Данное изобретение относится к датчикам, устанавливаемым в нефтяных, водяных или газовых скважинах и т.п. Оно также относится к системам, включающим в себя такие датчики, и к способам установки датчиков и систем в скважинах.
В патентной заявке US 2002/0195247 под названием "Well-bore sensor apparatus and method" предложен датчик типа вставки, устанавливаемый в геологическом пласте, окружающем скважину, например, нефтяную или газовую скважину. Сенсорная вставка содержит чувствительные элементы и систему связи, что позволяет собирать результаты измерений чувствительных элементов и возвращать их на поверхность для анализа. Вставка обычно устанавливается в пласте, когда скважина уже пробурена, но еще не обсажена. Однако имеется возможность устанавливать сенсорную вставку после обсадки, просверливая отверстие сквозь обсадную колонну в пласт, устанавливая сенсорную вставку в ствол скважины, проходящий в пласт, и затем герметизируя отверстие для предотвращения проникновения флюидов в скважину в этом месте. Связь с сенсорной вставкой может осуществляться посредством беспроводной связи. Этому может способствовать использование непроводящей обсадной колонны вблизи датчиков или установка антенн, проходящих через обсадную колонну, доступных изнутри обсадной колонны.
Данное изобретение ставит своей задачей обеспечить систему сенсорных вставок, которая не нуждается в использовании отдельных антенн для связи с сенсорными вставками изнутри обсаженных скважин.
Первый аспект изобретения предусматривает датчик, устанавливаемый в подземной скважине, в которой установлена обсадная колонна или напорно-компрессорная колонна, причем датчик содержит: корпус датчика, который может быть установлен в отверстии, проделанном в обсадной колонне или напорно-компрессорной колонне таким образом, чтобы он проходил между внутренней стороной и внешней стороной обсадной колонны или напорно-компрессорной колонны; сенсорные элементы, расположенные в корпусе и способные воспринимать свойства геологического пласта, окружающего скважину; и элементы связи, находящиеся в корпусе и способные передавать информацию между сенсорными элементами и устройством связи в скважине; в котором корпус датчика также включает в себя участок, который может быть герметично запечатан в обсадную колонну или напорно-компрессорную колонну во избежание переноса флюидов между внутренней стороной и внешней стороной обсадной колонны или напорно-компрессорной колонны через отверстие, когда в нем установлен корпус датчика.
Датчик обычно дополнительно содержит электронный модуль в защитном кожухе, соединяющий чувствительные элементы и элементы связи.
Элементы связи могут содержать преобразователь для электромагнитной или акустической (например, ультразвуковой) беспроводной связи с устройством связи в обсадной колонне. Преобразователь также можно использовать для подачи питания на функциональные элементы во вставке.
Питание можно подавать на функциональные элементы датчика посредством аккумулятора, установленного в корпусе датчика, а не только с помощью преобразователя. В ряде случаев аккумулятор может подзаряжаться энергией, поступающей от устройства связи через преобразователь.
Электронный модуль может содержать: блок формирования и аналого-цифрового преобразования сигнала, который принимает данные от сенсорных элементов; микроконтроллер и блок памяти для приема данных от блока формирования сигнала; контроллер беспроводной передачи и приема; и блок питания.
Чувствительные элементы, предпочтительно, воспринимают один или несколько из следующих параметров: давление, температуру, удельное сопротивление, электропроводность, напряжение, деформацию, pH и химический состав.
Для датчика, содержащего элементы, чувствительные к давлению, корпус датчика может включать в себя напорную камеру, имеющую канал передачи давления, который позволяет передавать давление флюидов между внешней областью корпуса датчика и напорной камерой, в котором элементы, чувствительные к давлению, располагаются внутри защитно-связующего механизма, который отделяет элементы, чувствительные к давлению, от флюида внутри напорной камеры, но передает изменения давления флюида в напорной камере чувствительным элементам. Защитно-связующий механизм, предпочтительно, содержит заполненный флюидом сильфон, окружающий чувствительные элементы.
Для датчика, содержащего элементы, чувствительные к удельному сопротивлению, корпус датчика может иметь изолирующее покрытие на внешней поверхности, причем на внешней стороне корпуса обеспечены, по меньшей мере, один электрод инжекции тока и, по меньшей мере, один контрольный электрод. В частности, предпочтительно, чтобы были обеспечены пары токовых и контрольных электродов. Токовые электроды могут быть подключены к генератору тока, а контрольные электроды подключены к генератору напряжения.
Альтернативно, элементы, чувствительные к удельному сопротивлению, включают в себя тороидальную антенну, сформированную вокруг корпуса датчика. Такой датчик также может включать в себя электрод для эмиссии тока в пласт. Датчик также может содержать две тороидальные антенны, одна из которых действует как излучательная антенна, а другая действует как контрольная антенна.
Элементы другого типа, чувствительные к удельному сопротивлению, включают в себя рамочную антенну, сформированную на корпусе датчика, для измерения электрического импеданса пласта. Как и в случае тороидальных антенн, могут быть обеспечены две антенны, одна из которых действует как излучательная антенна, а другая действует как контрольная антенна.
Согласно другому варианту осуществления чувствительные элементы содержат элементы, чувствительные к механическому напряжению, причем тензодатчик смонтирован в корпусе датчика вблизи участка, герметично запечатанного в напорно-компрессорной колонне или обсадной колонне. Тензодатчик может быть ориентирован для измерения вертикальной или тангенциальной деформации напорно-компрессорной колонны или обсадной колонны.
Второй аспект изобретения предусматривает систему датчиков, устанавливаемую в подземной скважине, в которой установлена обсадная колонна или напорно-компрессорная колонна, причем система содержит один или несколько вышеописанных датчиков, установленных в напорно-компрессорной колонне или обсадной колонне, и устройство связи, которое может быть размещено внутри скважины, для связи с сенсорными элементами каждого датчика через соответствующие элементы связи.
Устройство связи обычно содержит зонд, например зонд, подвешенный на тросе, который может перемещаться по скважине и который осуществляет связь с датчиками посредством беспроводной связи.
Когда скважина содержит обсаженную скважину, в которой находится напорно-компрессорная колонна, и датчики установлены в обсадной колонне, и устройство связи размещено внутри напорно-компрессорной колонны, часть напорно-компрессорной колонны в области датчиков, предпочтительно, построена так, чтобы позволять осуществлять связь между датчиками и устройством связи. Например, напорно-компрессорная колонна может иметь непроводящие участки в области датчиков. Альтернативно, когда скважина содержит обсаженную скважину, в которой находится напорно-компрессорная колонна, и датчики установлены в обсадной колонне, устройство связи может располагаться на внешней стороне напорно-компрессорной колонны вблизи датчиков.
Третий аспект изобретения предусматривает способ установки датчика, содержащий этапы, на которых:
- просверливают отверстие сквозь обсадную колонну или напорно-компрессорную колонну в требуемом месте;
- устанавливают вышеописанный датчик в отверстии; и
- герметично запечатывают датчик в отверстии, чтобы не было переноса флюидов между внутренней стороной и внешней стороной обсадной колонны или напорно-компрессорной колонны через отверстие.
Этапы сверления, установки и герметичного запечатывания можно осуществлять с помощью инструмента, который может перемещаться по скважине, занимая множество положений, например, инструмента, подвешенного на тросе. Такой инструмент может нести на себе несколько датчиков, которые устанавливаются в разнесенных положениях в скважине.
Четвертый аспект изобретения предусматривает способ мониторинга геологического пласта, окружающего скважину, содержащий этапы, на которых:
- устанавливают несколько вышеописанных датчиков в скважине;
- осуществляют мониторинг изменения результатов измерений, проводимых датчиками, с течением времени; и
- делают вывод о свойствах пласта из измерений, изменяющихся со временем.
Согласно одному варианту осуществления способ содержит этапы, на которых измеряют расход флюидов, изменяющийся со временем, из скважины в течение периода времени; осуществляют мониторинг давления, изменяющегося со временем, на каждом из датчиков в течение периода времени; и определяют вклад слоя, в котором установлен датчик, в совокупный поток на основании расхода, изменяющегося со временем и давления, изменяющегося со временем, измеренных на соответствующем датчике.
Согласно еще одному варианту осуществления, в котором датчики представляют собой датчики давления, установленные над областью перфорации скважины, способ содержит этапы, на которых осуществляют мониторинг градиента давления, изменяющегося со временем, между двумя датчиками в течение периода времени, для определения изменений плотности пластовых флюидов; и определяют поступление газа в скважину через пласты на основании определенных изменений плотности пластовых флюидов.
Кроме того, когда датчики представляют собой датчики давления, установленные в покрывающей породе над продуктивным пластом, способ содержит этапы, на которых осуществляют мониторинг измерений давления, изменяющихся со временем, с помощью датчиков в течение периода времени; и обнаруживают любую утечку на уровне покрывающей породы на основании определенных измерений давления, изменяющихся со временем.
Другой вариант осуществления, в котором датчики представляют собой датчики давления, установленные в первой скважине, содержит этапы, на которых изменяют расход флюидов из второй скважины, удаленной от первой скважины, но находящейся в том же продуктивном пласте, в течение периода времени, для создания импульса давления в коллекторе; осуществляют мониторинг давления, изменяющегося со временем, на каждом из датчиков в первой скважине в течение периода времени; и определяют межскважинную проницаемость из измерений, изменяющихся со временем.
Еще один вариант осуществления, в котором датчики представляют собой датчики удельного сопротивления, установленные в продуктивной скважине на уровне продуктивного пласта, содержит этапы, на которых нагнетают воду в течение периода времени в продуктивный пласт из нагнетательной скважины, удаленной от продуктивной скважины; осуществляют мониторинг изменения удельного сопротивления, измеряемого датчиками в продуктивной скважине, в течение периода времени по мере нагнетания воды; и определяют продвижение фронта воды через продуктивный пласт на основании измеренного удельного сопротивления.
Согласно еще одному варианту осуществления, в котором датчики представляют собой датчики удельного сопротивления, установленные под участком перфорации скважины, способ содержит этапы, на которых измеряют удельное сопротивление на датчиках в течение времени, и определяют распространение воды по направлению к участку перфорации на основании измерений удельного сопротивления.
В пределах объема изобретения возможны и другие способы и интерпретации, основанные на этих принципах.
Изобретение будет описано ниже со ссылкой на прилагаемые чертежи, на которых:
фиг.1 - общий вид сенсорной вставки, соответствующей изобретению;
фиг.2 - система для связи с сенсорными вставками, использующая инструмент, подвешенный на тросе;
фиг.3 - принципиальная электрическая схема вставки, инструмента связи и передачи мощности;
фиг.4 - инструмент, подвешенный на тросе, для размещения вставки в обсаженном стволе скважины;
фиг.5 - инструмент, подвешенный на тросе для размещения вставки в напорно-компрессорной колонне;
фиг.6 - схема основных электронных функциональных блоков вставки;
фиг.7 - размещение и опрос вставок за пределами напорно-компрессорной колонны;
фиг.8 - схемы передачи сигналов через разрезную напорно-компрессорную колонну;
фиг.9 - размещение вставки с постоянным инструментом связи;
фиг.10 - сенсорная вставка для измерения давления;
фиг.11 - вставка для бокового каротажа удельного сопротивления;
фиг.12 - второй вариант осуществления вставки для бокового каротажа удельного сопротивления;
фиг.13 - схема, демонстрирующая принцип устройства и работы тороидальной антенны;
фиг.14 - вставка для измерения удельного сопротивления на основе измерения импеданса с помощью тороидальной антенны;
фиг.15 - второй вариант осуществления вставки для измерения удельного сопротивления на основе измерения импеданса с помощью тороидальной антенны;
фиг.16 - вставка для измерения удельного сопротивления на основе принципа индукции;
фиг.17 - вставка с тензодатчиком для измерения деформации обсадной колонны;
фиг.18 - система для мониторинга давления в многослойном коллекторе;
фиг.19 - система для мониторинга градиентов давления в верхней части коллекторной секции для обнаружения образования газового конуса;
фиг.20 - система для мониторинга давления в покрывающей породе;
фиг.21 - система для тестирования импульсами давления для определения межскважинной проницаемости;
фиг.22 - система для мониторинга фронтов воды; и
фиг.23 - система для мониторинга образования конуса обводнения в завершении двух напорно-компрессорных колонн.
Сенсорная вставка 11, отвечающая изобретению, может быть обеспечена в виде миниатюризированного и интегрированного устройства, постоянно размещенного в геологическом пласте 10 со встроенными датчиками 12 и специализированной электроникой 14. Сенсорная вставка предназначена для размещения в элементах завершения скважины, например, в обсадной колонне или напорно-компрессорной колонне. После сверления микроотверстия вставка герметично запечатывается в стенке трубы. На фиг.1 показан пример размещения интеллектуальной вставки в цементной обсадной колонне 16, 18.
Сенсорная вставка включает в себя следующие части:
- чувствительные элементы 12,
- электронный модуль 14 в защитном кожухе,
- антенна 20 связи.
Вставка является автономным устройством и имеет встроенные функциональные возможности для выполнения определенных заданий, например, сбора данных, внутреннего сохранения данных и связи со внешним инструментом опроса. При необходимости, встроенный микроконтроллер управляет и диспетчеризирует различные функции сбора, обработки и передачи данных.
Принцип опроса сенсорной вставки, показанной на фиг.1, базируется на беспроводной связи между вставкой 11 и находящимся поблизости инструментом опроса 22, как показано на фиг.2.
В этом примере, вставки 11 размещены в обсадной колонне 18. Вставки 11 опрашиваются инструментом 22, подвешенным на тросе, снабженным антенной и специализированной электроникой. Инструмент 22 запускают в ствол скважины и устанавливают примерно на глубине вставок 11. Инструмент опроса 22 снабжен электромагнитной (ЭМ) антенной 24. Антенна 24 направлена внутрь обсадной колонны 18 и ориентирована для оптимальной связи с антенной инструмента опроса. Когда инструмент 22 находится вблизи вставки 11, ЭМ связь между двумя антеннами эффективна и гарантирует беспроводную связь. Данные, собранные вставкой 11, переносятся на инструмент 22, подвешенный на тросе, и передаются на поверхность для дальнейшего анализа.
Одну и ту же антенну 24 можно использовать как для линии связи с инструментом 22 опроса, так и для передачи мощности. Антенна работает по принципу ЭМ связи и внедрена в непроводящий материал, например, эпоксидную смолу.
Сканирование ствола скважины завершается последующей активацией и считыванием различных интеллектуальных вставок. Можно реализовать два режима опроса, каротажный или стационарный режим. Для короткого опроса опрос вставки можно производить в каротажном режиме. Для продолжительного опроса зонд должен быть неподвижен.
Для установления беспроводной линии связи между вставкой 11 и инструментом 22 опроса также можно использовать другой принцип связи, основанный на распространении акустических волн. Для обеспечения линии связи во вставке 11 и в инструменте 22 опроса могут быть реализованы пьезоэлектрические приемники и передатчики.
В отличие от более раннего подхода к постоянному мониторингу (описанного, например, в US 5,642,051) вне элемента завершения, например, обсадной колонны или напорно-компрессорной колонны, не предусмотрен кабель. Отсутствие кабеля, ведущего на поверхность, который нужно закреплять, означает, что строительство скважины можно осуществлять согласно стандартной процедуре, без дополнительных затрат времени на монтаж. Возвратно-поступательное и вращательное движение обсадной колонны также легко выполнимо, что часто является необходимой операцией для обеспечения хорошего цементирования. Это может быть особенно важно для обеспечения эффективной изоляции давления между разными слоями коллектора.
В некоторых конфигурациях инструмент 22, подвешенный на тросе, непосредственно запитывает электронику вставки 11 в беспроводном режиме. В этом случае подача питания осуществляется через антенну 20 посредством электромагнитной связи с антенной 24 инструмента, подвешенного на тросе. Антенна 20 вставки направлена внутрь обсадной колонны или напорно-компрессорной колонны. Беспроводную передачу мощности можно использовать применительно к маломощной электронике внутри вставки, так что потребности в отношении потребления электроэнергии будут чрезвычайно малы.
Альтернативный подход предусматривает использование аккумуляторных элементов для питания. Вставка активируется посредством встроенных аккумуляторов, что обеспечивает ограниченную автономность для схем вставки. Эта функция записи позволяет записывать данные мониторинга в течение продолжительного периода времени, без активации посредством инструмента, подвешенного на тросе. Инструмент, подвешенный на тросе, используется только для запуска сбора данных и выгрузки данных из вставок. Эта функция записи может представлять большой интерес для мониторинга долгосрочного поведения коллектора во время добычи. Для достижения этой цели аккумуляторный элемент малого размера устанавливают внутри вставки для запитывания функциональных блоков сбора и записи данных на протяжении периода мониторинга.
В другой конфигурации, показанной на фиг.3, вставка 11 снабжена миниатюрными и подзаряжаемыми аккумуляторными элементами 26. При установке инструмента 22, подвешенного на тросе, вблизи вставки 11, излучающие схемы 28 в инструменте 22 заряжают аккумулятор 26 посредством ЭМ связи между двумя антеннами 20, 24 и с помощью выпрямителя 30.
Вставка 11 может быть установлена в обсаженном стволе скважины с использованием методики, описанной в US 2002/0195247 (включенной сюда посредством ссылки). Согласно фиг.4, несущий инструмент 32, содержащий мотор 34 сверлильной установки, гибкий сверлильный вал 36 и несущий одну или несколько вставок 11, погружается в скважину и размещается на намеченной глубине для просверливания микроотверстия малого диаметра в обсадной колонне 18. Несущий инструмент 32 точно позиционируется по глубине в соответствии с известной многослойной структурой пласта. Преимущества этого подхода состоит в том, что вставку можно разместить очень точно вдоль ствол скважины. Затем вставку 11 вставляют в микроотверстие и герметично запечатывают в обсадной колонне 18 ствола скважины. Метод герметичного запечатывания применяют, чтобы гарантировать общность давления между вставкой 11 и стенкой 18 обсадной колонны. Метод герметичного запечатывания описан в US 5,692,565 (включенном сюда посредством ссылки). Таким образом, в скважине можно разместить одну или несколько вставок 11. Большое количество вставок 11 можно разместить вдоль обсаженного ствола скважины для формирования матрицы датчиков.
В продуктивных скважинах верхняя часть скважины над продуктивными зонами обычно завершается напорно-компрессорной колонной 38 внутри обсадной колонны 18. Напорно-компрессорная колонна 38 проходит от пакера 40 на нижнем своем конце до поверхности, образуя кольцевое пространство 42 между внешней поверхностью напорно-компрессорной колонны 38 и внутренней поверхностью обсадной колонны 18. Напорно-компрессорная колонна обычно выполнена из стали. В этой конфигурации вставку 11 вставляют в напорно-компрессорную колонну 38 с использованием метода, описанного в US 2002/0195247. Несущий инструмент 32 устанавливают в напорно-компрессорной колонне 38 и размещают на намеченной глубине для просверливания микроотверстия малого диаметра в стенке напорно-компрессорной колонны, как показано на фиг.5. В этой конфигурации вставку 11 можно использовать для измерения свойств флюидов в кольцевом пространстве, например, давления.
Основные функциональные блоки, подлежащие реализации в интеллектуальной вставке, таковы:
- Датчики 12, интерфейс 44 и формирователь 46 сигнала
- Аналого-цифровой преобразователь 48
- Блок 50 памяти и микроконтроллера
- Действующий на небольшое расстояние беспроводной приемопередатчик 52
- Встроенный генератор 54 питания из сигналов, принятых через антенну.
Иллюстративная принципиальная электрическая схема этих функциональных блоков изображена на фиг.6.
Благодаря использованию очень маломощной электроники, потребности в отношении потребления электроэнергии будут чрезвычайно малы, что позволяет активировать вставку посредством беспроводной системы. Подача питания осуществляется через антенну 20 посредством электромагнитной связи с расположенным поблизости инструментом, подвешенным на тросе, и выпрямитель 54 для запитывания различных схем.
Сигнал датчика усиливается 46 и поступает на АЦП 48 для оцифровки и дискретизации по времени. При необходимости, встроенный микроконтроллер 50 может применять скважинную обработку до сохранения данных в своей внутренней памяти.
Маломощный микроконтроллер 50 диспетчеризует задания электронных устройств и управляет сбором и передачей данных. По запросу от инструмента, подвешенного на тросе 22, инициируется вывод данных, и кодированные сигналы поступают на драйвер 52 локальной антенны. В этом примере действующая на небольшое расстояние беспроводная линия связи базируется на передаче ЭМ волн и обеспечивает передачу данных и передач мощности между каротажным инструментом 22 и каждым воспринимающим устройством 11.
Для некоторых сценариев завершения, например, показанного на фиг.7, напорно-компрессорная колонна 38 размещается внутри обсадной колонны 18 на уровне вставки. Для обеспечения линии связи между инструментом 22, подвешенным на тросе, и вставкой 11, предлагается поместить секцию напорно-компрессорной колонны, выполненную из непроводящего материала 56, приблизительно на глубине вставки. Эта секция напорно-компрессорной колонны позволит электромагнитным сигналам проходить через нее для осуществления связи с сенсорной вставкой 11 и обеспечения ее питания.
Секция 56 напорно-компрессорной колонны может быть выполнена из непроводящих и долговечных материалов, например эпоксидной смолы или композитного материала. Короткий отрезок трубы, выполненный из эпоксидной смолы, армированной стекловолокном, позволит осуществлять опрос вставки через напорно-компрессорную колонну, в то же время сохраняя целостность эксплуатационной колонны, в частности, в условиях скважины, которые не слишком суровы в отношении показателей температуры и давления.
В альтернативной конструкции напорно-компрессорная колонна 38 состоит из стальной трубы 58 с разрезными секциями 60, заполненными непроводящим материалом, например, эпоксидной смолой. Этот подход описан в US 2003/0137429 (включенной сюда посредством ссылки). Прорези могут быть проделаны под наклоном к оси напорно-компрессорной колонны для обеспечения полного азимутального охвата, как показано на фиг.8. ЭМ поле 62 антенны заключено в напорно-компрессорной колонне 38 в сплошной секции, но выходит за пределы напорно-компрессорной колонны 38 в разрезной секции 60. Эта конструкция позволяет передавать или принимать через напорно-компрессорную колонну с высокой эффективностью. Если прорези усилить таким материалом, как стекловолокно, эпоксидная смола или керамика, это позволит работать при более высоком давлении, чем с чисто эпоксидной секцией.
На фиг.9 показана установка с неподвижным инструментом опроса. В этой конфигурации инструмент 64 опроса постоянно размещен на напорно-компрессорной колонне 38 вблизи местоположения дистанционных датчиков 11. Инструмент 64 опроса смонтирован вне напорно-компрессорной колонны 38 и проходит вместе с ней в ствол скважины. Этот инструмент опроса 64 размещается на постоянной основе и удаляется с завершением напорно-компрессорной колонны 38. Кабель 66 для связи и питания закреплен вдоль напорно-компрессорной колонны для обеспечения линии связи с наземным оборудованием 68. Инструмент 64 снабжен антенной для связи в беспроводном режиме со вставкой 11, для управления ее работой и сбора данных измерений. Беспроводная связь между вставкой 11 и инструментом 64 опроса может обеспечиваться посредством ЭМ или акустической связи.
Данные передаются вверх по стволу скважины на наземный компьютер 68 по кабелю 66 напорно-компрессорной колонны для дальнейшего анализа. Аккумулятор не требуется, поскольку беспроводная передача мощности осуществляется в непрерывном режиме от постоянного зонда 64, размещенного в напорно-компрессорной колонне 38.
Это изобретение предусматривает реализацию различных типов датчиков и различных технологий. Такие датчики могут, например, измерять давление флюидов окружающего пласта, удельное сопротивление, соленость или регистрировать присутствие химических примесей, например, CO2 или H2S. Изобретение также применимо к датчикам обсадной колонны или напорно-компрессорной колонны, например, измеряющим деформацию и напряжение. В этом случае, вставка может быть снабжена миниатюрным тензодатчиком для регистрации любой деформации трубы завершения (обсадной колонны или напорно-компрессорной колонны). Например, могут быть реализованы следующие типы датчиков:
- Давления и температуры.
- Удельного сопротивления (или электропроводности).
- Деформации или напряжения обсадной колонны и напорно-компрессорной колонны.
- pH окружающих флюидов.
- Мониторинга химического состава, например, CO2 и H2S.
В отличие от датчиков, размещенных в скважинных флюидах, например, при традиционном каротаже или мониторинге скважины, датчики находятся в непосредственном контакте с пластом и изолированы от скважинных флюидов. Эта особенность позволяет напрямую измерять свойства пласта с минимальным взаимодействием со скважинными флюидами.
Для измерения давления флюидов вставка снабжена датчиком 70 давления и специализированной электроникой 72. В отличие от датчиков давления, размещенных в скважинных флюидах, например, при традиционном каротаже или мониторинге скважины, датчики находятся в непосредственном контакте по давлению с пластовыми флюидами. Размещение датчика в таком непосредственном контакте с пластовыми флюидами коллектора имеет многочисленные преимущества:
- Устраняются неопределенности для экстраполяции пластового давления от измерителя напорно-компрессорной колонны.
- Поток флюидов в напорно-компрессорной колонне не влияет на изменения пластового давления.
- Легче осуществлять мониторинг более мелкой зоны посредством скважины с более глубокими завершениями.
- Возможно прямое измерение пластового давления даже в непродуктивной зоне (в случае, когда обсадная колонна не перфорирована, поскольку зона не является продуктивной).
- Возможен мониторинг отдельных пластовых давлений в многослойном коллекторе.
Пример сенсорной вставки со встроенным датчиком давления показан на фиг.10. В головке вставки датчик 70 давления малого размера размещен внутри защитно-связующего механизма, например гибкого сильфона 74. Этот механизм обеспечивает изоляцию от коррозионных флюидов, в то же время сохраняя высокую чувствительность измерения к переменам внешнего давления. Канал 76 малого размера обеспечивает соединение между напорной камерой 78 и пластовыми флюидами. Внутри канала предпочтительно поместить проницаемый материал во избежание попаданию частиц песка в камеру и их осаждению на поверхности сильфона 74.
Герметичное запечатывание вставки в стенке обсадной колонны является важнейшим элементом, поскольку любая протечка будет негативно влиять на целостность обсадной колонны и также может приводить к неверной интерпретации измерения давления. Необходимо, чтобы датчик находился под давлением пластовых флюидов. Датчик должен быть изолирован от перемен давления внутри обсадной колонны. В этом состоит преимущество предложенного подхода по сравнению с классическим измерением давления в скважинном каротажном зонде, который чувствителен к воздействиям скважинных флюидов.
Можно применять различные методы измерения давления. Например, датчик давления может содержать тензодатчик, размещенный на мембранной раме. В этом случае давление классически получают, измеряя изменения сопротивлений в цепи, смонтированной на мембране.
Датчики удельного сопротивления представляют интерес для идентификации типа флюида и отличения воды от нефти и газа. Один подходящий метод связан с измерением при боковом каротаже. Этот тип измерения базируется на использовании набора электродов для инжекции тока и измерения напряжения. В классической четырехэлектродной конфигурации, если I обозначает ток, инжектируемый между двумя электродами, и ΔV - измеренную разность потенциалов между двумя измерительными электродами, то удельное сопротивление пласта Rt оценивается с использованием классической формулы импеданса: Rt=Kf*ΔV/I; где Kf - геометрический коэффициент, зависящий от геометрии вставки и расположения электродов.
Пример сенсорной вставки с четырехэлектродной конфигурацией показан на фиг.11. В этой конфигурации электроды инжекции тока 80, 82 обеспечены в верхней и нижней частях вставки и подключены к генератору 83 тока. Основной корпус вставки покрыт извне изолирующим материалом 84, например, керамикой или покрытием и электрически изолирован от электродов. Сигнал возбуждения представляет собой низкочастотный ток I, инжектируемый в пластовые флюиды встроенным генератором 83 переменного тока вставки. Частота имеет порядок от нескольких Гц до нескольких кГц. Напряжение ΔV между двумя измерительными электродами 86, 88, смонтированными между электродами инжекции тока снимается электроникой 90 вставки.
Другая конфигурация, предусматривающая использование обсадной колонны в качестве электрода сравнения, показана на фиг.12. В этой конфигурации требуется только три электрода. Нижний конец 92 вставки, герметично запечатанный в обсадной колонне 18, используется как возвратный электрод для измерений инжекции тока и напряжения. Электрод эмиссии тока может располагаться в верхней точке 94 вставки. Один измерительный электрод 96 смонтирован на внешней стороне корпуса вставки и подключен ко внутренней электронике 90 вставки.
Поскольку обсадная колонна 18 выполнена из металла с очень высокой электропроводностью и имеет большую протяженность по вертикали и в поперечнике, ее импеданс очень мал, что позволяет инжектировать большой ток. Кроме того, в силу ее очень высокой электропроводности, поверхность обсадной колонны, в первом приближении, остается при одном и том же постоянном потенциале. Поэтому ее присутствие изменяет распределение линий 98 тока, приводя к более глубокому проникновению тока в пласт 10, как показано на фиг.12. Ток течет от эмиттирующего электрода 94 к поверхности обсадной колонны 18, причем линии 98 тока перпендикулярны к поверхности обсадной колонны. В этой конфигурации электрод 92 обсадной колонны используется как эталонный для измерения напряжения и как возвратный для эмиссии тока.
В случае наличия нефти в просверленном отверстии важно обеспечить электрический контакт между эмиттирующим электродом и окружающим пластом или пластовыми флюидами. Для этого обеспечивают механический контакт посредством миниатюрных дуговых пружин между электродами и породой пласта. Этот контакт гарантирует электрический контакт с пластом в случае наличия нефти в отверстии.
Другой метод базируется на измерении импеданса пласта с помощью тороидальных антенн. Тороидальная антенна 99 смонтирована вокруг корпуса вставки. Принцип устройства антенны показан на фиг.13.
При возбуждении генератором 100 переменного напряжения в окружающем пласте возникают линии 102 индукционного тока. Частотный диапазон составляет от десятков до нескольких сотен кГц. Любое изменение удельного сопротивления пласта приводит к изменению тока и напряжения возбуждения. Поэтому импеданс тороидальной антенны 99 зависит от удельного сопротивления окружающего пласта. Согласно фиг.14, металлическая внешняя поверхность 104 корпуса вставки играет роль электрода и эмитирует ток 102 в пласт. Измеряя импеданс антенны в ходе инжекции тока, можно оценить среднее удельное сопротивление пласта.
Этот метод можно распространить на набор из двух тороидальных антенн, причем одна антенна 106, подключенная к генератору 107 напряжения, играет роль эмиттера, а вторая, 108, подключенная к монитору 110 тока, играет роль монитора тока в пласте. Принцип работы устройства показан на фиг.15. Импеданс пласта прямо пропорционален отношению напряжения на антенне к отслеживаемому току: Rt=Kf*ΔV/I; где Kf - геометрический коэффициент, зависящий от геометрии вставки и расположения тороидальных антенн.
Согласно другому варианту осуществления изобретения удельное сопротивление пластового флюида измеряется методом индукции. Вставка снабжена, по меньшей мере, одной рамочной антенной для измерения электрического импеданса пласта. Принцип работы двухрамочной системы показан на фиг.16.
Индукционный источник содержит многовитковую рамку 112, возбуждаемую источником 114 сигнала, изменяющегося со временем, который генерирует электромагнитное поле 116 в пласте. Рамка-источник 112 возбуждается высокочастотным сигналом напряжения. Размеры рамки малы по сравнению с длиной волны (низкочастотная аппроксимация), вследствие чего рамка 112 действует как магнитодипольный источник. Если уровень тока возбуждения равен I, и эквивалентная площадь рамки равна AT, то сила источника определяется его дипольным моментом:
При приеме, рамочный датчик 118 регистрирует производную магнитного потока по времени. В однородной среде, магнитное поле имеет две составляющие, одна из которых синфазна с током возбуждения источника, а другая сдвинута по фазе на π/2. Это можно записать следующим выражением:
где k - волновое число в окружающей среде. В низкочастотной аппроксимации, имеем k2=iωµσ.
Низкочастотная аппроксимация пригодна, когда:
где σ обозначает электропроводность среды и ε - электрическую проницаемость. Расстояние между рамками равно r и две рамки выровнены. Расстояние между рамками нужно сравнивать с глубиной скин-эффекта:
Если расстояние между рамками r много меньше глубины скин-эффекта δ, (r<<δ), то низкочастотную аппроксимацию можно использовать, и действительная и мнимая составляющие магнитного поля на расстоянии r, соответственно, синфазная и квадратурная составляющие выражаются в виде:
В первом приближении квадратурный сигнал пропорционален электропроводности пласта. Электропроводность пласта выражается отношением синфазной и квадратурной составляющих:
Рабочая частота определяется конструкцией и соответствует размеру вставки и удельным сопротивлением нужного пласта. Например, при расстоянии между рамками 4 см и удельном сопротивлении в пределах от 0.1 до 1000 Ом·м, верхний предел для низкочастотной аппроксимации составляет 1 МГц. В силу скин-эффекта, глубина обследования пласта уменьшается с ростом частоты и с уменьшением удельного сопротивления. Для увеличения глубина обследования, частотный диапазон должен быть порядка нескольких сотен кГц, в рассматриваемом диапазоне удельного сопротивления.
Присутствие обсадной колонны 18, которая состоит из хорошо проводящего материала, в непосредственной близости от вставки, будет оказывать негативное влияние на измерение. Однако, если рамка-источник 112 расположена близко к обсадной колонне 18, обсадная колонна 18 будет действовать как отражатель и повышать интенсивность эмиссии. Отклик рамки-приемника будет зависеть, в основном, от удельного сопротивления пласта.
Преимущество этого подхода по сравнению с принципом бокового каротажа состоит в том, что он лучше подходит в случае непроводящих флюидов, например нефти, в микроотверстии. Такая система может быть более эффективной перед зоной, насыщенной углеводородами.
Применительно к измерению напряжений и деформаций обсадной колонны, вставка 11 снабжена тензодатчиком 120, который позволяет оценивать деформацию и напряжение обсадной колонны. Тензодатчик 120 смонтирован на внутренней стороне корпуса вставки, вблизи участка, который герметично запечатан в обсадной колонне 18, как показано на фиг.17. Поэтому тензодатчик 120 будет чувствителен к любой деформации обсадной колонны 18. Тензодатчик 120 может быть ориентирован для измерения вертикальной или тангенциальной деформации обсадной колонны 18. Эта конфигурация может быть особо важна для предупреждения любого коллапса обсадной колонны, особенно в случае активного разлома.
Системы, соответствующие изобретению, можно использовать для мониторинга свойств пласта в различных сферах применения, например:
- разведка и добыча нефти и газа,
- водохранилища,
- газохранилища,
- подземные захоронения отходов (химических и ядерных).
Для мониторинга изменения давления в слоистых пластах, например, слоистых нефтеносных породах, несколько вставок 11 для измерения давления размещают в продуктивной скважине 122, которая предварительно пробурена и обсажена. Согласно фиг.18, вставки размещены вдоль всей коллекторной секции 10, в зоне перфорации 124, над ней и под ней.
При изменении дебита скважины Q давление в слоях изменяется. В случае низкой вертикальной проницаемости, что имеет место, например, в коллекторах типа слоистых песчаников, неперфорированные секции над и под перфорацией, предположительно, имеют низкую продуктивность. Причина в том, что переток происходит, в основном, в радиальном направлении, и вертикальный переток очень слаб вследствие слоистости.
Мониторинг постоянного давления в слое при изменении дебита скважины отчетливо свидетельствует о малом вкладе такого слоя в совокупный дебит скважины. Характеристика изменения давления будет иметь вид характеристики давления 1, показанной на фиг.18. В слое, который вносит значительный вклад в дебит скважины, характеристика изменения будет изменяться при изменении дебита скважины. Характеристика будет иметь вид характеристики давления 2. Поэтому, отслеживая давление в каждом слое как функцию суммарного дебита скважины, можно охарактеризовать его продуктивность. Оператор может использовать эту информацию для наращивания перфорированных секций и повышения производительности всей коллекторной секции.
Применительно к мониторингу образования газового конуса, несколько вставок 11 для измерения давления (по меньшей мере, две) размещаются над областью перфорации 124 в вертикальной (или близкой к вертикали) продуктивной скважине 122, как показано на фиг.19. Каждая вставка снабжена вышеописанным датчиком давления. В ходе эксплуатации коллектора форма границы 126 раздела между нефтью и газом предположительно изменяется. Это явление называется образованием газового конуса, поскольку газ смещается вниз, к хорошо перфорированной зоне 124 вследствие спада давления вокруг скважины. Когда газ достигает перфораций, он поступает в скважину, которая по этой причине выдает меньше нефти. Чтобы ослабить этот эффект, скважину можно заставить работать с меньшим дебитом, чтобы уровень газа оставался как можно дальше от перфораций 124.
Задача вставки для измерения давления состоит в мониторинге и регистрации образования газового конуса до того, как он достигнет области перфорации. Измеряя градиент давления между двумя сенсорными вставками, расположенными на двух разных глубинах вдоль скважины над зоной перфорации, можно регистрировать изменение плотности пластовых флюидов. Уменьшение измеренной плотности будет интерпретироваться как приток газа. Оператор может использовать эту информацию для управления заглушкой скважины с поверхности. В результате газ будет стабилизироваться над перфорациями и можно будет осуществлять мониторинг его уровня. Эту информацию получают без удаления напорно-компрессорной колонны и до поступления газа в ствол скважины.
Системы, соответствующие изобретению, можно использовать применительно к мониторингу давления в покрывающей породе. Пример такого применения показан на фиг.20. Вставки 11 размещены на уровне покрывающей породы 128, над коллектором 10. Задача состоит в том, чтобы осуществлять мониторинг давления на этом уровне и обнаруживать любую утечку на уровне покрывающей породы, которая может привести к перетоку флюидов из коллектора 10, вдоль скважины или любых трещин. В этом конкретном варианте осуществления, непроводящая секция 56 напорно-компрессорной колонны установлена так, чтобы можно было опрашивать сенсорные вставки 11 позади напорно-компрессорной колонны 38, согласно описанному выше. Это применение представляет особый интерес для подземного хранилища газа, воды или отходов (ядерных, химических или других…) с целью мониторинга целостностью покрывающей породы в течение долгого периода времени. Преимущество такого подхода состоит в незначительном влиянии размещения интеллектуальных вставок на конструкцию завершения скважины.
Еще одно применение изобретения состоит в тестировании скважины с переменным давлением посредством теста на интерференцию. Тесты на интерференцию традиционно проводят между двумя скважинами для определения межскважинной проницаемости. Метод предусматривает генерирование импульса давления в коллекторе путем заглушения одной продуктивной скважины, с одновременной регистрацией изменения давления в близлежащей наблюдательной скважине. В этом применении, наблюдательная скважина снабжена матрицей вставок для измерения давления, внедренных в многослойный пласт, как показано на фиг.21.
Импульсный тест состоит в изменении расхода активной скважины 130 в течение периодов эксплуатации и заглушения с одновременным измерением распределенного давления в наблюдательной скважине 132. Вставки 11 для измерения давления получают значения истинного порового давления в каждом слое 134. Эта информация используется для определения проницаемости каждого слоя и обновления модели коллектора.
Еще одним применением изобретения является мониторинг фронта воды. В этом применении несколько вставок 11 для измерения удельного сопротивления размещены в продуктивной скважине 136, которая предварительно пробурена и обсажена. Вставки размещены вдоль скважины с выбранными интервалами глубины. Нагнетательная и продуктивная скважины 138, 136 образуют водонапорную ячейку, как показано на фиг.22.
Каждая вставка 11 снабжена вышеописанным датчиком удельного сопротивления, работающим по принципу бокового каротажа или индукции. По мере того, как вода нагнетается распространяется за пределы нагнетательной скважины 138, форма границы раздела 140 между нефтью и водой предположительно изменяется. Фронт 140 воды движется вперед по породам коллектора и толкает нефть по направлению к продуктивной скважине 136. Это приводит к лучшему дренированию коллектора 10. К сожалению, в случае, когда коллектор имеет неоднородную проницаемость, продвижение фронта оказывается неравномерным. Вода будет предпочтительно продвигаться в слоях или зонах с высокой проницаемостью, тогда как другие слои или зоны будут оставаться необводненными. Фронт 140 воды может быть неоднородным и проявлять образование языков обводнения благодаря предшественникам, распространяющимся быстрее в отдельных слоях.
Когда фронт 140 воды достигает датчиков 11 типа интеллектуальной вставки, они регистрируют изменения удельного сопротивления пласта. Эти изменения интерпретируются как локальное изменение водонасыщенности, связанное с приближением фронта воды к датчикам. Регистрация данных мониторинга позволяет отслеживать зависимость водонасыщенности от времени и, таким образом, реконструировать прохождение фронта в коллекторной ячейке как функцию времени. Эта информация используется для обновления модели коллектора.
Оператор может использовать эту информацию для управления нагнетанием в водяной скважине 138. Избирательное нагнетание позволяет улучшить обводнение продуктивной ячейки. В результате, оставляя меньше нефти на месте, можно лучше эксплуатировать ячейку.
Еще одно применение изобретения относится к мониторингу уровня подземных вод в вертикальных скважинах с использованием вставок для измерения удельного сопротивления. В этом применении одна или несколько вставок 11, чувствительных к удельному сопротивлению, расположено под областью перфорации в вертикальной (или близкой к вертикали) продуктивной скважине 142. Каждая вставка 11 снабжена вышеописанным датчиком электропроводности. По мере эксплуатации коллектора форма границы раздела между нефтью 144 и водой 146 предположительно изменяется. Это явление называется образованием конуса обводнения, поскольку вода смещается по направлению к хорошо перфорированной зоне. Когда вода достигает перфораций 148, она поступает в скважину, которая эксплуатируется при избыточной обводненности. Для ослабления этого эффекта, скважину нужно эксплуатировать с пониженным дебитом и уровень воды должен стоять как можно дальше от перфораций.
Целью использования вставок для измерения удельного сопротивления является мониторинг и регистрация роста уровня подземных вод под областью перфорации, как показано на фиг.23. Оператор может использовать эту информацию для управления заглушкой скважины с поверхности. В результате уровень подземных вод стабилизируется под перфорациями, и их уровень отслеживается. Преимущество использования вставок для измерения удельного сопротивления заключается в возможности обеспечения привлекательного размещения в случае усложненного завершения, например, двойной напорно-компрессорной колонны 150. Двойное завершение предназначено для того, чтобы можно было управлять эксплуатацией двух отдельных продуктивных зон. Эксплуатацию каждой зоны можно избирательно оптимизировать в соответствии с информацией, собранной вставками для измерения удельного сопротивления, что позволяет минимизировать поступление воды на уровне каждой зоны. Эту информацию получают без удаления напорно-компрессорной колонны. Такого типа информацию можно использовать для более эффективного управления наземных или скважинных насосов и минимизации выхода воды на поверхность.
Очевидно, что это лишь некоторые применения изобретения, и что возможны другие, по-прежнему остающиеся в широком объеме данного изобретения.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к системам для исследования и контроля эксплуатационных скважин. Техническим результатом является повышение эффективности передачи данных. Датчик содержит корпус, сенсорные элементы, которые воспринимают свойства пласта, и элементы связи, способные передавать информацию между сенсорными элементами и устройством связи в скважине. При этом корпус датчика включает в себя участок, который может быть герметично запечатан в обсадной колонне или напорно-компрессорной колонне во избежание переноса флюидов между внутренней стороной и внешней стороной обсадной колонны или напорно-компрессорной колонны. Датчики могут включать в себя датчики давления, температуры, удельного сопротивления, электропроводности, напряжения, деформации, рН и химического состава. При этом датчики устанавливают в отверстии, проделанном в обсадной колонне или напорно-компрессорной колонне таким образом, чтобы он проходил между внутренней стороной и внешней стороной обсадной колонны или напорно-компрессорной колонны, и герметично запечатывают. 4 н. и 31 з.п. ф-лы, 23 ил.
1. Датчик, устанавливаемый в подземной скважине, в которой установлена обсадная колонна или напорно-компрессорная колонна, причем датчик содержит корпус датчика, который может быть установлен в отверстии, проделанном в обсадной колонне или напорно-компрессорной колонне таким образом, чтобы он проходил между внутренней стороной и внешней стороной обсадной колонны или напорно-компрессорной колонны, сенсорные элементы, расположенные в корпусе и способные воспринимать свойства геологического пласта, окружающего скважину, и элементы связи, находящиеся в корпусе и способные передавать информацию между сенсорными элементами и устройством связи в скважине, в котором корпус датчика также включает в себя участок, который может быть герметично запечатан в обсадную колонну или напорно-компрессорную колонну во избежание переноса флюидов между внутренней стороной и внешней стороной обсадной колонны или напорно-компрессорной колонны через отверстие, когда в нем установлен корпус датчика.
2. Датчик по п.1, дополнительно содержащий электронный модуль в защитном кожухе, соединяющий чувствительные элементы и элементы связи.
3. Датчик по п.1, в котором элементы связи содержат преобразователь для электромагнитной или ультразвуковой беспроводной связи с устройством связи в обсадной колонне.
4. Датчик по п.3, в котором преобразователь также используется для подачи питания на функциональные элементы во вставке.
5. Датчик по п.3, в котором питание подается на функциональные элементы датчика посредством аккумулятора, установленного в корпусе датчика.
6. Датчик по п.5, в котором аккумулятор может подзаряжаться энергией, поступающей от устройства связи через преобразователь.
7. Датчик по любому из предыдущих пунктов, в котором электронный модуль содержит блок формирования и аналого-цифрового преобразования сигнала, который принимает данные от сенсорных элементов, микроконтроллер и блок памяти для приема данных от блока формирования сигнала, контроллер беспроводной передачи и приема, и блок питания.
8. Датчик по любому из пп.1-6, в котором чувствительные элементы воспринимают один или несколько из следующих параметров: давление, температуру, удельное сопротивление, электропроводность, напряжение, деформацию, рН и химический состав.
9. Датчик по п.8, содержащий элементы, чувствительные к давлению, причем корпус датчика содержит напорную камеру, имеющую канал передачи давления, который позволяет передавать давление флюидов между внешней областью корпуса датчика и напорной камерой, причем элементы, чувствительные к давлению, располагаются внутри защитно-связующего механизма, который отделяет элементы, чувствительные к давлению, от флюида внутри напорной камеры, но передает изменения давления флюида в напорной камере чувствительным элементам.
10. Датчик по п.9, в котором защитно-связующий механизм содержит заполненный флюидом сильфон, окружающий чувствительные элементы.
11. Датчик по п.8, содержащий элементы, чувствительные к удельному сопротивлению, причем корпус датчика имеет изолирующее покрытие на внешней поверхности, причем на внешней стороне корпуса обеспечены, по меньшей мере, один электрод инжекции тока и, по меньшей мере, один контрольный электрод.
12. Датчик по п.11, содержащий пары токовых и контрольных электродов.
13. Датчик по п.11, в котором каждый токовый электрод подключен к генератору тока, и каждый контрольный электрод подключен к генератору напряжения.
14. Датчик по п.8, содержащий элементы, чувствительные к удельному сопротивлению, в том числе тороидальную антенну, сформированную вокруг корпуса датчика.
15. Датчик по п.14, дополнительно содержащий электрод для эмиссии тока в пласт.
16. Датчик по п.14, содержащий две тороидальные антенны, одна из которых действует как излучательная антенна, а другая действует как контрольная антенна.
17. Датчик по п.8, содержащий элементы, чувствительные к удельному сопротивлению, в том числе рамочную антенну, сформированную на корпусе датчика, для измерения электрического импеданса пласта.
18. Датчик по п.17, содержащий две рамочные антенны, одна из которых действует как излучательная антенна, а другая действует как контрольная антенна.
19. Датчик по п.8, содержащий элементы, чувствительные к механическому напряжению, причем тензодатчик смонтирован в корпусе датчика вблизи участка, герметично запечатанного в напорно-компрессорной колонне или обсадной колонне.
20. Датчик по п.19, в котором тензодатчик ориентирован для измерения вертикальной или тангенциальной деформации напорно-компрессорной колонны или обсадной колонны.
21. Система датчиков, устанавливаемая в подземной скважине, в которой установлена обсадная колонна или напорно-компрессорная колонна, причем система содержит один или несколько датчиков по п.1, установленных в напорно-компрессорной колонне или обсадной колонне, и устройство связи, которое может быть размещено внутри скважины, для связи с сенсорными элементами каждого датчика через соответствующие элементы связи.
22. Система датчиков по п.21, в которой устройство связи содержит зонд, который может перемещаться по скважине и который осуществляет связь с датчиками посредством беспроводной связи.
23. Система по п.21 или 22, в которой скважина содержит обсаженную скважину, в которой находится напорно-компрессорная колонна, причем датчики установлены в обсадной колонне, и устройство связи размещено внутри напорно-компрессорной колонны, при этом часть напорно-компрессорной колонны в области датчиков построена так, чтобы позволять осуществлять связь между датчиками и устройством связи.
24. Система по п.23, в которой напорно-компрессорная колонна имеет непроводящие участки в области датчиков.
25. Система по п.21, в которой скважина содержит обсаженную скважину, в которой находится напорно-компрессорная колонна, причем датчики установлены в обсадной колонне, а устройство связи располагается на внешней стороне напорно-компрессорной колонны вблизи датчиков.
26. Способ установки датчика по п.1, содержащий этапы, на которых просверливают отверстие сквозь обсадную колонну или напорно-компрессорную колонну в требуемом месте, устанавливают датчик по любому из пп.1-20 в отверстии и герметично запечатывают датчик в отверстии таким образом, чтобы через отверстие не было переноса флюидов между внутренней стороной и внешней стороной обсадной колонны или напорно-компрессорной колонны.
27. Способ по п.26, в котором этапы сверления, установки и герметичного запечатывания осуществляют с помощью инструмента, который может перемещаться по скважине, занимая множество положений.
28. Способ по п.26, содержащий этап, на котором загружают инструмент несколькими датчиками и устанавливают датчики в разнесенных положениях в скважине.
29. Способ мониторинга геологического пласта, окружающего скважину, содержащий этапы, на которых устанавливают несколько датчиков по п.1 в скважине, осуществляют мониторинг изменения результатов измерений, проводимых датчиками, с течением времени и делают вывод о свойствах пласта из измерений, изменяющихся со временем.
30. Способ по п.29, в котором датчики представляют собой датчики давления, причем способ содержит этапы, на которых измеряют расход флюидов, изменяющийся со временем, из скважины в течение периода времени, осуществляют мониторинг давления, изменяющегося со временем, на каждом из датчиков в течение периода времени и определяют вклад слоя, в котором установлен датчик, в совокупный поток на основании расхода, изменяющегося со временем, и давления, изменяющегося со временем, измеренных на соответствующем датчике.
31. Способ по п.29, в котором датчики представляют собой датчики давления, установленные над областью перфорации скважины, причем способ содержит этапы, на которых осуществляют мониторинг градиента давления, изменяющегося со временем, между двумя датчиками в течение периода времени для определения изменений плотности пластовых флюидов и определяют поступление газа в скважину через пласты на основании определенных изменений плотности пластовых флюидов.
32. Способ по п.29, в котором датчики представляют собой датчики давления, установленные в покрывающей породе над продуктивным пластом, причем способ содержит этапы, на которых осуществляют мониторинг измерений давления, изменяющихся со временем, с помощью датчиков в течение периода времени и обнаруживают любую утечку на уровне покрывающей породы на основании определенных измерений давления, изменяющихся со временем.
33. Способ по п.29, в котором датчики представляют собой датчики давления, установленные в первой скважине, причем способ содержит этапы, на которых изменяют расход флюидов из второй скважины, удаленной от первой скважины, но находящейся в том же продуктивном пласте, в течение периода времени, для создания импульса давления в коллекторе, осуществляют мониторинг давления, изменяющегося со временем, на каждом из датчиков в первой скважине в течение периода времени и определяют межскважинную проницаемость из измерений, изменяющихся со временем.
34. Способ по п.29, в котором датчики представляют собой датчики удельного сопротивления, установленные в продуктивной скважине на уровне продуктивного пласта, причем способ содержит этапы, на которых нагнетают воду в течение периода времени в продуктивный пласт из нагнетательной скважины, удаленной от продуктивной скважины, осуществляют мониторинг изменения удельного сопротивления, измеряемого датчиками в продуктивной скважине, в течение периода времени по мере нагнетания воды и определяют продвижение фронта воды через продуктивный пласт на основании измеренного удельного сопротивления.
35. Способ по п.29, в котором датчики представляют собой датчики удельного сопротивления, установленные под участком перфорации, причем способ содержит этапы, на которых измеряют удельное сопротивление на датчиках в течение времени и определяют распространение воды по направлению к участку перфорации на основании измерений удельного сопротивления.
Приоритет:
08.07.2004 по пп.1-35.
