RU2752068C1

RU2752068C1 - Multiple sensor device with different parameters to monitor the reservoir flow profile by multiple methods

Info

Publication number: RU2752068C1
Application number: RU2020114012A
Authority: RU
Inventors: Виктор Александрович Шель; Марат Шамилевич Валиев
Original assignee: Виктор Александрович Шель; Марат Шамилевич Валиев
Priority date: 2020-04-03
Filing date: 2020-04-03
Publication date: 2021-07-22

Abstract

FIELD: oil and gas industry.SUBSTANCE: invention relates to the oil and gas industry and can be used in geophysical surveys of wells. The device with many sensors with different parameters is a stationary system for monitoring the production of reservoirs in directional and horizontal wells (fields) for long-term monitoring of the reservoir along the inflow profile. The device includes a variety of sensors with different parameters to control the operation of reservoirs using many methods: thermometry, thermal indication of inflow, noise logging, flow measurement, pressure, moisture logging, resistivity logging, density logging with an accurate reference to the depth of the borehole using natural rock radioactivity (gamma background) and collar locator. The device includes a ground recorder, a hermetically sealed cable entry into the borehole, a device propeller and a multi-sensor borehole device that is lowered into the borehole on a geophysical cable before installing a production pump. The device allows obtaining information about the formation profile by many methods with precise reference to the depth of the well without moving the multi-sensor device by simultaneously reading data from the sensors of the same name. The device has a downhole multi-sensor device with a length of 50 to 150 meters, which includes many sensors with different parameters. Sensors of the same name are spaced from each other along the entire length of the device at a distance from 0.4 to 20 meters. The device is assembled from rigidly coupled modules with a length of 1 to 5 meters.EFFECT: increasing the information content of the data, increasing the efficiency and reliability of the device.1 cl, 3 dwg

Description

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может применяться при геофизических исследованиях скважин. Устройство является стационарной системой по контролю за эксплуатацией месторождений. Устройство устанавливается под добычными насосами: электроцентробежными (ЭЦН), штанговыми (ШГН), винтовыми, эжекторными и др. и позволяет получать информацию при работающих насосах в эксплуатационном режиме скважины. Для проведения исследований при помощи данного устройства не требуется извлечение добычного насоса из скважины, не требуется проведение противофонтанных мероприятий и не требуется применение каротажного геофизического подъемника.The invention relates to the oil and gas industry and can be used in geophysical surveys of wells. The device is a stationary system for monitoring the exploitation of fields. The device is installed under the production pumps: electric centrifugal (ESP), sucker rod (SRP), screw, ejector, etc. and allows you to receive information when the pumps are running in the operating mode of the well. To conduct research using this device, it is not required to remove the production pump from the well, it does not require anti-gushing measures, and the use of a logging geophysical elevator is not required.

Существуют три аналогичных устройства, схожих по своим функциональным и конструктивным характеристикам.There are three similar devices that are similar in their functional and design characteristics.

Известно устройство с вертикальным барабаном для перемещения скважинных приборов под добычным насосом (см. патент RU №2505662, МПК Е21В 23/14, Е21В 47/01, от 02.07.2012), в котором запись профиля притока осуществляется малогабаритным многопараметровым скважинным прибором при его движении в колонне в призабойной части пласта. Устройство представляет собой одну из разновидностей внутрискважинных кабельных лебедок и устанавливается под добычной насос (типа ЭЦН - электроцентробежный насос или ШГН - штанговый насос). Для перемещения прибора устройство содержит электропривод, вращающий через редуктор вертикально-расположенный барабан, на который намотан гибкий геофизический кабель, с закрепленным снизу геофизическим прибором с различными параметрами. Устройство содержит укладчик для равномерной укладки кабеля на барабан. Укладчик в крайних точках переключает верхний или нижний концевые переключатели, которые при срабатывании способствуют реверсированию направления движения прибора. Во время движения скважинного прибора производится запись информации с привязкой к глубине наклонно-направленной скважины. В интервале исследования скважинный прибор регистрирует информацию о профиле притока из пласта с привязкой к глубине скважины по следующим методам: локация муфт; естественный гамма фон; термометрия; давление; влагометрия; резистивиметрия; термоиндикация притока; расходометрия и др. Оператор с устья управляет направлением вращения барабана и производит запись поступающей информации от прибора по глубине в геофизический регистратор в режиме реального времени. Можно также осуществлять запись в определенной точке не по глубине, а по времени. Указанные исследования можно осуществлять в дистанционном режиме, используя средства связи.A device with a vertical drum for moving downhole tools under a production pump is known (see patent RU No. 2505662, IPC Е21В 23/14, Е21В 47/01, dated 02.07.2012), in which the flow profile is recorded by a small-sized multi-parameter downhole tool when it moves in the column in the bottomhole part of the formation. The device is one of the varieties of downhole cable winches and is installed under a production pump (such as ESP - electric centrifugal pump or SRP - sucker rod pump). To move the device, the device contains an electric drive that rotates a vertically located drum through a gearbox, on which a flexible geophysical cable is wound, with a geophysical device fixed from below with various parameters. The device contains a stacker for evenly laying the cable on the drum. The stacker at the end points switches the upper or lower limit switches, which, when triggered, help to reverse the direction of movement of the device. During the movement of the downhole tool, information is recorded with reference to the depth of the directional well. In the study interval, the downhole tool records information about the inflow profile from the formation with reference to the well depth using the following methods: location of couplings; natural gamut background; thermometry; pressure; moisture measurement; resistivity measurement; thermal indication of inflow; flow measurement, etc. The operator from the wellhead controls the direction of rotation of the drum and records the incoming information from the device in depth to the geophysical recorder in real time. You can also record at a specific point not in depth, but in time. These studies can be carried out remotely using communication facilities.

Но данное устройство имеет следующие недостатки: проблема с гибким кабелем из-за его маленького разрывного усилия и отсутствия внешних повивов проволоки (внешней брони), поэтому прибор часто обрывается; при движении вниз прибор останавливается, а при движении наверх цепляется за перфорационные отверстия или выступы колонны; не работает в горизонтальных стволах скважин; отсутствует надежная герметизация вращающегося вала при больших забойных давлениях.But this device has the following disadvantages: the problem with the flexible cable due to its small breaking force and the absence of external strands of wire (external armor), so the device often breaks; when moving down, the device stops, and when moving up, it clings to the perforations or projections of the column; does not work in horizontal wellbores; there is no reliable sealing of the rotating shaft at high bottomhole pressures.

Другой известный способ определения профиля притока скважины предполагает использование оптоволоконных кабелей (патент №2667531 С1, МПК Е21В 47/06, опубл. 21.09.2018, бюл. №27). В данном способе оптоволоконный кабель работает как датчик распределенной температуры, при котором необходимо совместно применять скважинный геофизический прибор в качестве концевого датчика температуры и давления для определения точных значений. Скважинное оборудование соединяется с наземным регистратором давления и температуры и преобразователем оптоволоконных измерений в температурные параметры. В итоге, осуществляется (регистрируется) постоянный мониторинг температуры вдоль всего ствола (профиль притока) скважины одновременно с коррекцией его в нижней точке по температуре и давлению. Измерения производят при откачке пластовой жидкости из скважины. Затем по полученным значениям давления определяют величины депрессии, при которых начинают работать те или иные интервалы, а по графикам зависимости температуры от глубины определяют наличие и величину зарегистрированных температурных аномалий, обусловленных эффектом дросселирования газа или жидкости из пласта и теплообменом флюидов. Таким образом, выявляют продуктивные интервалы или источники обводнения скважины. Преимущество технологий с применением оптоволоконных систем: исследования проводятся на фактически рабочем эксплуатационном режиме добычи скважины; отсутствует движение прибора в интервале исследования; позволяет долговременно мониторить интервал эксплуатации в горизонтальном стволе скважины без извлечения добычного насоса; отсутствуют потери добычи во время проведения исследований.Another well-known method for determining the well inflow profile involves the use of fiber-optic cables (patent No. 2667531 C1, IPC Е21В 47/06, publ. 09.21.2018, bul. No. 27). In this method, the fiber optic cable operates as a distributed temperature sensor, in which it is necessary to jointly use a downhole geophysical tool as an endpoint temperature and pressure sensor to determine accurate values. The downhole equipment is connected to a surface pressure and temperature recorder and a fiber optic-to-temperature converter. As a result, constant temperature monitoring is carried out (recorded) along the entire wellbore (inflow profile) of the well, simultaneously with its correction at the lowest point in terms of temperature and pressure. Measurements are made while pumping formation fluid from the well. Then, according to the obtained pressure values, the drawdown values are determined at which certain intervals begin to work, and the presence and magnitude of the recorded temperature anomalies are determined from the temperature versus depth graphs due to the effect of gas or liquid throttling from the formation and the heat exchange of fluids. Thus, the productive intervals or sources of water cut in the well are identified. The advantage of technologies using fiber-optic systems: studies are carried out at the actual operating operating mode of well production; there is no movement of the device during the study interval; allows long-term monitoring of the interval of operation in a horizontal wellbore without removing the production pump; there are no production losses during research.

Недостатком способа является следующее: профиль притока получается только по температуре; отсутствует точная привязка профиля притока к глубине скважины; большая погрешность показаний, особенно в быстропротекающих процессах скважины; очень сложная интерпретация полученных показаний (из скорости светового импульса надо получить температуру); негативное влияние человеческого фактора на результаты измерений, так как отсутствуют стандарты по интерпретации первичного материала; кривые притока необходимо корректировать по показаниям геофизического прибора, спущенного в крайние точки оптоволоконного кабеля; дорогостоящее оборудование и оптоволоконный кабель.The disadvantage of this method is the following: the inflow profile is obtained only by temperature; there is no exact connection of the inflow profile to the well depth; large error of readings, especially in fast-flowing well processes; very complex interpretation of the readings obtained (the temperature must be obtained from the speed of the light pulse); the negative influence of the human factor on the measurement results, since there are no standards for the interpretation of the primary material; inflow curves must be corrected according to the readings of a geophysical instrument lowered to the extreme points of the fiber-optic cable; expensive equipment and fiber optic cable.

Наиболее близким аналогом является аппаратно-программный комплекс (АПК) «СПРУТ» (см. УДК 622.276.53/.4.004.58 статья «Мониторинг разработки многопластовых объектов в скважинах с ЭЦН»). Специалистами ОАО НПФ «Геофизика» и дочернего предприятия Ижевского радиозавода (ДООО «ИРЗ-ТЭК») разработана технология, позволяющая использовать стандартный силовой кабель добычного электроцентробежного насоса (ЭЦН) получать в режиме реального времени геофизическую и гидродинамическую информацию о работе каждого из вскрытых в данной скважине пластов. Одновременно с информацией о работе пластов обеспечивается также передача технологической информации о работе ЭЦН. Поступающая из скважины информация накапливается в памяти наземного регистратора и через средства связи доставляется тем службам нефтяной компании, от которых зависит принятие оперативных и стратегических решений. Технологическая информация используется также для автоматического отключения ЭЦН в случае превышения заданного порога температуры и давления масла в электродвигателе, повышенной вибрации его корпуса, увеличения потребления тока или снижения сопротивления изоляции жил силового кабеля. Геофизическая и гидродинамическая информация непрерывно поступает из скважины при работающем или отключенном ЭЦН. АПК «СПРУТ» позволяет снимать информацию в точке около пласта и проводить в скважине гидродинамические исследования пластов, меняя режим работы или отключая ЭЦН. Для исключения риска потери информации в скважинных геофизических модулях предусмотрена запись и архивация всей передаваемой наверх информации в энергонезависимую память каждого геофизического модуля. АПК «СПРУТ» включает в себя: скважинные геофизические модули, погружной модуль телеметрии с датчиками контроля работы электронасоса и наземный блок, обеспечивающий питание глубинной аппаратуры, прием, накопление и передачу потребителям скважинной информации. Модуль телеметрии крепится снизу к корпусу электродвигателя ЭЦН и к нему на кабеле подвешиваются геофизические модули. Количество геофизических модулей, состав измеряемых параметров, их метрологические характеристики и режим измерений задаются перед спуском в скважину. Наземное оборудование имеет энергонезависимое питание для измерения всех параметров во время аварийных ситуаций. Также оно легко интегрируется в существующие диспетчерские системы за счет наличия стандартного интерфейса (RS485) и протокола ModBus. Кроме того, в случае большой загрузки существующих диспетчерских систем, имеется дополнительная возможность параллельной передачи геофизической информации в полном объеме на рабочие места специалистов через операторов сотовой связи или параллельной системы с использованием радиомодемов. Программное обеспечение АПК «СПРУТ» позволяет вести расчет производных параметров, представлять информацию в удобном для заказчика виде, осуществлять оперативный контроль параметров погружного электродвигателя, обеспечивать дистанционное управление ЭЦН, контролировать давление на устье и в межтрубном пространстве скважины.The closest analogue is the hardware and software complex (HSC) "SPRUT" (see UDC 622.276.53 / .4.004.58 article "Monitoring the development of multilayer objects in wells with ESP"). Specialists of OAO NPF Geofizika and a subsidiary of the Izhevsk Radio Plant (DOOO IRZ-TEK) have developed a technology that makes it possible to use a standard power cable for an electric submersible pump (ESP) to receive real-time geophysical and hydrodynamic information about the operation of each of the drilled holes in this well. layers. Simultaneously with information about the reservoir performance, the transfer of technological information about the ESP operation is also provided. The information coming from the well is accumulated in the memory of the ground recorder and, through the communication means, is delivered to those services of the oil company, on which the adoption of operational and strategic decisions depends. Technological information is also used for automatic shutdown of the ESP in case of exceeding a predetermined threshold of temperature and oil pressure in the electric motor, increased vibration of its body, increased current consumption or a decrease in the insulation resistance of the power cable cores. Geophysical and hydrodynamic information is continuously received from the well when the ESP is in operation or off. APK "SPRUT" allows you to take information at a point near the formation and conduct hydrodynamic studies of the formations in the well, changing the operating mode or turning off the ESP. To eliminate the risk of loss of information in the downhole geophysical modules, recording and archiving of all information transmitted to the top in the non-volatile memory of each geophysical module is provided. APK "SPRUT" includes: borehole geophysical modules, a submersible telemetry module with sensors for monitoring the operation of an electric pump and a surface unit that provides power to the downhole equipment, reception, accumulation and transmission of borehole information to consumers. The telemetry module is attached from below to the ESP electric motor housing and geophysical modules are suspended from it on the cable. The number of geophysical modules, the composition of the measured parameters, their metrological characteristics and the measurement mode are set before running into the well. Ground equipment has a non-volatile power supply to measure all parameters during emergency situations. It also easily integrates into existing dispatching systems due to the presence of a standard interface (RS485) and ModBus protocol. In addition, in the case of a large load of existing dispatching systems, there is an additional possibility of parallel transmission of geophysical information in full to the workplaces of specialists through cellular operators or a parallel system using radio modems. The software of the APK "SPRUT" allows calculating derived parameters, presenting information in a convenient form for the customer, real-time control of the parameters of the submersible electric motor, providing remote control of the ESP, monitoring the pressure at the wellhead and in the annular space of the well.

Данное известное устройство АПК «СПРУТ» имеет ряд недостатков: по полученным данным нельзя построить подробный профиль притока с точной привязкой к глубине скважины, так как информация снимается в определенных глубинах (в точках) установки геофизических приборов; невозможно определить точные границы притока жидкости, интервалы заколонных перетоков и источники обводнения скважины; отказ комплекса в момент включения ЭЦН.This well-known device of the APK "SPRUT" has a number of disadvantages: according to the data obtained, it is impossible to construct a detailed inflow profile with an exact reference to the depth of the well, since the information is taken at certain depths (at points) of the installation of geophysical instruments; it is impossible to determine the exact boundaries of fluid inflow, intervals of behind-the-casing flows and sources of well watering; failure of the complex at the moment of switching on the ESP.

Задачей предлагаемого изобретения является создание скважинной системы по контролю за разработкой (эксплуатацией) работающих пластов нефтяных и газовых месторождений, которая не будет иметь недостатков существующих аналогов, но превосходит их по качеству предоставляемой информации и надежности работы при меньших эксплуатационных затратах.The objective of the present invention is to create a borehole system for monitoring the development (operation) of working formations of oil and gas fields, which will not have the disadvantages of existing analogues, but surpasses them in the quality of information provided and reliability of operation at lower operating costs.

Изобретение представляет собой устройство, которое стационарно устанавливается в нефтяной или газовой скважине и имеет множество датчиков с различными параметрами для записи профиля притока или поглощения пласта по многим методам.The invention is a device that is permanently installed in an oil or gas well and has a variety of sensors with different parameters for recording the flow or loss profile of the formation in many ways.

Техническим результатом от предложенного изобретения является повышение информативности данных, повышение эффективности и надежности устройства, которое обеспечивается в следующем: поступление данных одновременно с множества датчиков, разнесенных равномерно по глубине скважины; получение профиля притока (или поглощения) по многим методам от одноименных датчиков; отсутствие движения скважинного прибора; исключение электропривода, которому необходима герметизация узлов вращения; отсутствие кабеля с низким разрывным усилием; применяться может в наклонно-направленных и в горизонтальных стволах скважин; скважинный прибор способен записывать более 9 параметров; датчики имеют большую точность показаний и могут калиброваться в стандартных метрологических лабораториях; полученная информация различных методов интерпретируется общепринятыми способами, поэтому отсутствует негативное влияние человеческого фактора; по полученным данным можно построить подробный профиль притока (поглощения) с точной привязкой по глубине скважины, так как привязка прибора осуществляется по методам естественного гамма фона пород и локатора муфт эксплуатационной колонны; информация снимается скважинным прибором во многих точках глубины установки датчиков, поэтому возможно определить точные границы притока жидкости, интервалы заколонных перетоков и источники обводнения скважины; отсутствие отказа устройства в момент включения ЭЦН. Благодаря тому что датчики прибора во время записи не двигаются, то отсутствуют искажения показаний от движения скважинной жидкости, связанные с перемещением прибора. Также предлагаемое устройство имеет существенное преимущество по точности привязки профиля притока к глубине скважины, так как глубина нахождения датчиков в скважинном приборе определяется расстоянием от точки записи каждого датчика до датчика ГК или ЛМ, что намного точнее, чем при стандартных промыслово-геофизических исследованиях (ПГИ), в которых глубина нахождения прибора в скважине берется от датчика глубин и датчика магнитных меток кабеля, находящихся на устье скважины.The technical result of the proposed invention is to increase the information content of the data, increase the efficiency and reliability of the device, which is ensured in the following: the receipt of data simultaneously from a plurality of sensors spaced evenly along the depth of the well; obtaining a profile of inflow (or absorption) by many methods from sensors of the same name; lack of movement of the downhole tool; elimination of the electric drive, which requires sealing of rotation units; no cable with low breaking strength; can be used in directional and horizontal wellbores; the downhole tool is capable of recording more than 9 parameters; sensors have high accuracy of readings and can be calibrated in standard metrology laboratories; the information received from various methods is interpreted in generally accepted ways, therefore there is no negative influence of the human factor; based on the data obtained, it is possible to construct a detailed inflow (loss) profile with an accurate reference along the well depth, since the device is connected using the methods of the natural gamma background of rocks and the locator of production casing collars; information is collected by a downhole tool at many points of the depth of the sensor installation, therefore, it is possible to determine the exact boundaries of fluid inflow, intervals of behind-the-casing flows and sources of well watering; no device failure at the moment the ESP is turned on. Due to the fact that the sensors of the device do not move during recording, there are no distortions in the readings from the movement of the well fluid associated with the movement of the tool. Also, the proposed device has a significant advantage in the accuracy of linking the inflow profile to the well depth, since the depth of the sensors in the downhole tool is determined by the distance from the recording point of each sensor to the GK or LM sensor, which is much more accurate than in standard field geophysical studies (PLT) , in which the depth of the device in the well is taken from the depth sensor and the cable magnetic marks sensor located at the wellhead.

Совокупность технических результатов обеспечивает долговременный мониторинг объектов эксплуатации в режиме реального времени в наклоннонаправленных и горизонтальных участках скважин. В результате получают профили притока или приемистости призабойной части скважины по многим методам и гидродинамические характеристики пласта. Профили из пласта устройство позволяет определять без движения скважинного прибора при различных режимах работы скважины: в фоновом (когда скважина закрыта и ЭЦН остановлен), в эксплуатационном режиме (когда ЭЦН работает), а также профиль приемистости (при закачке жидкости в пласт). По полученным результатам можно оперативно управлять разработкой продуктивного пласта по одной скважине или по всему месторождению, дистанционно контролировать и управлять оборудованием нефтяных или газовых месторождений, с целью сокращения затрат и увеличения эффективной добычи нефти и газа.The set of technical results provides long-term monitoring of production facilities in real time in deviated and horizontal sections of wells. As a result, the profiles of the inflow or injectivity of the near-wellbore part of the well are obtained by many methods and the hydrodynamic characteristics of the formation. The device makes it possible to determine the profiles from the reservoir without moving the downhole tool under various operating modes of the well: in the background (when the well is closed and the ESP is shut down), in the operating mode (when the ESP is operating), as well as the injectivity profile (when fluid is injected into the reservoir). Based on the results obtained, it is possible to promptly manage the development of a productive formation for one well or throughout the entire field, remotely monitor and control the equipment of oil or gas fields, in order to reduce costs and increase the effective production of oil and gas.

Указанный технический результат достигается тем, что устройство включает в себя основной элемент - это скважинный многодатчиковый прибор (далее ПМД) большой длины с множеством многопараметровых датчиков, разнесенных между собой по всей длине прибора, который позволяет получать информацию с множества однопараметровых датчиков для построения профиля притока (поглощения) без движения прибора по следующим методам: термометрия, термоиндикация притока, шумометрия, расходометрия, давление, влагометрия, резистивиметрия, плотнометрия и др. Также позволяет осуществлять привязочный каротаж прибора ПМД перед установкой во время движения по стволу скважины при помощи методов: по локатору муфт, по естественной радиоактивности пород - гамма фон и др. Одноименные датчики могут быть разнесены друг от друга на расстояние от 0,4 до 20 метров в зависимости от конструкции скважины и поставленной задачи.The specified technical result is achieved by the fact that the device includes the main element - a downhole multi-sensor device (hereinafter referred to as PMD) of long length with many multi-parameter sensors spaced apart along the entire length of the device, which allows obtaining information from a variety of one-parameter sensors for constructing an inflow profile ( absorption) without movement of the tool according to the following methods: thermometry, thermal indication of inflow, noise measurement, flow measurement, pressure, moisture measurement, resistivity measurement, density measurement, etc. It also allows for tie logging of the PMD device before installation while moving along the wellbore using the following methods: by collar locator , according to the natural radioactivity of rocks - gamma background, etc. Sensors of the same name can be spaced from each other at a distance of 0.4 to 20 meters, depending on the well design and the task at hand.

Предложенное устройство показано на Фиг. 1. и включает в себя наземный регистратор, герметичный ввод кабеля в скважину, геофизический кабель, движитель прибора и скважинный прибор. Основной элемент устройства - это скважинный многодатчиковый прибор ПМД 1, который имеет большую длину, по которой разнесены множество датчиков с различными параметрами. Длина прибора 1 может собираться от 50 до 150 метров. Корпусом прибора 1 являются герметичные металлические трубки с внешним диаметром от 28 до 50 мм, поэтому прибор 1 имеет хорошую осевую устойчивость и является толкателем датчиков в горизонтальные участки скважин. Движителем 2 скважинного прибора ПМД 1 в горизонтальный участок скважины являются груза кабеля с проходной жилой или накладные, вес которых должен быть не менее веса прибора 1. Для наклонно-направленных скважин движитель 2 не нужен. Прибор 1 и движитель 2 спускается в скважину на геофизическом бронированном кабеле 3, который после привязки и установки на заданную глубину закрепляется на устье и герметизируется в кабельном вводе 4, который может быть совмещен с вводом 5 силового кабеля 6 добычного насоса ЭЦН 7. Прибор ПМД 1 собирается из множества соединяемых между собой модулей «Б», один из которых изображен на Фиг. 2. Между модулями «Б» и грузами 2 по мере необходимости устанавливаются шарниры 8. Модули «Б» прибора 1 отклоняются от эксплуатационной колонны скважины 9 и направляется при помощи центраторов 10. Датчик осевой нагрузки 11 устанавливается между прибором 1 и движителем 2 для определения остановок и затяжек во время спускоподъемных операциях. Скважинный прибор ПМД 1 передает информацию через геофизический кабель 3 в наземный регистратор 12, в котором информация накапливается и передается через средства связи специалистам нефтегазодобывающей компании. Добычной насос ЭЦН 7 спускается в скважину с децентрирующими хомутами 13, необходимыми для защиты геофизического кабеля 3 от повреждений.The proposed device is shown in FIG. 1. and includes a ground recorder, a sealed cable entry into a well, a geophysical cable, a tool propulsion device and a downhole tool. The main element of the device is the downhole multi-sensor tool PMD 1, which has a large length, along which many sensors with different parameters are spaced. The length of the device 1 can be assembled from 50 to 150 meters. The body of the device 1 consists of sealed metal tubes with an outer diameter of 28 to 50 mm, therefore, the device 1 has good axial stability and is a pusher of sensors into horizontal sections of the wells. The mover 2 of the downhole tool PMD 1 in the horizontal section of the well is cable weights with a lead-through or overhead, the weight of which must be at least the weight of the tool 1. For directional wells, the mover 2 is not needed. The device 1 and the propeller 2 are lowered into the well on a geophysical armored cable 3, which, after being tied and installed at a given depth, is fixed at the wellhead and sealed in cable gland 4, which can be combined with the inlet 5 of the power cable 6 of the production pump ESP 7. Device PMD 1 assembled from a plurality of interconnected modules "B", one of which is shown in FIG. 2. Hinges are installed between modules "B" and weights 2 as required 8. Modules "B" of tool 1 deviate from the production casing of well 9 and are guided using centralizers 10. Axial load sensor 11 is installed between tool 1 and propeller 2 to determine stops and puffs during tripping operations. The downhole tool PMD 1 transmits information through the geophysical cable 3 to the ground recorder 12, in which the information is accumulated and transmitted via communication means to the specialists of the oil and gas producing company. Extraction pump ESP 7 is lowered into the well with decentering clamps 13 necessary to protect the geophysical cable 3 from damage.

Модуль «Б» Фиг. 2 включает в себя множество датчиков 14, которые находятся в отдельных герметичных корпусах и могут работать самостоятельно без электронного блока 15. Датчики 14 устанавливаются разных параметров, каждый из которых позволяет записывать: температуру (ВТ), термоиндикацию притока (СТД), шумометрию (Ш), давление (Бар), расходометрию (РГД), влагометрию (ВГД), резистивиметрию (Рез), плотнометрию (Пл), локатор муфт (ЛМ), гамма фон пород (ГК) и др. При желании в один модуль «Б» могут входить несколько однопараметровых датчиков 14. Датчик расходомера может располагаться внутри центратора 10. Датчик расходомера может быть турбинный, ультразвуковой и др., датчик плотномера может быть ультразвуковой, дифференциальный и др. Датчики 14 с ЛМ и ГК обычно ставятся только в одном нижнем модуле «Б», в остальных они отсутствуют. С датчиков 14 сигналы в одно время поступают в электронный блок 15, в котором обрабатываются и отправляются в наземный регистратор 12. При необходимости электронный блок 15 может быть один на все модули «Б» и устанавливаться в верхней части прибора ПМД 1. Модуль «Б» соединяются между собой жестким сопряжением (резьбовым соединением), а не гибкое кабельное как у «СПРУТ». На Фиг. 2 показаны верхняя головка 16 и нижний наконечник 17, при помощи которых модули «Б» соединяются между собой. Возле верхней головки 16 имеется канавка 18 для захвата модуля «Б» на устье скважины при помощи захватного устройство (на Фиг. 2 не показан). Модули прибора «Б» могут иметь различную длину от 1 до 5 метров.Module "B" Fig. 2 includes many sensors 14, which are located in separate sealed housings and can operate independently without an electronic unit 15. Sensors 14 are set with different parameters, each of which allows you to record: temperature (VT), thermal indication of inflow (STD), noise level (W) , pressure (Bar), flow metering (RGD), moisture metering (IOP), resistivity metering (Res), density metering (Pl), collar locator (LM), gamma background of rocks (GK), etc. If desired, one module "B" can include several one-parameter sensors 14. The flow meter sensor can be located inside the centralizer 10. The flow meter sensor can be turbine, ultrasonic, etc., the density meter sensor can be ultrasonic, differential, etc. Sensors 14 with LM and GK are usually installed in only one lower module "B ", In the rest they are absent. Signals from the sensors 14 at the same time enter the electronic unit 15, in which they are processed and sent to the ground recorder 12. If necessary, the electronic unit 15 can be one for all modules "B" and installed in the upper part of the PMD device 1. Module "B" are connected to each other by a rigid interface (threaded connection), and not a flexible cable like in "SPRUT". FIG. 2 shows the upper head 16 and the lower tip 17, with the help of which the modules "B" are connected to each other. Near the upper head 16 there is a groove 18 for gripping the module "B" at the wellhead using a gripper (not shown in Fig. 2). The modules of the “B” device can have different lengths from 1 to 5 meters.

Устройство с множеством разнесенных датчиков работает следующим образом. На устье скважины собирается прибор ПМД 1 из модулей «Б» необходимой длины, количеством датчиков 14, с необходимыми параметрами, с определенным расстоянием между однопараметровыми датчиками, с необходимым количеством центраторов 10 и шарниров 8. Модули «Б» собираются между собой на мостках в горизонтальном положении длиной до 10 метров при помощи концевых соединений 16 и 17 и опускаются в скважину с фиксацией на устье при помощи захватного устройства за канавку модуля 18. После окончания сборки прибора ПМД 1 на устье проверяют его работоспособность. Далее таким же способом опускают в скважину движитель 2, собираемый из грузов. Между прибором ПМД 1 и движителем 2 устанавливается датчик осевой нагрузки 11. После набора необходимого веса грузов перед началом спуска собранной компоновки (прибор ПМД 1 плюс движитель 2) в скважину осуществляют вторую проверку и настройку скважинной части устройства при помощи наземного регистратора 12 через геофизический кабель 3. Каждому датчику 14 присваивают номер, точку записи с расстоянием относительно датчиков каналов ГК и ЛМ. Спуск компоновки до места установки в скважину осуществляют на геофизическом кабеле 3 при помощи каротажной лебедки и стандартных геофизических роликов (на Фиг. 1 не указаны). Во время спуска делается точная привязка прибора ПМД 1 к глубине скважине при помощи датчиков ГК и ЛМ. Прибор 1 и движитель 2 спускается в скважину до заданной глубины на геофизическом бронированном кабеле 3, который после привязки прибора ПМД 1 к глубине скважины фиксируется на устье и герметизируется в кабельном вводе 4. Потом добычной насос ЭЦН 7 спускается в скважину с децентрирующими хомутами 13.A device with multiple spaced sensors operates as follows. At the wellhead, a PMD 1 tool is assembled from modules "B" of the required length, the number of sensors is 14, with the required parameters, with a certain distance between the one-parameter sensors, with the required number of centralizers 10 and hinges 8. Modules "B" are assembled together on the walkways in the horizontal position up to 10 meters long using end connections 16 and 17 and are lowered into the well with fixation at the wellhead using a gripper for the groove of module 18. After the assembly of the PMD 1 device at the wellhead, its operability is checked. Further, in the same way, the mover 2 is lowered into the well, which is collected from the weights. An axial load sensor 11 is installed between the PMD device 1 and the propeller 2. After the required weight of the loads has been set, before the start of lowering the assembled assembly (PMD device 1 plus propeller 2) into the well, a second check and adjustment of the downhole part of the device is carried out using a ground recorder 12 through a geophysical cable 3 Each sensor 14 is assigned a number, a recording point with a distance relative to the sensors of the GK and LM channels. Descent of the assembly to the installation site in the well is carried out on a geophysical cable 3 using a logging winch and standard geophysical rollers (not shown in Fig. 1). During the descent, the PMD 1 device is accurately tied to the depth of the well using the GK and LM sensors. The device 1 and the propeller 2 are lowered into the well to a predetermined depth on a geophysical armored cable 3, which, after tying the PMD device 1 to the depth of the well, is fixed at the wellhead and sealed in the cable entry 4. Then the production pump ESP 7 is lowered into the well with decentering clamps 13.

После завершения установки прибора ПМД 1 в скважине отделяют кабель 3 от каротажного подъемника, соединяют его с регистратором 12 и устройство начинает обеспечивать долговременный мониторинг объектов эксплуатации в наклонно-направленных и в горизонтальных стволах скважин в дистанционном режиме.After the installation of the PMD tool 1 is completed, the cable 3 is separated from the logging hoist in the well, connected to the logger 12, and the device begins to provide long-term monitoring of production facilities in directional and horizontal wellbores in remote mode.

Во время работы добычного насоса ЭЦН с одноименных датчиков 14 (Фиг. 2) снимаются одновременно показания параметров по различным методам с точной привязкой к глубине скважины без движения прибора ПМД 1. Нет необходимости в движении прибора вдоль ствола скважины для получения привязки к глубине. На Фиг. 3 изображены профили притока по различным методам, у которых одноименные датчики разнесены между собой на определенные интервалы. Профили притока из пласта на Фиг. 3 записаны в разных режимах работы скважины: в фоновом - при остановленном ЭЦН и в эксплуатационном режиме - при работающем ЭЦН.During the operation of the ESP production pump, the sensors of the same name 14 (Fig. 2) simultaneously take readings of the parameters using various methods with accurate reference to the well depth without moving the PMD tool 1. There is no need to move the tool along the wellbore to obtain a reference to the depth. FIG. 3 shows the inflow profiles by various methods, in which the sensors of the same name are spaced apart at certain intervals. The reservoir inflow profiles in FIG. 3 were recorded in different operating modes of the well: in the background - with the ESP stopped and in the operational mode - with the ESP in operation.

Извлечение скважинного прибора ПМД 1 и грузов 2 из скважины осуществляют геофизическим кабелем 3 при помощи каротажной лебедки и геофизических роликов после подъема ЭЦН.The extraction of the downhole tool PMD 1 and loads 2 from the well is carried out with a geophysical cable 3 using a logging winch and geophysical rollers after lifting the ESP.

Claims

The device with many sensors with different parameters is a stationary system for monitoring the operation of reservoirs in directional and horizontal wells (fields) for long-term monitoring of the reservoir along the inflow profile (injectivity) using many methods: temperature logging, thermal indication of inflow, noise logging, flow metering, pressure, moisture metering, resistivity metering, density metering with precise reference to the depth of the well by the methods of natural radioactivity of rocks (gamma background) and a collar locator, and includes a ground recorder, a sealed cable entry into the well, a device propeller and a downhole multi-sensor device, lowered into the well on a geophysical cable before installing the production pump, characterized in that the device allows you to obtain information about the formation profile by many methods with accurate reference to the depth of the well without moving the multi-sensor device by simultaneously reading data from the sensors of the same name, for this the device has a sk an important multi-sensor device with a length of 50 to 150 meters, which includes many sensors with different parameters, while the sensors of the same name are spaced from each other along the entire length of the device at a distance of 0.4 to 20 meters, and the device is assembled from rigidly interconnected modules having a length of 1 to 5 meters.