RU2607826C2 - Скважинный инструмент для определения скорости потока - Google Patents
Скважинный инструмент для определения скорости потока Download PDFInfo
- Publication number
- RU2607826C2 RU2607826C2 RU2014120513A RU2014120513A RU2607826C2 RU 2607826 C2 RU2607826 C2 RU 2607826C2 RU 2014120513 A RU2014120513 A RU 2014120513A RU 2014120513 A RU2014120513 A RU 2014120513A RU 2607826 C2 RU2607826 C2 RU 2607826C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- fluid
- tool
- wellbore
- electrodes
- downhole tool
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 138
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims abstract description 75
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 30
- 239000000523 sample Substances 0.000 claims description 22
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 claims description 11
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 claims description 9
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 3
- 238000003801 milling Methods 0.000 claims description 3
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 3
- 238000013500 data storage Methods 0.000 claims description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 9
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 25
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 19
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 17
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 8
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 4
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 4
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000000700 radioactive tracer Substances 0.000 description 3
- 230000009471 action Effects 0.000 description 2
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 2
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 2
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 2
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 1
- 239000013078 crystal Substances 0.000 description 1
- 238000009795 derivation Methods 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 description 1
- 238000000917 particle-image velocimetry Methods 0.000 description 1
- 230000004044 response Effects 0.000 description 1
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 1
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 1
- 239000011343 solid material Substances 0.000 description 1
- 238000002604 ultrasonography Methods 0.000 description 1
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01F—MEASURING VOLUME, VOLUME FLOW, MASS FLOW OR LIQUID LEVEL; METERING BY VOLUME
- G01F1/00—Measuring the volume flow or mass flow of fluid or fluent solid material wherein the fluid passes through a meter in a continuous flow
- G01F1/66—Measuring the volume flow or mass flow of fluid or fluent solid material wherein the fluid passes through a meter in a continuous flow by measuring frequency, phase shift or propagation time of electromagnetic or other waves, e.g. using ultrasonic flowmeters
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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
- E21B47/113—Locating fluid leaks, intrusions or movements using electrical indications; using light radiations
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01F—MEASURING VOLUME, VOLUME FLOW, MASS FLOW OR LIQUID LEVEL; METERING BY VOLUME
- G01F1/00—Measuring the volume flow or mass flow of fluid or fluent solid material wherein the fluid passes through a meter in a continuous flow
- G01F1/66—Measuring the volume flow or mass flow of fluid or fluent solid material wherein the fluid passes through a meter in a continuous flow by measuring frequency, phase shift or propagation time of electromagnetic or other waves, e.g. using ultrasonic flowmeters
- G01F1/662—Constructional details
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01F—MEASURING VOLUME, VOLUME FLOW, MASS FLOW OR LIQUID LEVEL; METERING BY VOLUME
- G01F1/00—Measuring the volume flow or mass flow of fluid or fluent solid material wherein the fluid passes through a meter in a continuous flow
- G01F1/66—Measuring the volume flow or mass flow of fluid or fluent solid material wherein the fluid passes through a meter in a continuous flow by measuring frequency, phase shift or propagation time of electromagnetic or other waves, e.g. using ultrasonic flowmeters
- G01F1/663—Measuring the volume flow or mass flow of fluid or fluent solid material wherein the fluid passes through a meter in a continuous flow by measuring frequency, phase shift or propagation time of electromagnetic or other waves, e.g. using ultrasonic flowmeters by measuring Doppler frequency shift
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01F—MEASURING VOLUME, VOLUME FLOW, MASS FLOW OR LIQUID LEVEL; METERING BY VOLUME
- G01F1/00—Measuring the volume flow or mass flow of fluid or fluent solid material wherein the fluid passes through a meter in a continuous flow
- G01F1/66—Measuring the volume flow or mass flow of fluid or fluent solid material wherein the fluid passes through a meter in a continuous flow by measuring frequency, phase shift or propagation time of electromagnetic or other waves, e.g. using ultrasonic flowmeters
- G01F1/667—Arrangements of transducers for ultrasonic flowmeters; Circuits for operating ultrasonic flowmeters
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01F—MEASURING VOLUME, VOLUME FLOW, MASS FLOW OR LIQUID LEVEL; METERING BY VOLUME
- G01F1/00—Measuring the volume flow or mass flow of fluid or fluent solid material wherein the fluid passes through a meter in a continuous flow
- G01F1/66—Measuring the volume flow or mass flow of fluid or fluent solid material wherein the fluid passes through a meter in a continuous flow by measuring frequency, phase shift or propagation time of electromagnetic or other waves, e.g. using ultrasonic flowmeters
- G01F1/667—Arrangements of transducers for ultrasonic flowmeters; Circuits for operating ultrasonic flowmeters
- G01F1/668—Compensating or correcting for variations in velocity of sound
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01F—MEASURING VOLUME, VOLUME FLOW, MASS FLOW OR LIQUID LEVEL; METERING BY VOLUME
- G01F25/00—Testing or calibration of apparatus for measuring volume, volume flow or liquid level or for metering by volume
- G01F25/10—Testing or calibration of apparatus for measuring volume, volume flow or liquid level or for metering by volume of flowmeters
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N27/00—Investigating or analysing materials by the use of electric, electrochemical, or magnetic means
- G01N27/02—Investigating or analysing materials by the use of electric, electrochemical, or magnetic means by investigating impedance
- G01N27/22—Investigating or analysing materials by the use of electric, electrochemical, or magnetic means by investigating impedance by investigating capacitance
- G01N27/221—Investigating or analysing materials by the use of electric, electrochemical, or magnetic means by investigating impedance by investigating capacitance by investigating the dielectric properties
Landscapes
- Physics & Mathematics (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Electromagnetism (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Electrochemistry (AREA)
- Pathology (AREA)
- Immunology (AREA)
- General Health & Medical Sciences (AREA)
- Biochemistry (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Acoustics & Sound (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Measuring Volume Flow (AREA)
- Indicating Or Recording The Presence, Absence, Or Direction Of Movement (AREA)
Abstract
Данное изобретение относится к скважинному инструменту для определения скорости потока текучей среды во внутреннем объеме ствола скважины или обсадной колонны ствола скважины. Скважинный инструмент содержит корпус инструмента, вытянутый вдоль продольной оси и имеющий окружность, перпендикулярную продольной оси, причем указанный корпус инструмента адаптирован для опускания во внутренний объем ствола скважины или обсадной колонны ствола скважины, продольный преобразователь, передающий зондирующий сигнал по существу в продольном направлении от концевой части корпуса инструмента в текучую среду, протекающую в указанном стволе скважины или обсадной колонне скважины, так, что передаваемый зондирующий сигнал подвергается воздействию отражающих вовлеченных поверхностей в протекающей текучей среде, причем продольный преобразователь принимает отраженный сигнал, отраженный по существу от отражающих вовлеченных поверхностей в текучей среде, протекающей в указанной скважине вдоль продольного направления к концевой части корпуса инструмента, при этом из последовательно принимаемых отраженных сигналов может быть получена скорость потока текучей среды, множество электродов, расположенных на расстоянии друг от друга вокруг продольной оси по периферии инструмента так, что текучая среда протекает между электродами и стенкой ствола скважины или стенкой обсадной колонны ствола скважины, и измерительное средство для измерения емкости между двумя электродами во всех комбинациях, дающих для n электродов n⋅(n-1)/2 измерений емкости, причем скважинный инструмент между каждыми двумя электродами имеет пространство, при этом указанное пространство по существу заполнено непроводящим средством для того, чтобы определять свойства текучей среды. Технический результат – создание улучшенного скважинного инструмента, выполненного с возможностью определения скоростей потока текучих сред при более сложных режимах потока и в смешанных текучих средах во внутреннем объеме ствола скважины или обсадной колонны ствола скважины. 3 н. и 14 з.п. ф-лы, 8 ил.
Description
Область техники, к которой относится изобретение
Данное изобретение относится к скважинному инструменту для определения скорости потока текучей среды во внутреннем объеме ствола скважины или обсадной колонны ствола скважины. Кроме того, данное изобретение относится к скважинной системе, содержащей скважинный инструмент согласно изобретению для определения скорости потока текучей среды и к способу определения скорости потока текучей среды, окружающей инструмент в стволе скважины.
Уровень техники
При каротаже в эксплуатационных скважинах очень важным является получение данных о величине и местоположении дебита скважины. Как правило, скважина содержит множество ветвей и, чтобы получить представление о производительности в каждой из этих ветвей, в скважину опускают расходомеры. Кроме того, через разрушенные обсадные трубы или вместе с другими скважинными текучими средами в скважину могут проникнуть, а затем появиться в некоторых секциях скважины в виде нежелательных отложений нежелательные текучие среды, например вода. Это может привести к таким проблемам, как водяные пробки в газовых скважинах. Следовательно, измерения потока используют, чтобы пользователь мог охарактеризовать существующие в скважине важные режимы потока и составить их карту. За последние годы старые расходомеры крыльчатого типа постепенно заменяли расходомерами на основе эффекта Доплера. Вообще говоря, расходомеры на основе эффекта Доплера основаны на использовании изменения частоты звуковой волны, когда звуковая волна передается расходомером в текучую среду, а затем отражается движущейся частицей, поскольку данное изменение пропорционально скорости частицы и, следовательно, пропорционально скорости текучей среды. По сравнению со старыми крыльчатыми расходомерами расходомеры на основе эффекта Доплера обладают большим преимуществом. Расходомеры на основе эффекта Доплера обладают повышенной механической прочностью, и они более универсальны, так как могут работать в различных режимах потока и так далее. Однако расходомеры на основе эффекта Доплера обеспечивают лишь приемлемую оценку потока во время сравнительно определенных режимов потока, и, таким образом, если пользователю необходимы точные и непротиворечивые данные о фактическом потоке текучих сред в скважине, чтобы на основе этих данных принять эффективные и релевантные решения, то, применяя такие расходомеры, пользователь может испытывать сомнения в этом отношении.
Раскрытие изобретения
Задача данного изобретения состоит в полном или частичном устранении вышеуказанных недостатков уровня техники. Более конкретно, задача изобретения состоит в том, чтобы предложить улучшенный скважинный инструмент, выполненный с возможностью определения скоростей потока текучих сред при более сложных режимах потока и в смешанных текучих средах во внутреннем объеме ствола скважины или обсадной колонны ствола скважины.
Вышеуказанные задачи, а также многочисленные другие задачи, преимущества и признаки, очевидные из нижеследующего описания, выполнены посредством скважинного инструмента согласно данному изобретению для определения скорости потока текучей среды во внутреннем объеме ствола скважины или обсадной колонны ствола скважины и содержащего:
- корпус инструмента, вытянутый вдоль продольной оси и имеющий окружность, перпендикулярную продольной оси, причем указанный корпус инструмента адаптирован для опускания во внутренний объем ствола скважины или обсадной колонны ствола скважины;
- продольный преобразователь, передающий зондирующий сигнал по существу в продольном направлении от концевой части корпуса инструмента в текучую среду, протекающую в указанном стволе скважины или обсадной колонне ствола скважины, так, что передаваемый зондирующий сигнал подвергается воздействию отражающих вовлеченных поверхностей в протекающей текучей среде, причем продольный преобразователь принимает отраженный сигнал, отраженный по существу от отражающих вовлеченных поверхностей в текучей среде, протекающей в указанной скважине в продольном направлении к концевой части корпуса инструмента, при этом из последовательно принимаемых отраженных сигналов (RS) может быть получена скорость потока текучей среды;
- множество электродов, расположенных на расстоянии друг от друга вокруг продольной оси по периферии инструмента так, что текучая среда протекает между электродами и стенкой ствола скважины или стенкой обсадной колонны ствола скважины; и
- измерительное средство для измерения емкости между двумя электродами во всех комбинациях, дающих для n электродов n⋅(n-1)/2 измерений емкости, причем скважинный инструмент между каждыми двумя электродами имеет пространство, по существу заполненное непроводящим средством для того, чтобы определять свойства текучей среды, из которых получают скорость потока.
В одном из вариантов осуществления изобретения скорость текучей среды могут использовать для регулировки определения свойств текучей среды или свойства текучей среды могут использовать для регулировки скорости текучей среды.
В другом варианте осуществления изобретения скорость текучей среды может быть получена из последовательно принимаемых отраженных сигналов путем применения принципа Доплера.
Кроме того, скорость текучей среды может быть получена из последовательно принимаемых отраженных сигналов (RS) путем применения измерения скорости потока путем применения измерения скорости способом отражения ультразвуковых импульсов от спекл-структур.
В еще одном варианте осуществления изобретения зондирующий сигнал, передаваемый преобразователем, может представлять собой акустический сигнал.
Кроме того, скважинный инструмент может содержать множество преобразователей, расположенных в концевой части корпуса инструмента на расстоянии друг от друга вокруг продольной оси, причем каждый преобразователь передает и принимает в заданном направлении.
Дополнительно, преобразовательная часть инструмента может быть выполнена с возможностью вращения вокруг продольной оси.
Кроме того, частота передаваемого зондирующего сигнала может представлять собой акустический сигнал в диапазоне от 40 кГц до 5 МГц, более предпочтительно от 0,5 МГц до 3 МГц, еще более предпочтительно от 1,5 МГц до 2,5 МГц.
Помимо этого угол передачи и приема преобразователя (преобразователей) может составлять от 0 до 10 градусов, более предпочтительно от 1 до 7 градусов, еще более предпочтительно от 2 до 5 градусов относительно продольной оси.
Скважинный инструмент согласно изобретению может дополнительно содержать средство для размерного контроля, например центрирующий инструмент, или каверномер, например многорычажный каверномер, для определения диаметра ствола скважины или обсадной колонны ствола скважины.
Кроме того, скважинный инструмент может содержать модуль вычислений и хранения данных для обработки результатов измерений потока и емкости, измеренных посредством преобразователя (преобразователей) и электродов.
Скважинный инструмент, описанный выше, может содержать по меньшей мере первый радиальный преобразователь, передающий радиальный зондирующий сигнал от центральной части корпуса инструмента в направлении стенки обсадной колонны, и по меньшей мере второй радиальный преобразователь, расположенный на центральной части на расстоянии от первого радиального преобразователя, причем указанный второй радиальный преобразователь принимает отраженный сигнал, представляющий собой радиальный зондирующий сигнал, отраженный стенкой обсадной колонны.
Указанный второй радиальный преобразователь может быть расположен на центральной части на расстоянии от первого радиального преобразователя по продольной оси инструмента.
Также скважинный инструмент согласно изобретению может содержать анемометр, например анемометр постоянной температуры или крыльчатый расходомер.
Данное изобретение также относится к скважинной системе, содержащей:
- кабель;
- инструментальный снаряд;
- приводной модуль; и
дополнительно содержащей скважинный инструмент для определения скорости потока текучей среды в стволе скважины.
Скважинная система согласно изобретению может дополнительно содержать рабочий инструмент, например каротажный инструмент, ключевой инструмент, фрезерный инструмент или буровой инструмент.
Кроме того, данное изобретение относится к способу определения скорости потока текучей среды, окружающей инструмент в стволе скважины, содержащему следующие этапы:
- передача посредством продольного преобразователя зондирующего сигнала по существу вдоль продольной оси инструмента от концевой части корпуса инструмента;
- прием посредством продольного преобразователя отраженного сигнала по существу в продольном направлении;
- измерение емкости путем измерении емкости между по меньшей мере двумя электродами с определением тем самым свойств текучей среды, окружающей инструмент и влияющей на емкость между указанными по меньшей мере двумя электродами, например диэлектрической проницаемости текучей среды;
- определение расчетной скорости потока протекающей текучей среды по передаваемым зондирующим сигналам и принимаемым сигналам, а также информации о текучей среде, полученной в результате измерения емкости;
- отправка набора данных измерений потока и емкости в модуль вычислений и хранения данных; и
- расчет скорости потока текучей среды.
Также способ определения скорости потока текучей среды, окружающей инструмент в скважине, может содержать этап выполнения набора калибровочных измерений потока и емкости в по существу вертикальной части скважины над верхней точкой наклонного участка скважины.
Кроме того, упомянутый способ может дополнительно содержать этап отправки по меньшей мере части набора измерений параметров потока и емкости в расположенное в верхней части скважины средство приема данных с тем, чтобы их мог получить пользователь.
Дополнительно, способ может содержать следующие этапы:
- определение свойств текучей среды, окружающей инструмент, путем измерения емкости между по меньшей мере двумя электродами; и
- выбор временных интервалов, в которых измеряют доплеровские сдвиги частоты, так, что на основе указанных измерений емкости определяют профиль скоростей в рассеивающей среде.
Наконец, способ согласно данному изобретению может дополнительно содержать этап отправки данных, полученных в результате измерений емкости, пользователю вверх по стволу скважины только в том случае, если расчетная скорость потока выходит за пределы заданного диапазона.
Краткое описание чертежей
Ниже изобретение и его многочисленные преимущества описаны более подробно со ссылками на прилагаемые чертежи, на которых для примера показаны некоторые неограничивающие варианты осуществления изобретения и на которых:
на фиг. 1 показан скважинный инструментальный снаряд с инструментом для определения скоростей потока текучих сред, а также показан передаваемый от инструмента зондирующий сигнал;
на фиг. 2 показан скважинный инструментальный снаряд с инструментом для определения скорости потока текучих сред, а также показан сигнал, отраженный от вовлеченной поверхности в текучей среде, окружающей инструментальный снаряд;
на фиг. 3 показаны четыре разных положения скважинного инструментального снаряда с инструментом для определения скоростей потока текучих сред в скважине;
на фиг. 4 показан вид с торца скважинного инструментального снаряда с инструментом для определения скоростей потока текучих сред, содержащим множество преобразователей;
на фиг. 5 в поперечном разреза показан вид инструментального снаряда, показанного на фиг. 1, находящегося в обсадной колонне ствола скважины, частично заполненной текучей средой;
на фиг. 6 в поперечном разрезе показан вид инструментального снаряда, показанного на фиг. 1, находящегося в обсадной колонне ствола скважины, заполненной текучей средой;
на фиг. 7 показан схематический чертеж скважинного инструмента, передающего зондирующий сигнал в два последовательных момента времени; и
на фиг. 8 показан скважинный инструментальный снаряд с инструментом для определения скоростей потока текучих сред, а также несколько переданных инструментом зондирующих сигналов.
Все чертежи являются весьма схематическими и необязательно выполнены в масштабе, при этом на них показаны только те части, которые необходимы для пояснения изобретения, другие детали не показаны или показаны без объяснения.
Осуществление изобретения
На фиг. 1 показан скважинный инструмент 1 для определения скорости Vf потока текучих сред 15 во внутреннем объеме 2 ствола 22 скважины или обсадной колонны 23 ствола скважины. Корпус 3 инструмента вытянут вдоль продольной оси А1 и имеет в плоскости поперечного сечения окружность, перпендикулярную продольной оси, так, что инструмент могут опускать в ствол 22 скважины или обсадную колонну 23 ствола скважины. В концевой части 5 инструмента 1 расположен продольный преобразователь 4. Продольный преобразователь конфигурирован для передачи зондирующего сигнала PS по существу по продольной оси от концевой части 5 корпуса 3 инструмента в текучую среду 15, протекающую в стволе 22 скважины или обсадной колонне 23 ствола скважины. Если текучая среда 15 содержит отражающие вовлеченные поверхности 6, например газовые пузырьки или частицы, зондирующий сигнал PS, подверженный воздействию данных отражающих вовлеченных поверхностей 6 в протекающей текучей среде 15, отражается в направлении инструмента. Таким образом, продольный преобразователь 4 принимает отраженный сигнал RS, отраженный по существу в продольном направлении к продольному преобразователю 4, расположенному в концевой части 5 корпуса 3 инструмента, как показано на фиг. 2. Отраженный сигнал RS, принимаемый продольным преобразователем, содержит информацию, по которой путем сравнения зондирующего сигнала и отраженного сигнала может быть рассчитана скорость вовлеченной поверхности, отражающей зондирующий сигнал. Вывод данной информации, например, путем применения принципа Доплера хорошо известен в данной области техники, например из патентного документа US 4947683, или путем применения других видов измерения скорости, например, на основе измерения скорости потока способом отражения ультразвуковых импульсов от спекл-структур, также известного, как способ измерения скорости путем отслеживания траекторий частиц. Измерение скорости потока способом отражения ультразвуковых импульсов от спекл-структур основан на тех же принципах, что и другие способы измерения скорости посредством отслеживания траекторий частиц (PTV), например оптический способ визуализации потока (измерение скорости по изображениям частиц (PIV)). Измерение скорости потока способом отражения ультразвуковых импульсов от спекл-структур основано на тех же принципах, что и PIV, но в отличие от PIV, вместо отраженного света используют эхо ультразвуковых сигналов. PIV могут применять, чтобы получать результаты измерений мгновенной скорости и связанных с ней свойств текучих сред. Текучая среда содержит трассирующие частицы, в случае достаточно малых частиц считают, что данные частицы точно следуют за динамикой потока. Текучую среду с вовлеченными частицами подсвечивают так, что частицы становятся видны, при измерении скорости способом отражения ультразвуковых импульсов от спекл-структур на частицы воздействуют ультразвуковыми сигналами. Чтобы рассчитать скорость и направление (поле скоростей) изучаемого потока, используют движение трассирующих частиц. При измерении скорости способом отражения ультразвуковых импульсов от спекл-структур могут не вводить трассирующие частицы, а использовать частицы, уже имеющиеся в текучей среде, так как частицы лишь должны обладать способностью отражать ультразвуковые сигналы.
Основное различие между PIV и другими способами, например способом доплеровского сдвига, состоит в том, что в случае PIV создают двухмерные или даже трехмерные векторные поля, в то время как при других способах измеряют скорость в одной точке. Во время PIV используют такую концентрацию частиц, что на изображении могут идентифицировать отдельные частицы, но определенно проследить их между изображениями не могут. Если концентрация частиц настолько низка, что могут проследить отдельную частицу, то говорят об измерении скорости посредством отслеживания траекторий частиц, в то время как измерение скорости с использованием лазерной спекл-структуры используют в тех случаях, когда концентрация частиц настолько высока, что наблюдать отдельные частицы в изображении сложно.
Скважинный инструмент дополнительно содержит множество электродов 8, расположенных на расстоянии друг от друга вокруг продольной оси А1 по периферии инструмента. Текучая среда 15, находящаяся между инструментом и стволом 22 скважины или стенкой 9 обсадной колонны ствола скважины, обеспечивает среду, находящуюся между электродами 8, так, что между двумя электродами 8 можно измерить емкость посредством измерительного средства 10, соединенного с электродами 8. Между каждой парой электродов в скважинном инструменте имеется пространство 11, причем указанное пространство по существу заполнено непроводящим средством 12, обеспечивая возможность измерения емкости между парой электродов 8 в n⋅(n-1)/2 комбинациях для n электродов 8 посредством измерительного средства 10.
Емкость между парой электродов 8 зависит от относительного расположения электродов и проводимости находящейся между ними текучей среды 15. В общем, емкость зависит от геометрии и распределения проводимости в затрубном пространстве между датчиком и обсадной колонной. Так как геометрия является постоянной, измеренные изменения емкости вызываются распределением проводимости между двумя электродами. Таким образом, "изображение" всех текучих сред, окружающих инструмент, можно получить из измерений емкости, дающих информацию по различным фазам или разным текучим средам, окружающим инструмент.
Скважинный инструмент 1 используют, чтобы получить информацию о скорости потока текучих сред 15 в стволе скважины или обсадной колонне ствола скважины. Скорость потока могут определить посредством известных способов, применяя принцип Доплера или измерение скорости способом отражения ультразвуковых импульсов от спекл-структур, однако на поток текучей среды в скважине влияет ряд других факторов. Так как инструменты, известные из области техники, не учитывают данные другие факторы, которые более подробно описаны ниже, результаты измерений для пользователя часто являются неточными или даже не приводящими к определенным результатам. Другими факторами, влияющими на скорость потока или определение скорости потока, могут являться такие факторы, как ограниченный поток в скважине из-за того, что скважина частично или полностью заблокирована другими текучими средами или отложениями твердых материалов. Обычно ограниченный поток возникает в горизонтальных частях скважины, как показано на фиг. 3. На фиг. 3 показаны четыре разных положения скважинного инструментального снаряда 100 с инструментом 1 для определения скоростей потока текучих сред 15 в скважине. Первое положение Р1 представляет собой по существу вертикальную часть скважины, расположенную над верхней точкой 21 наклонного участка скважины. Обычно течение текучих сред 15 в данной части скважины довольно однородное, следовательно, оно подходит для калибровочного измерения перед входом в горизонтальную часть скважины. На фиг. 4 показан вид с торца скважинного инструментального снаряда 100 с инструментом 1 для определения скоростей потока текучих сред 15, окружающих инструментальный снаряд 100. Инструмент 1, показанный на фиг. 4, дополнительно содержит множество преобразователей 7 для передачи зондирующих сигналов PS по существу в продольном направлении и в радиальных направлениях вокруг продольной оси А1 с тем, чтобы обеспечить возможность покрытия зондирующими сигналами углов по всей периферии инструмента 1. Как правило, множество преобразователей, каждый из которых передает сигналы лишь в узком диапазоне углов, например менее 5 градусов, устанавливают вокруг всей периферии инструмента, покрывая тем самым репрезентативными измерениями всю периферию инструмента. В альтернативном варианте вместо использования множества преобразователей 7 могут вращать вокруг продольной оси А1 один преобразователь с тем, чтобы покрыть зондирующими сигналами всю периферию инструмента 1.
Во втором положении Р2 инструмент был по существу в горизонтальной части скважины, содержащей первый локальный минимум 25 глубины скважины. Данный первый локальный минимум 25 может вызвать скопление в обсадной колонне 23 ограничивающего объема 27, например воды в газе или шламе, содержащем тяжелые частицы в более легкой текучей фазе или даже твердые отложения или твердые осадки, которые ограничивают диаметр скважины в первом локальном минимуме глубины, тем самым увеличивая скорость потока текучей среды, проходящей первый локальный минимум глубины. Следовательно, пользователь, установивший инструмент во втором положении Р2, в результате измерений посредством зондирующего сигнала с доплеровским сдвигом частоты определит, что скорость потока в данном конкретном участке скважины увеличилась. Однако на основании одновременных измерений емкости пользователь знает, что проход в скважине частично ограничен, следовательно, пользователь может соответствующим образом исправить данные отклонения от нормы. Далее расчет скорости протекающей текучей среды может быть улучшен путем измерений емкости, получая в результате информацию о типе течения среды, поскольку доплеровский сдвиг зондирующего сигнала зависит, в том числе, от волнового сопротивления текучей среды, в которой распространяется зондирующий сигнал. Следовательно, пользователь получает скорость потока, скорректированную как в отношении ограничений потока в скважине, так и в отношении волнового сопротивления протекающей текучей среды. На фиг. 5 в поперечном разрезе показан инструментальный снаряд 100, расположенный в обсадной колонне 23 ствола скважины, частично заполненной текучей средой 15, а частично ограничивающим объемом 27, как описано в отношении второго положения Р2.
При измерении в скважине скорости Vf текучей среды внезапные изменения можно рассматривать, как нестабильность измерений, осуществляемых пользователем, находящимся у устья скважины, посредством преобразователей или преобразователя. Однако данные нестабильности могут быть результатом физического отличия текучей среды 15, которое вызывает большие флуктуации или даже отсутствие отраженных сигналов RS, например большой объем газа, перемещающегося вместе с жидкостью, или локальное отличие концентрации тяжелых или крупных частиц. Таким образом, в результате измерения емкости одновременно с измерением скорости потока пользователь знает, по какой причине возникают внезапные изменения сигналов, и может предпринять соответствующие действия, например продолжить измерения в положении нестабильностей, чтобы проверить, вызваны ли данные нестабильности движущейся текучей средой (в данном случае нестабильности по истечении определенного времени исчезают) или они представляют собой характеристику положения в скважине и, следовательно, продолжаются во времени.
При дальнейшем перемещении в скважине инструмент 1 в третьем положении Р3 доходит до второго локального минимума 26. Второй локальный минимум 26 находится на большей глубине, чем первый локальный минимум 25, следовательно, ограничивающий объем 27 полностью блокирует скважину. Одним из примеров такой ситуации может быть наличие воды в газовых скважинах. Если локальный минимум глубины, например второй локальный минимум 26 глубины, показанный на фиг. 3, в третьем положении РЗ заполнен водой, давление в газе дальше по скважине может повышаться до тех пор, пока давление газа не станет достаточно высоким для того, чтобы газ смог пробиться через воду в локальном минимуме глубины. Следовательно, вода действует как водяная пробка, отделяющая друг от друга газ, имеющийся с обеих стороны воды. Эффект такой водяной пробки, как его наблюдает пользователь, находящийся у устья скважины и измеряющий только доплеровский сдвиг или зондирующий сигнал при измерении способом отражения ультразвуковых импульсов от спекл-структур, проявляется в виде весьма неравномерного сигнала. Прежде всего, волновое сопротивление газа обычно довольно отличается от волнового сопротивления воды или любой другой текучей среды. Следовательно, в данной ситуации калибровочное измерение, осуществленное в первом положении Р1, было произведено в газе и измерения скорости потока, осуществляемые в воде, если их не скорректируют с учетом наличия воды, будут ошибочными. Кроме того, «повышение давления» дальше по скважине и «уменьшение давления», когда газ пробивается через воду, приводит к тому, что вода во втором минимуме 26 глубины переливается то вперед, то назад. Расчеты скорости потока по зондирующему сигналу с доплеровским сдвигом частоты делают, исходя из предположения, что во время измерения текучая среда протекает в одном направлении, следовательно, при осуществлении расчетов с применением данных, измеренных в текучей среде, направление течения которой меняется, результат становится весьма непостоянным. Проблема даже может заключаться в том, что некоторые результаты измерения кажутся действительными, несмотря на то, что последовательные измерения не имеют смысла. Следовательно, комбинируя доплеровские измерения или измерения скорости способом отражения ультразвуковых импульсов от спекл-структур с измерениями емкости, пользователь может понять, что весьма неравномерные результаты акустических измерений происходят из-за измерения в текучей среде, которая совершенно отличается от ожидаемой среды. Дополнительные данные, относящиеся к локальному минимуму глубины, пользователь может получить, оснастив инструментальный снаряд 100 гироскопом 14 и/или акселерометром 30. На фиг. 6 в поперечном разрезе показан инструментальный снаряд 100, расположенный в обсадной колонне 23 ствола скважины, полностью заполненной ограничивающим объемом 27 в точке разреза, как описано в отношении третьего положения РЗ.
В четвертом положении Р4 трещина 28 в обсадной колонне 23 ствола скважины вызывает втекание текучей среды во внутренний объем 2 обсадной колонны 23 так, что присутствует возмущение потока текучей среды 15 в четвертом положении Р4. Однако измерение емкости снова даст информацию о наличии другой текучей среды, следовательно, пользователь будет знать, почему акустические измерения могут давать неожиданные или ошибочные результаты.
На фиг. 7 показан схематический чертеж скважинного инструмента 1, передающего зондирующий сигнал PS в два следующих друг за другом момента времени во время продвижения инструмента 1 в обсадной колонне 23 ствола скважины. Как показано на фиг. 7, зондирующий сигнал PS передают под углом α относительно продольной оси А1. Если инструмент 1 продвигают по скважине, одновременно осуществляя измерение под углом α в направлении внутренней стенки 9 обсадной колонны 23 ствола скважины, зондирующий сигнал PS зондирует некоторую область скважины. В результате пользователь может получить профиль скоростей потока в скважине, а не только измерить одну скорость потока, как это имело бы место, если бы зондирующий сигнал PS передавался параллельно продольной оси А1. Преимущество передачи параллельно продольной оси А1 заключается в том, что в результате можно иметь полный доплеровский сдвиг, с другой стороны, при этом не получают данных о профиле скоростей. Чтобы обеспечить возможность получения максимального количества информации, получаемой при серии последовательных измерений, осуществляемых посредством инструмента 1, угол α регулируют так, что расстояние L1 от продольного преобразователя 4 до внутренней стенки 9 обсадной колонны 23 ствола скважины соответствует возможному расстоянию, с которого полезный отраженный сигнал RS может быть принят как следствие длины волны отраженного сигнала PS, полного сопротивления текучей среды 15 и так далее, так что угол α минимизируют, чтобы максимально увеличить доплеровский сдвиг, в то же время по-прежнему достигая внутренней стенки 9 обсадной колонны 23 ствола скважины, чтобы иметь возможность, обеспечить полный профиль скоростей текучей среды 15 внутри обсадной колонны 23 ствола скважины.
Эксперименты с передачей частот с применением акустических преобразователей доказали целесообразность передачи в ультразвуковом диапазоне от 40 кГц до 5 МГц, более предпочтительно от 0,5 до 3 МГц, еще более предпочтительно от 1,5 МГц до 2,5 МГц. При увеличении частоты зондирующего сигнала разрешение тоже увеличивается. Однако при этом также увеличивается затухание сигнала, приводящее к меньшей глубине проникновения зондирующего сигнала PS в текучую среду 15, и наоборот. Указанные частоты дают приемлемые результаты в отношении типичных текучих сред в скважинах, а зондирующие сигналы, имеющие вышеуказанные частоты, и излученные под углом к продольной оси А1, например, в диапазоне от 0 до 10 градусов, более предпочтительно от 1 до 7 градусов, еще более предпочтительно от 2 до 5 градусов, могут обеспечить полные профили скоростей потока в типичных эксплуатационных нефтяных скважинах. Поскольку для скважин меньшего диаметра могут быть достаточными меньшие углы, или если разрешение некритично, или в текучей среде существуют очень большие вовлеченные поверхности, и наоборот, то, учитывая вышеупомянутые эффекты, угол и частоту необходимо настраивать для каждого конкретного применения. Следовательно, данное изобретение этими интервалами не ограничено, но они представляют собой оптимальные интервалы для применения предлагаемого инструмента в скважинах, имеющих обычные промышленные размеры.
Так как информацию относительно свойств текучей среды получают путем измерений емкости, знание диаметра ствола 22 скважины или обсадной колонны 23 ствола скважины может обеспечить достаточную информацию для управления частотой и углом продольного преобразователя 4 для оптимального согласования в скважине, то предварительно знать условия измерения необязательно. Следовательно, имея скважинный инструмент, дополнительно содержащий средство для определения диаметра ствола скважины или обсадной колонны ствола скважины, например центрирующий инструмент, например приводной модуль 31, содержащий приводное средство 33, размер которого равен диаметру скважины в соответствии со степенью вытягивания средства 33 привода, пользователь или процедура автоматического измерения может учесть точный диаметр скважины 22 или обсадной трубы 23 в данной точке измерения. Зная затухание данной текучей среды 15 благодаря измерениям емкости, осуществленным с применением электродов 8, а также фактический диаметр ствола 22 скважины или обсадной колонны 23 ствола скважины, можно соответствующим образом изменить зондирующий сигнал PS, чтобы иметь оптимальную частоту и/или оптимальный угол α передачи.
Оптимальный угол α и рабочая частота f зависят от типа текучей среды и диаметра скважины. Если диаметр известен либо из схемы скважины, либо из локального измерения, то тип текучей среды можно определить путем измерений емкости. Таким образом, измерение емкости можно использовать для получения оптимального разрешения и точности измерения скорости путем изменения, соответственно, частоты и/или угла преобразователя.
Кроме того, также возможно использовать информацию о скорости, полученную от преобразователя, например от ультразвукового зонда, для улучшения восстановления распределения диэлектрической проницаемости с тем, чтобы повысить полезность информации, полученной в результате измерений емкости, зная по меньшей мере распределение вероятностей скорости, выведенное из ультразвуковых измерений.
Для того чтобы иметь возможность оптимизации хранения данных и/или механизма управления внутрискважинными измерениями при ограниченном доступе к передаче данных по кабелю 30 пользователю, находящемуся у устья скважины, инструмент 1 может содержать модуль 13 вычислений и хранения данных, предназначенный для обработки результатов измерения параметров потока и емкости, полученных посредством преобразователей и электродов. Это позволяет не только использовать автоматические механизмы управления для управления измерениями, но обеспечивает возможность для пользователя во время скважинных работ принимать по кабелю только выборочные данные, в то время как большой объем выходных данных можно хранить локально, в запоминающем устройстве, также содержащемся в инструменте 1.
Как показано на фиг. 8, способ усовершенствования акустических измерений с использованием продольного преобразователя 4 состоит в том, что скважинный инструмент имеет по меньшей мере один первый радиальный преобразователь 16, передающий радиальный зондирующий сигнал от центральной части корпуса инструмента в направлении стенки обсадной колонны, и по меньшей мере один второй радиальный преобразователь 17, расположенный на центральной части на расстоянии от первого радиального преобразователя 16 и принимающий отраженный сигнал, полученный в результате отражения радиального зондирующего сигнала от стенки обсадной колонны, чтобы осуществить измерение времени прохождения. Измерения времени прохождения основаны на расчете интервала времени между переданным сигналом и приемом отраженного сигнала, принятого по истечении заданного интервала времени. Данный интервал времени отражает скорость потока. Как показано на фиг. 8, для измерений времени прохождения необходима поверхность, например внутренняя стенка 9 обсадной колонны 23 ствола скважины, следовательно, данные измерения нельзя выполнить с конца инструмента в продольном направлении к текучей среде 15. Обычно измерения времени прохождения выполняют вдоль инструмента, где инструмент 1 ограничивает поток в обсадной колонне 23. Отношение сигнал-шум при измерении времени прохождения намного выше, чем при измерении, выполненном в продольном направлении с применением отражений от вовлеченных поверхностей. Несмотря на это измерение в радиальном направлении с применением измерений времени прохождения может обеспечить возможность получения различных параметров текучей среды или потока текучей среды из наборов обоих измерений в продольном и радиальном направлении, следовательно, пользователь будет знать данные параметры с высокой степенью точности, применяя их для расчетов скорости Vf потока по результатам измерений в продольном направлении. Следовательно, при расчете скорости по результатам измерений в продольном направлении получают повышенную точность. Другой способ усовершенствования определения скорости потока состоит в дополнительном оснащении скважинного инструмента крыльчатым расходомером или анемометром постоянной температуры с тем, чтобы улучшить возможности определения точных характеристик текучей среды, окружающей инструмент 1. В еще одном варианте осуществления изобретения преобразователи могут быть расположены напротив друг друга, например на рычагах, выступающих из инструмента, так, что для измерений времени прохождения отражающая поверхность уже не нужна.
Данное изобретение также относится к скважинной системе, содержащей как кабель 30, инструментальный снаряд 100 и приводной модуль 31, так и скважинный инструмент 1 для определения скорости (Vf) текучих сред. В качестве альтернативы операциям, осуществляемым с применением кабеля, инструмент 1 может быть использован в комбинации с колонной гибких труб или самодвижущимся приводным модулем, например, работающим от батареи.
Кроме того, скважинная система может содержать рабочий инструмент, например каротажный инструмент, ключевой инструмент, фрезерный инструмент, инструмент для установки заплат или бурильный инструмент. Скважинный инструмент 1 подходит для определения скоростей потока в скважине. Благодаря перемещению одного или большего количества рабочих инструментов на инструментальном снаряде 100 пользователь может предпринять соответствующие действия в ответ на то, что измерения параметров потока показывают, например, проникновение воды в обсадную колонну 23 ствола скважины из-за трещины 28, например, установив заплату в районе трещины посредством инструмента для установки заплат.
Кроме того, данное изобретение относится к способу определения скорости потока текучей среды, окружающей инструмент в стволе скважины, содержащему этапы первой передачи зондирующего сигнала по существу в продольном направлении от концевой части корпуса инструмента посредством продольного преобразователя. Благодаря отражающим увлеченным поверхностям 6, содержащимся в текучей среде 15, зондирующий сигнал PS отражается назад, в направлении инструмента 1, образуя отраженный сигнал RS. Затем продольный преобразователь 4 принимает отраженный сигнал RS, который в сравнении с зондирующим сигналом в соответствии с доплеровским принципом имеет сдвиг по частоте, или воспринимает опознаваемые спекл-структуры, используя измерение скорости способом отражения ультразвуковых импульсов от спекл-структур. Кроме того, посредством измерения емкости между по меньшей мере двумя электродами 8 измеряют емкость текучей среды 15, определяя тем самым свойства влияющей на емкость текучей среды, окружающей инструмент. Следующий этап способа состоит в определении расчетной скорости потока протекающей текучей среды путем использования, например, сдвига частоты между передаваемыми зондирующими сигналами PS и принимаемыми сигналами RS, а также информации о текучей среде, полученной в результате измерения емкости, и, наконец, отправке набора данных измерения потока и емкости в модуль 13 вычислений и хранения данных и расчете скорости Vf потока текучей среды 15 посредством модуля вычислений и хранения данных. Кроме того, способ согласно изобретению может содержать этап калибровки, которая может быть выполнена перед работой или после работы, у устья скважины или в скважине и, более того, в соответствующем местоположении в скважине, например в секции скважины, имеющей однородный поток. Когда скважинный инструмент 1 опускают в ствол 22 скважины или обсадную колонну 23 ствола скважины, поток текучей среды, как правило, довольно однородный в вертикальной части 40 скважины над верхней точкой 21 наклонного участка скважины, в отличие от еще одной вертикальной части 41 скважины, расположенной ниже верхней точки 21 наклонного участка скважины. Следовательно, чтобы иметь вполне определенную калибровку инструмента 1, калибровочное измерение скорости потока в соответствии с вышеизложенным предпочтительно может быть выполнено над верхней точкой 21 наклонного участка скважины. Кроме того, способ согласно изобретению может содержать этап передачи по меньшей мере части набора данных измерений потока и емкости в устройство для приема данных, расположенное в верхней части скважины с тем, чтобы пользователь мог на месте следить за определением скорости Vf потока в скважине.
Кроме того, способ согласно изобретению может содержать этапы первоначального определения свойств текучей среды, окружающей инструмент, путем измерения емкости между по меньшей мере двумя электродами, так что на основе измерений емкости можно выбрать временные интервалы, в которых измеряют акустические сигналы. Вследствие различий полных сопротивлений разных текучих сред интервалы времени, выбираемые для определения скоростей Vf потока в текучей среде 15, предпочтительно могут быть выбраны так, чтобы они соответствовали свойствам измеряемой текучей среды.
При скважинных работах возможности расчета, хранения и передачи данных всегда ограничены из-за пространственных ограничений и удаленности от источников питания. Поэтому способ согласно данному изобретению может дополнительно содержать этап передачи данных, полученных в результате измерений емкости, пользователю вверх по стволу скважины только в том случае, если расчетная скорость потока выходит за пределы определенного диапазона. В отношении расчета скорости Vf потока данные с результатами измерения емкости используют для коррекции расчетов с учетом различий, основанных на свойствах текучей среды, а также в том случае, если расчеты скоростей Vf текучей среды дают весьма расходящиеся, колеблющиеся или ошибочные результаты, когда пользователю необходимо знать, вызваны или нет данные результаты наличием других текучих сред, ограничивающих объемов 27 и так далее, что можно обнаружить по результатам измерения емкости. Так как передача данных пользователю вверх по стволу скважины ограничена, то данными, полученными в результате измерения емкости, могут управлять так, что их передают пользователю только в том случае, если рассчитанная скорость потока лежит вне пределов заданного диапазона, так что вверх по стволу скважины передают только важные данные. В альтернативном варианте осуществления изобретения результаты измерения емкости передают пользователю, если емкость лежит за пределами заданного диапазона. Чтобы минимизировать данные, передаваемые пользователю вверх по стволу скважины, объем данных, передаваемых пользователю вверх по стволу скважины, могут адаптивно сжимать так, что объем данных пропорционален активности в скважине, то есть чем больше событий отображают при помощи измерений, тем больше данных передают пользователю вверх по стволу скважины.
Преобразователи могут представлять собой преобразователи электроакустического, электромагнитного, электромеханического, электростатического или радиоакустического типа, например громкоговорители, микрофоны, тактильные преобразователи, пьезоэлектрические кристаллы, геофоны, гидрофоны, гидроакустические приемопередатчики, антенны, катоды, микроэлектромеханические системы, преобразователи энергии колебаний среды в электрическую энергию, потенциометры, динамометрические датчики, акселерометры, тензометры, датчики линейных перемещений с тросовым приводом и так далее.
Под текучей средой или скважинной текучей средой понимается любой тип текучей среды, которая может присутствовать в нефтяной или газовой скважине, например природный газ, нефть, буровой раствор, сырая нефть, вода и так далее. Под газом понимается любой тип газового состава, присутствующий в скважине, законченной или не закрепленной обсадными трубами, а под нефтью понимается любой тип нефтяного состава, например сырая нефть, нефтесодержащая текучая среда и так далее. Таким образом, в состав газа, нефти и воды могут входить другие элементы или вещества, которые не являются газом, нефтью и/или водой соответственно.
Под обсадной трубой понимается любой тип трубы, трубчатого элемента, трубопровода, хвостовика, колонны труб и так далее, используемый в скважине для добычи нефти или природного газа.
В том случае, когда невозможно полностью погрузить инструмент в обсадную трубу, можно использовать скважинный трактор для проталкивания инструмента до нужного положения в скважине. Скважинный трактор представляет собой любой вид приводного инструмента, способного толкать или тянуть инструменты в скважине, например Well Tractor®.
Хотя изобретение описано на примере предпочтительных вариантов осуществления, специалисту в данной области техники очевидно, что возможны модификации данного изобретения, не выходящие за пределы объема правовой охраны изобретения, определенные нижеследующей формулой изобретения.
Claims (37)
1. Скважинный инструмент (1) для определения скорости (Vf) потока текучей среды (20) во внутреннем объеме (2) ствола (22) скважины или обсадной колонны (23) ствола скважины, содержащий:
- корпус (3) инструмента, вытянутый вдоль продольной оси (A1) и имеющий в плоскости поперечного сечения окружность, перпендикулярную продольной оси, причем указанный корпус инструмента выполнен с возможностью опускания во внутренний объем (2) ствола (22) скважины или обсадной колонны (23) ствола скважины;
- продольный преобразователь (4), передающий зондирующий сигнал (PS) по существу в продольном направлении от концевой части (5) корпуса (3) инструмента в текучую среду, протекающую в указанном стволе (22) скважины или обсадной колонне (23) скважины, так, что передаваемый зондирующий сигнал (PS) подвергается воздействию отражающих вовлеченных поверхностей (6) в протекающей текучей среде, причем продольный преобразователь (4) принимает отраженный сигнал (RS), отраженный по существу от отражающих вовлеченных поверхностей (6) в текучей среде, протекающей в указанной скважине вдоль продольного направления к концевой части (5) корпуса (3) инструмента, при этом из последовательно принимаемых отраженных сигналов (RS) может быть получена скорость потока (Vf) текучей среды;
- множество электродов (8), расположенных на расстоянии друг от друга вокруг продольной оси (A1) по периферии инструмента так, что текучая среда протекает между электродами (8) и стенкой (9) ствола скважины или стенкой (9) обсадной колонны ствола скважины; и
- измерительное средство (10) для измерения емкости между двумя электродами (8) во всех комбинациях, дающих для n электродов n⋅(n-1)/2 измерений емкости, причем скважинный инструмент между каждыми двумя электродами имеет пространство (11), при этом указанное пространство по существу заполнено непроводящим средством (12) для того, чтобы определять свойства текучей среды;
причем скорость текучей среды используют для регулировки определения свойств текучей среды или свойства текучей среды используют для регулировки скорости текучей среды.
2. Скважинный инструмент по п. 1, в котором скорость (Vf) текучей среды может быть получена из последовательно принимаемых отраженных сигналов (RS) путем применения принципа Доплера.
3. Скважинный инструмент по п. 1, в котором скорость (Vf) текучей среды может быть получена из последовательно принимаемых отраженных сигналов (RS) путем применения измерения скорости способом отражения ультразвуковых импульсов от спекл-структур.
4. Скважинный инструмент по любому из пп. 1-3, причем скважинный инструмент дополнительно содержит множество преобразователей, расположенных в концевой части (5) корпуса (3) инструмента на расстоянии друг от друга вокруг продольной оси (A1), причем каждый преобразователь передает и принимает в заданном направлении.
5. Скважинный инструмент по любому из пп. 1-3, в котором частота передаваемого зондирующего сигнала представляет собой акустический сигнал в диапазоне от 40 кГц до 5 МГц, более предпочтительно от 0,5 МГц до 3 МГц, еще более предпочтительно от 1,5 МГц до 2,5 МГц.
6. Скважинный инструмент по любому из пп. 1-3, в котором угол передачи и приема преобразователя (преобразователей) лежит в диапазоне от 0 до 10 градусов, более предпочтительно от 1 до 7 градусов, еще более предпочтительно от 2 до 5 градусов относительно продольной оси (A1).
7. Скважинный инструмент по любому из пп. 1-3, причем скважинный инструмент дополнительно содержит средство для размерного контроля, например центрирующий инструмент или многорычажный каверномер для определения диаметра ствола скважины или обсадной колонны ствола скважины.
8. Скважинный инструмент по любому из пп. 1-3, дополнительно содержащий модуль (10) вычислений и хранения данных для обработки результатов измерений потока и емкости, измеренных посредством преобразователя (преобразователей) и электродов.
9. Скважинный инструмент по любому из пп. 1-3, дополнительно содержащий по меньшей мере первый радиальный преобразователь (16), передающий радиальный зондирующий сигнал от центральной части корпуса инструмента в направлении стенки обсадной колонны, и по меньшей мере второй радиальный преобразователь (17), расположенный на центральной части на расстоянии от первого радиального преобразователя, причем указанный второй радиальный преобразователь принимает отраженный сигнал, представляющий собой радиальный зондирующий сигнал, отраженный стенкой обсадной колонны.
10. Скважинный инструмент по любому из пп. 1-3, дополнительно содержащий анемометр, например анемометр постоянной температуры или крыльчатый расходомер.
11. Скважинная система, содержащая:
- кабель;
- инструментальный снаряд;
- приводной модуль; и
дополнительно содержащая скважинный инструмент для определения скорости (Vf) потока текучей среды в стволе скважины по любому из пп. 1-8.
12. Скважинная система по п. 11, дополнительно содержащая рабочий инструмент, например каротажный инструмент, ключевой инструмент, фрезерный инструмент или буровой инструмент.
13. Способ определения скорости потока текучей среды, окружающей инструмент в стволе скважины, содержащий следующие этапы:
- передача посредством продольного преобразователя (4) зондирующего сигнала (PS) по существу вдоль продольной оси инструмента от концевой части корпуса инструмента;
- прием посредством продольного преобразователя (4) отраженного сигнала (RS) по существу в продольном направлении;
- измерение емкости посредством измерения емкости между по меньшей мере двумя электродами (8) с определением тем самым свойств текучей среды, окружающей инструмент и влияющей на емкость между указанными по меньшей мере двумя электродами, например диэлектрической проницаемости текучей среды;
- определение расчетной скорости (Vf) потока протекающей текучей среды (15) по передаваемым зондирующим сигналам (PS) и принимаемым сигналам (RS), а также информации о текучей среде (15), полученной в результате измерения емкости;
- отправка набора данных измерений потока и емкости в модуль (13) вычислений и хранения данных; и
- расчет скорости (Vf) потока текучей среды (15).
14. Способ по п. 13, дополнительно содержащий следующий этап:
- выполнение набора калибровочных измерений потока и емкости в по существу вертикальной части ствола скважины над верхней точкой (21) наклонного участка ствола скважины.
15. Способ по п. 13 или 14, дополнительно содержащий следующий этап:
- отправка по меньшей мере части набора измерений потока и емкости в расположенное в верхней части скважины средство приема данных с тем, чтобы их мог получить пользователь.
16. Способ по п. 13 или 14, дополнительно содержащий следующие этапы:
- определение свойств текучей среды, окружающей инструмент, путем измерения емкости между по меньшей мере двумя электродами; и
- выбор временных интервалов, в которых измеряют доплеровские сдвиги частоты, так, что на основе указанных измерений емкости определяют профиль скоростей в рассеивающей среде.
17. Способ по п. 13 или 14, дополнительно содержащий следующий этап:
- отправка данных, полученных в результате измерений емкости, пользователю вверх по стволу скважины только в том случае, если расчетная скорость (Vf) потока выходит за пределы заданного диапазона.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| EP11187276.8A EP2587227A1 (en) | 2011-10-31 | 2011-10-31 | Downhole tool for determining flow velocity |
| EP11187276.8 | 2011-10-31 | ||
| PCT/EP2012/071473 WO2013064494A1 (en) | 2011-10-31 | 2012-10-30 | Downhole tool for determining flow velocity |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2014120513A RU2014120513A (ru) | 2015-12-10 |
| RU2607826C2 true RU2607826C2 (ru) | 2017-01-20 |
Family
ID=47115954
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2014120513A RU2607826C2 (ru) | 2011-10-31 | 2012-10-30 | Скважинный инструмент для определения скорости потока |
Country Status (10)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US9915143B2 (ru) |
| EP (2) | EP2587227A1 (ru) |
| CN (1) | CN103906998A (ru) |
| AU (1) | AU2012331230B9 (ru) |
| BR (1) | BR112014008945A2 (ru) |
| CA (1) | CA2852602A1 (ru) |
| MX (1) | MX2014004636A (ru) |
| MY (1) | MY166085A (ru) |
| RU (1) | RU2607826C2 (ru) |
| WO (1) | WO2013064494A1 (ru) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2659106C1 (ru) * | 2017-06-14 | 2018-06-28 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ определения характеристик потока жидкости в скважине |
| RU223747U1 (ru) * | 2023-12-07 | 2024-03-01 | Общество с ограниченной ответственностью "Алесинкс" | Устройство для определения направления и скорости движения газов, жидкостей |
Families Citing this family (15)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| BR112017004758A2 (pt) * | 2014-09-10 | 2017-12-05 | Halliburton Energy Services Inc | método para determinar parâmetros em um poço, e, sistema de poço. |
| US11092002B2 (en) | 2015-03-16 | 2021-08-17 | Darkvision Technologies Inc. | Device and method to image flow in oil and gas wells using phased array doppler ultrasound |
| WO2017062032A1 (en) * | 2015-10-09 | 2017-04-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Hazard avoidance during well re-entry |
| GB201521864D0 (en) * | 2015-12-11 | 2016-01-27 | Maersk Olie & Gas | dDownhole tool |
| US10253622B2 (en) * | 2015-12-16 | 2019-04-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Data transmission across downhole connections |
| WO2017105426A1 (en) * | 2015-12-16 | 2017-06-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Real-time bottom-hole flow measurements for hydraulic fracturing with a doppler sensor in bridge plug using das communication |
| CN105927206A (zh) * | 2016-04-25 | 2016-09-07 | 中国石油天然气股份有限公司 | 井下封闭式超声波多普勒三相流流量测量传感器 |
| CN107101678B (zh) * | 2017-05-11 | 2023-06-27 | 中国地质大学（武汉） | 一种基于电导探针的两相流流量传感器及其使用方法 |
| FR3068126B1 (fr) * | 2017-06-27 | 2019-08-30 | Sagemcom Energy & Telecom Sas | Procede de mesure d'une vitesse d'un fluide |
| NL2021236B1 (en) | 2018-07-04 | 2020-01-15 | Rbp Tech Holding B V | Methods and systems for characterising a fluid flowing in a conduit |
| CN110006509B (zh) * | 2019-02-02 | 2023-04-18 | 四川大学 | 基于动态网格的声学流量测量的自循环槽体实验平台 |
| FR3105403B1 (fr) * | 2019-12-19 | 2021-11-19 | Openfield | Débitmètre doppler radar à micro-ondes pour puits d'hydrocarbures |
| US11428093B2 (en) | 2020-09-29 | 2022-08-30 | Saudi Arabian Oil Company | Downhole investigation tool |
| JP7475047B2 (ja) | 2020-11-09 | 2024-04-26 | 株式会社アイシーティー | 超音波流量計 |
| CN116608929B (zh) * | 2023-07-21 | 2023-11-07 | 新疆斐德莱布能源科技有限公司 | 一种基于矿场实验的光纤监测标定实验装置及方法 |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4905203A (en) * | 1988-09-30 | 1990-02-27 | Texaco Inc. | Downhole doppler flowmeter |
| US4947683A (en) * | 1989-08-03 | 1990-08-14 | Halliburton Logging Services, Inc. | Pulsed ultrasonic doppler borehole fluid measuring apparatus |
| WO1997046792A1 (en) * | 1996-05-24 | 1997-12-11 | Mobil Oil Corporation | Pad production log tool |
| EP1936112A2 (en) * | 2001-04-25 | 2008-06-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method, system and tool for reservoir evaluation and well testing during drilling operations |
Family Cites Families (11)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3614725A (en) * | 1969-04-18 | 1971-10-19 | Schlumberger Technology Corp | Continuously variable steered beam transducers for acoustic well logging |
| US3603145A (en) * | 1969-06-23 | 1971-09-07 | Western Co Of North America | Monitoring fluids in a borehole |
| US4435978A (en) * | 1982-09-07 | 1984-03-13 | Glatz John J | Hot wire anemometer flow meter |
| GB2227841B (en) * | 1988-12-03 | 1993-05-12 | Schlumberger Ltd | Impedance cross correlation logging tool |
| RU1802100C (ru) | 1990-08-20 | 1993-03-15 | Всесоюзный научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт геофизических исследований геологоразведочных скважин | Способ исследовани пластов-коллекторов |
| US5777278A (en) * | 1996-12-11 | 1998-07-07 | Mobil Oil Corporation | Multi-phase fluid flow measurement |
| US20060054354A1 (en) * | 2003-02-11 | 2006-03-16 | Jacques Orban | Downhole tool |
| US7207397B2 (en) | 2003-09-30 | 2007-04-24 | Schlumberger Technology Corporation | Multi-pole transmitter source |
| US7367392B2 (en) * | 2004-01-08 | 2008-05-06 | Schlumberger Technology Corporation | Wellbore apparatus with sliding shields |
| US8044821B2 (en) * | 2005-09-12 | 2011-10-25 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole data transmission apparatus and methods |
| GB2476653A (en) * | 2009-12-30 | 2011-07-06 | Wajid Rasheed | Tool and Method for Look-Ahead Formation Evaluation in advance of the drill-bit |
-
2011
- 2011-10-31 EP EP11187276.8A patent/EP2587227A1/en not_active Withdrawn
-
2012
- 2012-10-30 RU RU2014120513A patent/RU2607826C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2012-10-30 US US14/350,455 patent/US9915143B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2012-10-30 EP EP12780731.1A patent/EP2773925A1/en not_active Withdrawn
- 2012-10-30 CA CA2852602A patent/CA2852602A1/en not_active Abandoned
- 2012-10-30 AU AU2012331230A patent/AU2012331230B9/en not_active Ceased
- 2012-10-30 MX MX2014004636A patent/MX2014004636A/es unknown
- 2012-10-30 WO PCT/EP2012/071473 patent/WO2013064494A1/en active Application Filing
- 2012-10-30 MY MYPI2014001110A patent/MY166085A/en unknown
- 2012-10-30 BR BR112014008945A patent/BR112014008945A2/pt not_active IP Right Cessation
- 2012-10-30 CN CN201280050700.0A patent/CN103906998A/zh active Pending
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4905203A (en) * | 1988-09-30 | 1990-02-27 | Texaco Inc. | Downhole doppler flowmeter |
| US4947683A (en) * | 1989-08-03 | 1990-08-14 | Halliburton Logging Services, Inc. | Pulsed ultrasonic doppler borehole fluid measuring apparatus |
| WO1997046792A1 (en) * | 1996-05-24 | 1997-12-11 | Mobil Oil Corporation | Pad production log tool |
| EP1936112A2 (en) * | 2001-04-25 | 2008-06-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method, system and tool for reservoir evaluation and well testing during drilling operations |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2659106C1 (ru) * | 2017-06-14 | 2018-06-28 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ определения характеристик потока жидкости в скважине |
| RU223747U1 (ru) * | 2023-12-07 | 2024-03-01 | Общество с ограниченной ответственностью "Алесинкс" | Устройство для определения направления и скорости движения газов, жидкостей |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| MX2014004636A (es) | 2015-02-18 |
| EP2587227A1 (en) | 2013-05-01 |
| RU2014120513A (ru) | 2015-12-10 |
| MY166085A (en) | 2018-05-24 |
| CA2852602A1 (en) | 2013-05-10 |
| US9915143B2 (en) | 2018-03-13 |
| AU2012331230B9 (en) | 2015-09-17 |
| BR112014008945A2 (pt) | 2017-05-02 |
| US20140260589A1 (en) | 2014-09-18 |
| CN103906998A (zh) | 2014-07-02 |
| AU2012331230B2 (en) | 2015-05-07 |
| WO2013064494A1 (en) | 2013-05-10 |
| EP2773925A1 (en) | 2014-09-10 |
| AU2012331230A1 (en) | 2014-06-05 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2607826C2 (ru) | Скважинный инструмент для определения скорости потока | |
| US11125909B2 (en) | Enhanced seismic surveying | |
| US10890563B2 (en) | Downhole tool with an ultrasonic probe for measuring fluid flow properties | |
| US7673525B2 (en) | Sensor system for pipe and flow condition monitoring of a pipeline configured for flowing hydrocarbon mixtures | |
| EP3111038B1 (en) | Submersible pump monitoring | |
| US8360635B2 (en) | System and method for using one or more thermal sensor probes for flow analysis, flow assurance and pipe condition monitoring of a pipeline for flowing hydrocarbons | |
| EP2404033B1 (en) | Early kick detection in an oil and gas well | |
| NO345684B1 (en) | Ultrasonic flow meter system and method for measuring flow rate | |
| RU2329378C2 (ru) | Способы и устройства для измерения скорости ультразвука в буровых растворах | |
| US20040095847A1 (en) | Acoustic devices to measure ultrasound velocity in drilling mud | |
| US9720122B2 (en) | Reflection-only sensor at multiple angles for near real-time determination of acoustic properties of a fluid downhole | |
| NO345348B1 (no) | Estimering av flerfase volumstrømningsrate omfattende måling av akustisk gangtid i motsatte retninger | |
| US10901104B2 (en) | Encoded driving pulses for a range finder | |
| US11947064B2 (en) | Automatic recognition of environmental parameters with azimuthally distributed transducers | |
| Fredagsvik | Use of ultrasonic and acoustic sensors for characterization of liquid-particle flow and evaluation of hole cleaning efficiency |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| TK4A | Correction to the publication in the bulletin (patent) |
Free format text: AMENDMENT TO CHAPTER -FG4A- IN JOURNAL: 02-2017 FOR TAG: (45) |
|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20171031 |