение трендов и удаление шумов.
9. Способ по п.3, в соответствии с которым отношение спектра первого измеренного физического количественного показателя к спектру второго измеренного физического количественного показателя рассчитывают как линейный фильтр.
10. Способ по п.1, в соответствии с которым в случае, когда акустический сигнал регистрируют более одного раза, рассчитывают спектр физического количественного показателя, измеренного датчиком в каждый момент времени, определяют изменения по меньшей мере одного параметра математической модели путем сопоставления результирующих изменений спектров с изменениями параметров модели.
11. Способ по п.10, в соответствии с которым расчет спектра измеренного физического количественного показателя представляет собой обработку зарегистрированного акустического сигнала, состоящую в представлении сигнала как линейной комбинации функций, параметризованных спектральным параметром, с коэффициентами линейной комбинации, представляющими собой указанный спектр.
12. Способ по п.1, в соответствии с которым по меньшей мере один раз изменяют скорость вращения ротора электрического погружного насоса путем изменения управляющего входного электрического сигнала погружного насоса, определяют спектр по меньшей мере одного измеренного количественного физического показателя при дискретном множестве частот, на котором амплитуды спектра погружного насоса имеют локальные максимумы.
13. Способ по п.12, в соответствии с которым скорость вращения ротора электрического погружного насоса изменяют с использованием преобразователя скорости вращения.
14. Способ по п.12, в соответствии с которым изменение скорости вращения ротора представляет собой частотную модуляцию скорости вращения ротора модулирующей частотой.
15. Способ по п.12, в соответствии с которым скорость вращения ротора электрического погружного насоса изменяют несколько раз с набором различных модулирующих параметров так, чтобы спектральные максимумы скорости вращения ротора покрывали диапазон частот.
16. Способ по п.15, в соответствии с которым изменение скорости вращения ротора представляет собой частотную модуляцию, при которой изменение модулирующего параметра приводит к тому, что спектральные максимумы охватывают диапазон
(νsh-nνmod, νsh+nνmod),
где νsh - скорость вращения ротора электрического погружного насоса,
νmod - модулирующий параметр,
n=1, 2 ….
(νsh-nνmod, νsh+nνmod),
где νsh - скорость вращения ротора электрического погружного насоса,
νmod - модулирующий параметр,
n=1, 2 ….
17. Способ по п.1, в соответствии с которым по меньшей мере одним датчиком измеряют давление или его производную по времени, или их сочетание, определяют фазовую скорость флюида, заполняющего забойную камеру скважины, путем соотнесения резонансных и антирезонансных частот по меньшей мере одного количественного показателя с соответствующими частотами математической модели и определяют объемную долю газа, представляющую собой отношение объема, занятого газом, к общему объему флюида, путем соотнесения фазовой скорости распространения импульсов давления, определенной при данном давлении с фазовой скоростью, прогнозируемой при помощи модели.
18. Способ по п.17, в соответствии с которым изменение объемной доли газа определяют качественно путем наблюдения одновременного уменьшения или увеличения резонансных, или антирезонансных частот.
19. Способ по п.1, в соответствии с которым акустические сигналы, зарегистрированные датчиками, измеряющими по меньшей мере один количественный физический показатель системы скажина-пласт, подвергают обработке в скважине так, что информация о количественном или качественном поведении физических количественных показателей вырабатывается путем такой обработки и либо передается на поверхность при помощи телеметрической связи, либо сохраняется в памяти для считывания в дальнейшем.
Priority Applications (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2012137226/03A RU2505675C1 (ru) | 2012-09-03 | 2012-09-03 | Способ определения свойств углеводного пласта и добываемых флюидов в процессе добычи |
| US14/015,919 US20140060822A1 (en) | 2012-09-03 | 2013-08-30 | Method for determining properties of a hydrocarbon reservoir formation and produced fluids in the process of production |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2012137226/03A RU2505675C1 (ru) | 2012-09-03 | 2012-09-03 | Способ определения свойств углеводного пласта и добываемых флюидов в процессе добычи |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2505675C1 true RU2505675C1 (ru) | 2014-01-27 |
Family
ID=49957740
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2012137226/03A RU2505675C1 (ru) | 2012-09-03 | 2012-09-03 | Способ определения свойств углеводного пласта и добываемых флюидов в процессе добычи |
Country Status (2)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US20140060822A1 (ru) |
| RU (1) | RU2505675C1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2018101850A1 (ru) * | 2016-12-01 | 2018-06-07 | Шлюмберже Текнолоджи Корпорейшн | Способ определения физических характеристик однородной среды и ее границ |
Families Citing this family (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US10746680B2 (en) | 2006-11-16 | 2020-08-18 | General Electric Company | Sensing system and method |
| CN102317570B (zh) * | 2009-02-13 | 2014-12-31 | 西门子公司 | 监测电动潜油泵的方法和设备 |
| GB201403626D0 (en) | 2014-02-28 | 2014-04-16 | Silixa Ltd | Submersible pump monitoring |
| WO2016094530A1 (en) | 2014-12-09 | 2016-06-16 | Schlumberger Canada Limited | Electric submersible pump event detection |
| US10317556B2 (en) * | 2016-01-25 | 2019-06-11 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Non-linear acoustic formation evaluation |
| WO2017151847A1 (en) * | 2016-03-03 | 2017-09-08 | General Electric Company | Sensing system and method |
| CN111830562B (zh) * | 2019-04-16 | 2023-04-25 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种油气储层渗透率预测方法及装置 |
| CN112878998B (zh) * | 2021-01-28 | 2022-07-05 | 成都理工大学 | 地下卤水型钾矿和锂矿的储卤层预测和资源量评价方法 |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1698864A1 (ru) * | 1988-12-30 | 1991-12-15 | Всесоюзный научно-исследовательский, проектно-конструкторский и технологический институт геологических, геофизических и геохимических информационных систем | Скважинный прибор дл акустического каротажа на волнах Лэмба |
| RU2374441C2 (ru) * | 2004-06-23 | 2009-11-27 | Шлюмбергер Текнолоджи Бв | Развертывание подземных датчиков в обсадной колонне |
| EA013728B1 (ru) * | 2006-03-30 | 2010-06-30 | Бейкер Хьюз Инкорпорейтед | Способ внутрискважинной оценки акустических свойств флюида и устройство для его осуществления |
| RU2457326C2 (ru) * | 2008-04-15 | 2012-07-27 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Инструмент и способ определения параметра пласта |
Family Cites Families (32)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB9925373D0 (en) * | 1999-10-27 | 1999-12-29 | Schlumberger Ltd | Downhole instrumentation and cleaning system |
| US9284780B2 (en) * | 2001-08-19 | 2016-03-15 | Smart Drilling And Completion, Inc. | Drilling apparatus |
| EA005450B1 (ru) * | 2001-10-24 | 2005-02-24 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Использование скоростей кусочков породы для прогнозирования в реальном времени порового давления и градиента давления гидравлического разрыва пласта |
| GB2391880B (en) * | 2002-08-13 | 2006-02-22 | Reeves Wireline Tech Ltd | Apparatuses and methods for deploying logging tools and signalling in boreholes |
| US7170262B2 (en) * | 2003-12-24 | 2007-01-30 | Foundation Enterprises Ltd. | Variable frequency power system and method of use |
| RU2327154C2 (ru) * | 2004-04-23 | 2008-06-20 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В | Способ и система для мониторинга заполненных жидкостью областей в среде на основе граничных волн, распространяющихся по их поверхностям |
| US7529152B2 (en) * | 2005-05-10 | 2009-05-05 | Schlumberger Technology Corporation | Use of an effective tool model in sonic logging data processing |
| RU2318223C2 (ru) * | 2005-09-28 | 2008-02-27 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ оптимизации пассивного мониторинга гидравлического разрыва пласта (варианты) |
| US20070175633A1 (en) * | 2006-01-30 | 2007-08-02 | Schlumberger Technology Corporation | System and Method for Remote Real-Time Surveillance and Control of Pumped Wells |
| US9045973B2 (en) * | 2011-12-20 | 2015-06-02 | General Electric Company | System and method for monitoring down-hole fluids |
| US10746680B2 (en) * | 2006-11-16 | 2020-08-18 | General Electric Company | Sensing system and method |
| US20110320142A1 (en) * | 2010-06-28 | 2011-12-29 | General Electric Company | Temperature independent pressure sensor and associated methods thereof |
| US10914698B2 (en) * | 2006-11-16 | 2021-02-09 | General Electric Company | Sensing method and system |
| US7894300B2 (en) * | 2007-01-18 | 2011-02-22 | Schlumberger Technology Corporation | Fluid characterization from acoustic logging data |
| US7669651B1 (en) * | 2007-03-01 | 2010-03-02 | Carstensen Kenneth J | Apparatus and method for maximizing production of petroleum wells |
| WO2008118735A1 (en) * | 2007-03-27 | 2008-10-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Systems and methods for displaying logging data |
| GB2447908B (en) * | 2007-03-27 | 2009-06-03 | Schlumberger Holdings | System and method for spot check analysis or spot sampling of a multiphase mixture flowing in a pipeline |
| US8092190B2 (en) * | 2007-04-06 | 2012-01-10 | Baker Hughes Incorporated | Systems and methods for reducing pump downtime by determining rotation speed using a variable speed drive |
| US7472588B2 (en) * | 2007-04-18 | 2009-01-06 | Sorowell Production Services Llc | Petrophysical fluid flow property determination |
| ATE522832T1 (de) * | 2007-07-06 | 2011-09-15 | Prad Res & Dev Ltd | Verfahren und systeme zur verarbeitung von mikroseismischen daten |
| US20090034368A1 (en) * | 2007-08-02 | 2009-02-05 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus and method for communicating data between a well and the surface using pressure pulses |
| CA2703857C (en) * | 2007-12-07 | 2015-05-05 | Exxonmobil Upstream Research Company | Methods and systems to estimate wellbore events |
| WO2009079588A1 (en) * | 2007-12-18 | 2009-06-25 | Technology International, Inc. | Method for enhancing low frequency output of impulsive type seismic energy sources for use while drilling |
| US8705318B2 (en) * | 2008-03-10 | 2014-04-22 | Schlumberger Technology Corporation | Data aggregation for drilling operations |
| RU2386023C1 (ru) * | 2008-12-05 | 2010-04-10 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ определения давления смыкания трещины гидроразрыва |
| US8622713B2 (en) * | 2008-12-29 | 2014-01-07 | Little Giant Pump Company | Method and apparatus for detecting the fluid condition in a pump |
| US9133709B2 (en) * | 2009-11-17 | 2015-09-15 | Board Of Regents, The University Of Texas System | Determination of oil saturation in reservoir rock using paramagnetic nanoparticles and magnetic field |
| WO2011109014A1 (en) * | 2010-03-02 | 2011-09-09 | David John Kusko | Borehole flow modulator and inverted seismic source generating system |
| AU2011237441A1 (en) * | 2010-04-07 | 2012-11-01 | David Randolph Smith | Submersible hydraulic artificial lift systems and methods of operating same |
| JP5531265B2 (ja) * | 2010-10-12 | 2014-06-25 | パナソニック株式会社 | タイヤ状態検出装置およびタイヤ状態検出方法 |
| CN107103898A (zh) * | 2011-10-06 | 2017-08-29 | Hrl实验室有限责任公司 | 高带宽抗共振膜 |
| US20140144618A1 (en) * | 2012-04-13 | 2014-05-29 | William E. Groves | Hydrodynamic pulse tool |
-
2012
- 2012-09-03 RU RU2012137226/03A patent/RU2505675C1/ru not_active IP Right Cessation
-
2013
- 2013-08-30 US US14/015,919 patent/US20140060822A1/en not_active Abandoned
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1698864A1 (ru) * | 1988-12-30 | 1991-12-15 | Всесоюзный научно-исследовательский, проектно-конструкторский и технологический институт геологических, геофизических и геохимических информационных систем | Скважинный прибор дл акустического каротажа на волнах Лэмба |
| RU2374441C2 (ru) * | 2004-06-23 | 2009-11-27 | Шлюмбергер Текнолоджи Бв | Развертывание подземных датчиков в обсадной колонне |
| EA013728B1 (ru) * | 2006-03-30 | 2010-06-30 | Бейкер Хьюз Инкорпорейтед | Способ внутрискважинной оценки акустических свойств флюида и устройство для его осуществления |
| RU2457326C2 (ru) * | 2008-04-15 | 2012-07-27 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Инструмент и способ определения параметра пласта |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2018101850A1 (ru) * | 2016-12-01 | 2018-06-07 | Шлюмберже Текнолоджи Корпорейшн | Способ определения физических характеристик однородной среды и ее границ |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US20140060822A1 (en) | 2014-03-06 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2505675C1 (ru) | Способ определения свойств углеводного пласта и добываемых флюидов в процессе добычи | |
| RU2475633C2 (ru) | Способ и система для повышения добычи нефти (варианты) | |
| CN109564296B (zh) | 用于检测反射液压信号的井中对象的方法和系统 | |
| US11608740B2 (en) | Determining fracture properties using injection and step-rate analysis, dynamic injection test analysis, extracting pulse-type source signals from noisy data, and measuring friction parameters in a well | |
| US20210115785A1 (en) | Inflow detection using dts features | |
| US11473424B2 (en) | Fluid inflow characterization using hybrid DAS/DTS measurements | |
| CN113272518A (zh) | 识别流体流入位置和流体类型的das数据处理 | |
| US10060251B2 (en) | Acoustic measurement of wellbore conditions | |
| Lu et al. | A modulated gradient model for scalar transport in large-eddy simulation of the atmospheric boundary layer | |
| US20160326866A1 (en) | Method of Estimating Multi-Phase Fluid Properties in a Wellbore | |
| CA2762269C (en) | Method and apparatus for determining a level of a fluid in communication with a downhole pump | |
| RU2476911C2 (ru) | Измерение проницаемости горных пород резонансным методом радиальных колебаний | |
| Wang et al. | Signal analysis of acoustic gas influx detection method at the bottom of marine riser in deepwater drilling | |
| Tabjula et al. | Empirical correlations for predicting flow rates using distributed acoustic sensor measurements, validated with wellbore and flow loop data sets | |
| Carey | Water hammer fracture diagnostics | |
| Borodin et al. | Real-time hydraulic fracture monitoring and wellbore characterization with distributed acoustic sensing of pumping noise | |
| RU2445455C2 (ru) | Способ определения фильтрационных параметров призабойной зоны пласта и обнаружения дефектов в конструкции скважины | |
| RU2492510C1 (ru) | Способ определения свойств проницаемого пласта | |
| Bashmakov et al. | Natural Vibrations of a Fluid in a Well Connected with Formation in the Presence of a Hydraulic Fracture | |
| US20240118118A1 (en) | Virtual flow metering using acoustics | |
| Pakhotina | Using Distributed Acoustic Sensing for Multiple-Stage Fractured Well Diagnosis | |
| RU2783855C1 (ru) | Способ определения уровня жидкости в межтрубном пространстве скважины | |
| Parlak et al. | Design of a mini double-discharge centrifugal pump under multiphase flow by CFD and experimental verification | |
| Antlinger et al. | Utilizing acoustic pressure waves for sensing fluid properties | |
| Jiménez Martínez et al. | Constraints on hydraulic properties from free pressure oscillations recorded during pumping operations in boreholes |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| TK4A | Correction to the publication in the bulletin (patent) |
Free format text: AMENDMENT TO CHAPTER -FG4A- IN JOURNAL: 3-2014 FOR TAG: (54) |
|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20200904 |