СИСТЕМА КОНТРОЛЯ СКВАЖИНЫ Российский патент 2018 года по МПК E21B47/12 E21B47/10 

Область техники, к которой относится изобретение

Предлагаемое изобретение относится к системе контроля скважины, обеспечивающей получение данных с информацией о нефтеносном и газоносном пласте, например, положении и количестве газа, нефти и/или воды по мере выкачивания углеводородов из нефтяного или газового месторождения с использованием обсадной колонны в скважине, находящейся в пласте, обсадная колонна имеет вертикальную часть вблизи верха и внутреннюю поверхность, система содержит первый и второй датчики для измерения содержания газа, нефти и/или воды в пласте.

Уровень техники

Традиционная сейсморазведка методом отраженных волн использует поверхностные излучатели и приемники для детектирования отражений волн от различных глубинных импедансов для получения данных с информацией о нефтеносном и газоносном пласте. Полученное изображение часто имеет недостаточные точность, контрастность и когерентность из-за большой длины путей прохождения волн между источником, рефлектором и приемником. Для преодоления этого недостатка разработана общеизвестная методика вертикального сейсмического профилирования для получения изображения на глубине в окрестностях ствола скважины. В соответствии с этой методикой поверхностный сейсмический источник помещают в бурильном инструменте и сигналы принимает один скважинный приемник или набор скважинных приемников в том же бурильном инструменте. Эту операцию повторяют при установке приемника (или набора приемников) на различных глубинах. Такую методику используют при бурении, но она также пригодна для получения данных с информацией о нефтеносном и газоносном пласте в последующих процессах оптимизации добычи.

Другой известный способ предусматривает размещение набора сейсмических датчиков, распределенных вдоль соединенных труб (например, бурильной трубы или колонны гибких труб) для определения физического состояния бурильной колонны и возможности оптимизации бурения. Сейсмические датчики настраивают для детектирования сейсмической энергии, передаваемой в прилегающий пласт источником, находящимся в стволе скважины или на поверхности. Эту методику используют при бурении, но она также пригодна для получения данных, с информацией о нефтеносном и газоносном пласте в последующих процессах оптимизации добычи.

Кроме того, возможно размещение оптоволоконных приборов в скважине для получения данных температуры флюида поблизости от скважины, но не информации о нефтеносном и газоносном пласте, например, данных положения и количества.

Описание изобретения

Целью и задачей предлагаемого изобретения является полное или частичное преодоление недостатков известных технических решений. Точнее задачей является разработка способа и системы для получения данных о нефтеносном и газоносном пласте, включая положение и количество газа, нефти и воды по мере выкачивания углеводородов из нефтяного или газового месторождения.

Указанные выше цели, наряду с другими целями, преимуществами и особенностями, очевидными из приведенного ниже описания, достигнуты с помощью технического решения в соответствии с предлагаемым изобретением путем использования системы контроля скважины для получения данных о нефтеносном и газоносном пласте, например, о положении и количестве газа, нефти и/или воды по мере выкачивания углеводородов из нефтяного или газового месторождения с использованием обсадной колонны в скважине, находящейся в пласте, причем обсадная колонна имеет вертикальную часть вблизи верха и внутреннюю поверхность, и система содержит:

первый датчик для измерения содержания газа, нефти и/или воды в пласте и второй датчик для измерения содержания газа, нефти и/или воды в пласте, причем первый и второй датчики размещены, по крайней мере, частично в стенке обсадной колонны и второй датчик установлен на некотором расстоянии от первого датчика.

Наличие двух датчиков на расстоянии один от другого дает возможность использовать один датчик для излучения сигнала в пласт, а другой для детектирования отклика на этот сигнал. Таким образом, возможно получение данных с информацией о нефтеносном и газоносном пласте.

Возможна система контроля скважины в соответствии с изобретением, содержащая дополнительно вторую обсадную колонну, помещенную во вторую скважину и содержащую первый и второй датчики для измерения содержания газа, нефти и/или воды в пласте, причем первый и второй датчики размещены, по крайней мере, частично в стенке обсадной колонны и второй датчик установлен на расстоянии от первого датчика.

В одном варианте реализации изобретения возможна обсадная колонна, со второй частью, более горизонтальной по сравнению с первой, и размещение датчиков возможно в этой второй части.

При размещении датчиков во второй более горизонтальной части возможно получение данных о нефтеносном и газоносном пласте на большем расстоянии по сравнению с известными измерительными приборами, опущенными в скважину.

Кроме того, возможна система, имеющая более пяти датчиков, желательно более десяти и еще лучше более двадцати.

В одном варианте реализации изобретения возможен первый датчик, содержащий, по крайней мере, один передатчик первого сигнала, по крайней мере, один приемник, принимающий первый сигнал и/или второй сигнал, и, по крайней мере, одно передающее устройство, и возможен второй датчик, содержащий, по крайней мере, один передатчик второго сигнала, по крайней мере, один приемник первого сигнала и/или второго сигнала и, по крайней мере, одно передающее устройство.

Если каждый датчик имеет передатчик и приемник, система будет по-прежнему работать при отказе одного передатчика или приемника в датчике.

В другом варианте реализации изобретения возможно размещение датчиков в отверстии во внутренней поверхности стенки или в сквозном отверстии стенки обсадной колонны.

Кроме того, возможно размещение датчиков в стенке обсадной колонны так, что они образуют часть внешней поверхности обсадной колонны и имеют контакт со скважинной жидкотекучей средой и/или пластом.

Возможны также датчики, проходящие от внутренней поверхности обсадной колонны и до пласта, окружающего эту колонну.

Далее в качестве передатчиков возможно применение акустических излучателей.

В одном варианте реализации изобретения возможно применение акустического излучателя, содержащего молоток или груз.

К тому же возможен акустический излучатель, содержащий двигатель для вытягивания груза в одном направлении и отпускании груза для перемещения его с помощью пружины в другом направлении, противоположном первому, в сторону пласта до упора в пласт.

Кроме того, возможен приемник, содержащий акустический приемник.

В одном варианте реализации изобретения в качестве акустического приемника возможен акселерометр.

В другом варианте реализации изобретения возможен приемник, содержащий двигатель для вытягивания акустического приемника в одном направлении и последующего перемещения его с помощью пружины в другом направлении, противоположном первому, в сторону пласта до упора в него.

Более того, возможно использование двигателя для вытягивания груза или акустического приемника в одном направлении с помощью вращающегося вала.

В качестве акустического приемника возможен микрофон.

Кроме того, возможен первый датчик, содержащий первый и второй электроды для обеспечения протекания тока от первого ко второму электроду для измерения электрического сопротивления или электрической проводимости пласта с целью определения содержания в нем газа, нефти и/или воды.

Более того, возможен датчик с микрочипом для преобразования измеренных значений сигнала, сопротивления или проводимости в данные и/или для хранения и/или передачи данных и/или сохранения представления данных.

Прелагаемое изобретение, как описано выше, может дополнительно содержать, по крайней мере, один прибор, включающий в себя устройство связи для приема данных от передающих устройств, когда прибор находится в скважине.

Кроме того, возможно предлагаемое изобретение, содержащее, по крайней мере, один прибор, включающий в себя акустический излучатель, имеющий груз, связанный с вращающимся валом, приводимым во вращение двигателем, установленным в приборе.

Далее в приборе возможно анкерное устройство для крепления прибора внутри обсадной колонны.

В одном варианте реализации изобретения возможно применение анкерного устройства, содержащее, по крайней мере, первый анкер, проходящий в первом радиальном направлении прибора, и второй анкер, проходящий во втором направлении, противоположном первому, анкеры проходят относительно внешней поверхности корпуса прибора так, что обеспечивается эксцентричное крепление прибора по отношению к обсадной колонне.

Кроме того, возможен прибор, содержащий приводное устройство, например, скважинный трактор.

В одном варианте реализации изобретения возможен прибор, содержащий средства для выполнения углубления в обсадной колонне. В качестве таких средств возможно использование сверлильного устройства.

Кроме того, возможен прибор, имеющий средства для установки датчика в углублении.

В одном варианте реализации изобретения в качестве устройства для установки датчика в углублении возможно использование поворотной рукоятки для вращения датчика, чтобы его резьба входила в зацепление с резьбой в углублении.

Кроме того, в передающем устройстве и устройстве связи в приборе возможно использование радиочастоты для передачи данных в прибор.

Кроме того, возможно объединение передатчика и приемника датчика в одном устройстве.

Кроме того, возможны передающее устройство, содержащее радиочастотную идентификационную метку, и устройство связи, имеющее считыватель радиочастотного идентификатора.

В варианте реализации изобретения возможен датчик, содержащий аккумулятор для питания, по крайней мере, одного передатчика и приемника.

Кроме того, возможно соединение прибора с кабелем для питания прибора и для передачи данных наверх скважины.

Кроме того, возможен прибор с аккумулятором для питания прибора.

Более того, возможен прибор или устройство связи, содержащие устройство питания датчика.

В другом варианте реализации изобретения возможны устройство питания и датчик с индуктивной связью для подачи питания от прибора к датчику через индуктивность.

Кроме того, возможно использование индуктивной связи для передачи данных от датчика к прибору.

Более того, возможен датчик с процессором для преобразования измеренных значений сигнала, сопротивления или проводимости в данные и/или для хранения и/или передачи данных или сохранения представления данных.

В варианте реализации изобретения генерирование этих сигналов возможно акустическими средствами.

В еще одном варианте реализации изобретения возможно передающее устройство в одном датчике, имеющее средства беспроводной связи с другими средствами беспроводной связи в другом датчике или с другими средствами беспроводной связи в устройстве связи, размещенном ближе к верхней части обсадной колонны.

Более того, в системе возможны несколько устройств связи, размещенных на заданном расстоянии между собой вдоль обсадной колонны до ее верха, это расстояние определяется промежутком, на котором два устройства способны поддерживать беспроводную связь между собой.

Кроме того, в системе возможны несколько датчиков с беспроводной связью, размещенных на заданном расстоянии между собой вдоль обсадной колонны до ее верха, расстояние определяется промежутком, на котором два устройства способны поддерживать беспроводную связь между собой.

Возможна также система, содержащая ударное устройство, размещенное на поверхности или на морском дне для передачи акустических волн в пласт.

Кроме того, возможно использование акустических или звуковых сигналов низкой частоты в диапазоне 1 Гц-100 кГц, предпочтительно 10-50 кГц и еще лучше 15-35 кГц.

Кроме того, изобретение относится к скважинному прибору для считывания данных датчиков в скважинной системе, как описано выше, причем возможен прибор, содержащий приводные средства, такие, как колеса, для приведения его в движения в обсадной колонне, и устройство связи, как описано выше.

Предлагаемое изобретение далее относится к способу установки описанной выше системы, включающему в себя следующие операции:

обеспечение ряда углублений на расстоянии друг от друга в обсадной колонне в скважине и

размещение датчиков в углублениях в системе контроля скважины, выполненной в соответствии с изобретением.

Кроме того, способ может предусматривать шаг размещения в скважине в заданном положении прибора с внешней стороны датчика для передачи данных с информацией о нефтеносном и газоносном, пласте от датчика к прибору.

Кроме того, в способе возможны дополнительные шаги, в том числе подача питания из прибора в датчик, передача сигнала посредством передатчика или формирование тока, вытекающего из первого электрода, прием сигнала приемником или прием тока вторым электродом, преобразование сигнала или тока в данные и передача данных от датчика прибору.

Кроме того, предлагаемое изобретение относится к способу оптимизации добычи, включающему в себя следующие шаги:

передачу первого сигнала с помощью первого передатчика в датчиках в системе контроля скважины, выполненной в соответствии с изобретением,

прием первого сигнала с помощью нескольких приемников,

преобразование первого сигнала в данные,

передачу данных от датчика соседнему датчику и устройствам связи по всей длине обсадной колонны до поверхности,

передачу второго сигнала с помощью второго передатчика в датчиках в заданный интервал времени, отсчитываемый от передачи первого сигнала,

прием второго сигнала с помощью нескольких приемников,

преобразование второго сигнала в данные, и

передача данных от датчика соседнему датчику и устройствам связи по всей длине обсадной колонны до поверхности.

В указанный способ оптимизации добычи возможно включение следующих дополнительных шагов:

возбуждение пласта акустическими волнами, посылаемыми в пласт с помощью нескольких датчиков одновременно для увеличения добычи смеси

жидкотекучей среды и газа в скважине,

измерение воздействия возбуждения пласта путем подачи сигнала одним передатчиком в датчиках,

прием сигнала с помощью нескольких приемников,

преобразование сигнала в данные,

передача данных от датчика соседнему датчику и устройствам связи по всей длине обсадной колонны до поверхности.

Кроме того, предусмотрена возможность дополнительного включения шагов в способ оптимизации добычи в соответствии с изобретением, включая опускание в обсадную колонну скважинного зонда для каротажа и регистрация содержания газа, нефти и/или воды в жидкотекучей среде в обсадной колонне.

В конечном счете в способ оптимизации добычи в соответствии с изобретением возможно включение шагов сохранения данных, полученных от датчиков нескольких буровых скважин, и обработка данных в трехмерной модели пласта в части содержания газа, нефти и/или воды в пласте.

Краткое описание чертежей

Изобретение и многие его преимущества более подробно описаны ниже со ссылками на прилагаемые упрощенные чертежи, которые с целью иллюстрации показывают некоторые не ограничивающие варианты реализации изобретения.

На фиг.1 показана система контроля скважины, размещенная в обсадной

колонне скважины.

На фиг.2 показан датчик в соответствии с изобретением.

На фиг.3 показан другой вариант реализации датчика.

На фиг.4 показан еще один вариант реализации датчика.

На фиг.5 показан еще один вариант реализации датчика.

На фиг.6 показан еще один вариант реализации датчика.

На фиг.7 показан частичный вид системы.

На фиг.8 показан частичный вид другого варианта реализации системы.

На фиг.9 показан еще один вариант реализации системы.

На фиг.10 показан другой вариант реализации системы контроля скважины, которая содержит вторую обсадную колонну, находящуюся во второй скважине.

На фиг.11 показана система, в которой прибор погружен в обсадную колонну.

На фиг.12 показана система, содержащая ударное устройство, размещенное на поверхности или на морском дне.

На фиг.13 показан акустический излучатель, содержащий двигатель.

Все фигуры являются в высшей степени схематичными и в них не соблюдается масштаб, на них показаны только те детали, которые необходимы для разъяснения изобретения, другие детали опущены или только предполагаются.

Подробное описание изобретения

На фиг.1 показана система контроля скважины 1 для получения данных с информацией о нефтеносном и газоносном пласте. При истощении нефти в пласте 4, происходит сокращение слоя нефти и вода становится доминирующей. Нефть поднимается по обсадной эксплуатационной колонне 2 и в конечном счете в нее поступает вода и добыча нефти нарушается. Для того чтобы не допустить нарушения нефтедобычи из-за воды, желательно получать информацию о нефтеносном и газоносном пласте, о количестве и положении газа, нефти и воды по мере истощения углеводородов в нефтяном или газовом месторождении. Для получения таких данных система содержит, по крайней мере, два датчика 5. Один датчик 5 посылает сигнал 7 в пласт 4, а ответный сигнал 29 принимает другой или тот же датчик. Наличие нескольких датчиков 5 позволяет получать более подробную информацию о нефтеносном и газоносном пласте путем сравнения данных одного датчика с данными другого датчика. Система, показанная на фиг.1, содержит 8 датчиков, размещенных на соответствующем расстоянии между собой и распределенных вдоль всей практически горизонтальной части обсадной колонны 2.

При прохождении сигнала 7 через различные слои нефти, газа и воды происходит его изменение, и эти изменения датчик 5 распознает как характеристику. Для анализа данных, полученных датчиками 5, в обсадную колонну 2 опускают скважинный прибор 13. Данные датчиков 5 поступают в прибор 13 и, когда прибор достигнет поверхности, эти данные анализируют для получения профиля слоев воды, газа и нефти.

Передаваемый сигнал 7 представляет собой акустический сигнал, подобный сигналу, используемому в сейсмическом анализе. Для сейсмического анализа подходят волны упругой энергии, передаваемой, например, волнами Р и S в частотном диапазоне 1-100 кГц. Сейсмическую энергию исследуют для интерпретации состава, объема флюида, протяженности и геометрической формы скальных пород на глубине.

Сейсмические данные анализируют после их передачи из прибора 13 в систему анализа недр. Возможно использование сейсмических данных для моделирования геофизических характеристик и профилей или для создания геологической причинно-следственной модели всех свойств скальных пород, включая температуру, давление, скорость, вязкость и т.д. Кроме того, возможно использование данных для определения петрофизических эффектов и для определения жидкостных ловушек, запасов, добычи и рисков.

Возможно также подключение прибора 13 к кабелю 16, обеспечивающему передачу данных на поверхность. Таким образом, прибор может оставаться в обсадной колонне в течение длительного времени, даже в процессе добычи и данные передают на поверхность практически сразу после их поступления на прибор 13. Прибор 13 получает питание по кабелю, но возможно также его питание от аккумулятора.

Как видно из фиг.1, прибор 13 имеет колеса 23 для перемещения в обсадной колонне 2, и, когда прибор занимает положение напротив датчика 5, происходит выгрузка данных. Затем прибор 13 подходит к следующему датчику 5 для приема информации из этого датчика и так далее.

Датчик 5 имеет передатчик 6 для передачи первого сигнала 7 и приемник 8 для приема первого сигнала. Приемник 8 в первом датчике 5 принимает оба отклика на сигнал 7, посланный передатчиком 6 первого датчика 5, и на сигнал, посланный передатчиком второго датчика. Кроме того, датчик 5 содержит передающее устройство 9, способное передавать данные из первого датчика. Датчик 5 размещен в отверстии в стенке 30 обсадной колонны. Датчик 5 закреплен в отверстии с помощью резьбового соединения или защелкивающимися держателями.

Датчик 5 на фиг.2 получает питание от прибора 13, когда он находится напротив датчика в колонне 2. В то время, когда прибор 13 подает питание на датчик 5, датчик способен передавать и принимать сигналы 7 для получения информации о нефтеносном и газоносном пласте и информация, принимаемая от датчика 8, поступает в прибор 13, по мере того, как ее принимает приемник. После этого прибор 13 переходит к следующему датчику 5 и операция повторяется.

Датчик 5, показанный на фиг.3, содержит микрочип 12, например, микроконтроллер для преобразования отклика, принятого приемником 8, в цифровые данные. Микроконтроллер содержит статическое ОЗУ для хранения данных. Датчик 5 содержит передающее устройство 9 для передачи данных прибору 13, который в этом варианте реализации изобретения имеет индуктивную связь 19, согласованную с индуктивной связью 20 прибора 13, для передачи данных прибору 13 через индуктивность. Датчик 5 также имеет аккумулятор для питания датчика в течение определенного периода времени. Таким образом, датчик 5 способен выполнять измерения в нефтеносном и газоносном пласте без прибора 13. Датчик 5 программируют, например, с помощью таймера для выполнения измерений каждый раз по прошествии заданного промежутка времени и сохранения данных до тех пор, пока они не будут переданы в прибор 13 или в другое устройство.

Как показано на фиг.4, датчик 5 содержит беспроводное устройство связи 25 для беспроводной связи с другим датчиком, прибором 13 или другим устройством связи. Датчик 5, показанный на фиг.4, имеет два электрода 10, 11 вместо передатчика 6 и приемника 8. Электроды 10, 11 используют для регистрации сопротивления или проводимости или измерений. При измерении сопротивления пропускают ток между двумя электродами и падение напряжения между ними определяет сопротивление жидкотекучей среды, присутствующей в пласте 4. При измерении проводимости в пласт вводят ток и определяют величину тока, который способна проводить система. Измерение сопротивления и проводимости означает получение характеристики, измеренную датчиком 5, например, способность проводить ток или падение напряжения.

На фигурах 2-4 датчик 5 размещен в сквозном отверстии обсадной колонны 2, но возможно также размещение датчика в углублении в обсадной колонне, как показано на фиг.5. Если датчик 5 установлен только в узле обсадной колонны 2, он не подвержен воздействию разности давлений, действующих в затрубном кольцевым пространстве и внутри обсадной колонны.

Датчик 5, показанный на фиг.5, содержит аккумулятор 15, индуктивный переходник 19 и процессор 21, имеющий память и средства связи в виде интерфейса ввода/вывода. Индуктивный переходник 19 и аккумулятор 15 размещены в одном блоке. В процессоре 21 возможно также устройство радиочастотной идентификации РЧИД (RFID), информацию с которого считывает считыватель радиочастотной идентификации в устройстве 26 связи в приборе 13.

Система, показанная на фиг.6, также содержит клапан 31 типа впускного управляющего клапана, размещенный рядом с датчиком 5, формирующим сигнал закрывания клапана, если измерения показывают, что водоносный слой слишком близко от датчика и, следовательно, от клапана. Таким образом, клапан 31 закрывается до поступления воды в обсадную колонну 2. Прибор 13 системы 1 имеет возможность перемещения внутри обсадной колонны 2 для считывания данных с датчиков 5 и последующей передачи данных на поверхность. Прибор 13, показанный на фиг.7, имеет колеса 23 для перемещения внутри обсадной колонны 2, но возможны также другие средства перемещения, например, типа гусениц, лап или подобных устройств. Прибор 13 получает питание от кабеля 16 для питания двигателя, приводящего насос и соответственно колеса 23. Прибор 13 содержит устройство 14 связи для передачи данных от датчика 5. Передача данных возможна, когда устройство связи 14 находится напротив датчика 5.

Прибор, показанный на фиг.7, содержит также устройство 18 для питания датчика, если это необходимо. Если датчик 5 не имеет собственного питания, прибор 13 способен обеспечить питание датчика, выполняющего после этого измерения, и, таким образом, данные поступают на прибор 13 без предварительного сохранения в датчике. Таким образом, возможна очень простая конструкция датчика с совсем небольшим числом компонентов. Один из способов подачи питания на датчик 5 состоит в использовании индуктивной связи 20, взаимодействующей с индуктивной связью 19 датчика 5. Подача питания на датчик 5 возможна также другими подходящими способами, например, с помощью ультравысокочастотных волн, инфракрасного излучения или лазеров.

Возможен также прибор 13 с автономным питанием при наличии в нем аккумулятора 17, как показано на фиг.8. В этом случае прибор 13 будет оставаться в обсадной колонне 2 пока все датчики 5 будут несколько раз опрошены, и затем он выходит на поверхность для выгрузки данных. Опоры, фиксирующие колеса 23, на фиг.8 отведены назад в прибор, позволяя прибору оставаться у внутренней поверхности обсадной колонны 2 и, следовательно, напротив внешней поверхности датчика 5. Это способствует более эффективной передаче данных из датчика 5 и/или упрощает питание датчика. Если необходимо, в приборе 13 предусматривают установку средств подключения для прямого электрического соединения с датчиком 5.

На фиг.9 показана система, содержащая несколько устройств 26 связи, распределенных вдоль обсадной колонны 2 от последнего датчика 5 до верха скважины. Таким образом, устройства 25 беспроводной связи датчиков 5 обеспечивают возможность передачи данных к следующему датчику или к устройству 26 связи, если это устройство является следующим в линии. Устройство 26 связи затем передает данные следующему устройству связи и так далее, пока данные не будут переданы наверх обсадной колонны 24 или скважины. При наличии устройств 26 связи прибор 13 не нуждается в непосредственном получении данных от каждого датчика 5.

Беспроводная связь возможна с использованием радиосвязи, электромагнитной связи, WIFI или с использованием акустических волн, передаваемых через стенку обсадной колонны.

Как видно из фиг.10, возможна система контроля скважины, включающая в себя дополнительно вторую обсадную колонну 50, находящуюся во второй скважине и содержащую ряд датчиков, размещенных, по крайней мере, частично в стенке второй обсадной колонны на некотором расстоянии друг от друга, предназначенных для измерения содержания в пласте газа, нефти и/или воды. Таким образом, в системе предусмотрена возможность получения приемником, находящимся в датчике второй обсадной колонны 50, первого сигнала 7, передаваемого передатчиком 6 датчика 5, находящегося в первой обсадной колонне 2. Поэтому сигнал проходит через пласт, информацию о содержании газа, нефти и/или воды в котором необходимо получить, и система, имеющая датчики в двух соседних обсадных колоннах обеспечивает более точные данные по сравнению с системой с одной обсадной колонной 2. Вторая обсадная колонна 50 также содержит несколько устройств 26 связи, распределенных вдоль обсадной колонны 50 от последнего датчика 5 до верха скважины.

В случае, когда передатчик в датчике не дает достаточно мощный сигнал для приема приемниками, возможно погружение прибора 13 в обсадную колонну 2, как показано на фиг.11. Для генерирования мощного сигнала прибор содержит акустический излучатель 53, имеющий груз 41, вращаемый валом 54 с упором в стенку обсадной колонны, и, таким образом, посылающий акустические волны в пласт. Вращение вала обеспечивает двигатель 55, установленный в корпусе прибора. Прибор содержит крепежный узел 40, имеющий крепления, выступающие из корпуса в радиальном направлении для эксцентричной установки прибора в обсадной колонне так, что расстояние от корпуса прибора до стенки обсадной колонны в одном направлении меньше, чем в другом направлении, противоположном первому. Таким образом, центральная ось прибора смещена относительно центральной оси обсадной колонны.

Когда вал переводит груз во вращательное движение, груз однократно ударяет по стенке обсадной колонны, по ее внутренней круговой поверхности, формируя один акустический сигнал при повороте вала на один оборот. Таким образом, происходит формирование профиля акустических сигналов, распознаваемого датчиками в первой 2 и/или во второй обсадной колонне 50. В другом варианте реализации изобретения прибор содержит молоток, генерирующий акустический сигнал с помощью двигателя.

Сигналы являются акустическими или звуковыми сигналами в диапазоне частот 1 Гц-100 кГц, предпочтительно 10-50 кГц и еще лучше 15-35 кГц.

На фиг.12 сигнал, посылаемый в пласт, генерируется ударным устройством, размещенным на поверхности или на морском дне. Возможно частичное размещение ударного устройства 51 в земле или в пласте. Таким образом, сигнал этого устройства принимают датчики в обеих обсадных колоннах или только в одной колонне. При этом сигнал, принимаемый приемниками датчиков, не тот, что доходит до поверхности или до морского дна до его приема датчиками. До получения приемниками сигнал проходит только более или менее прямо через пласт, обеспечивая более точный результат.

Как показано на фигурах 2-6 датчики размещают в отверстиях во внутренней поверхности стенки или в сквозных отверстиях стенки обсадной колонны. Датчики легко устанавливать после завершения скважины, делая отверстия в стенке обсадной колонны и вставляя их в отверстия. Поэтому возможно размещение датчиков в стенке обсадной колонны так, что они образуют часть внешней поверхности колонны и имеют контакт с жидкотекучей средой скважины и/или с пластом. Если обсадная колонна зацементирована, датчики не должны выходить за пределы внешней поверхности колонны, но, если обсадная колонна окружена затрубным пространством, возможен выход датчиков из внутренней поверхности обсадной колонны в окружающий колонну пласт, и поэтому длина датчиков в осевом направлении больше наименьшей толщины стенки обсадной колонны.

Если в качестве сигнала используют акустический сигнал, передатчик является акустическим излучателем, а приемник - акустическим приемником 43. Акустический излучатель 53 содержит молоток или груз 41. На фиг 13 акустический излучатель включает в себя двигатель 44 для оттягивания груза 41 в одном направлении и отпускания груза, перемещающегося под действием пружины 45 в другом направлении, противоположном первому, в сторону пласта и до упора в пласт. Пружина выталкивает груз через отверстие 48 в корпусе 59 передатчика и, таким образом, возможен удар по пласту, формирующий акустический сигнал.

В качестве акустического приемника 43 возможно применение любого подходящего приемника, например, акселерометра, микрофона или устройства, подобного акустическому приемнику 43. Возможен низкочастотный приемник, работающий в диапазоне частот 10-100 Гц. Не все акустические приемники способны выдержать ударное воздействие от находящегося поблизости передатчика без серьезных повреждений, и в таком случае приемник содержит двигатель 44 для отвода акустического приемника в одном направлении, чтобы исключить контакт приемника с его корпусом 58 и чтобы акустический приемник был окружен жидкотекучей средой во время удара груза по пласту или по обсадной колонне. После того как передатчик передал свой сигнал, акустический приемник перемещают с помощью пружины 57 в другом направлении, противоположном первому, в сторону пласта и до упора в пласт, и после этого приемник способен принимать сигнал, как показано пунктирной линией на фиг.13.

Двигатели передатчиков или приемников выталкивают груз или акустический приемник в одном направлении посредством вала 46, вращаемого для этого двигателем, форсированное перемещение в противоположном направлении обеспечивает пружина 57, установленная между грузом или акустическим приемником и соответствующим двигателем. Предусмотрено конусообразное отверстие 47 для направления акустического приемника при его перемещении в сторону пласта. Вместо двигателя, возможна установка электромагнита, при включении электромагнит оттягивает акустический приемник или груз.

Передатчик и приемник связаны посредством электронного управляющего устройства 49 и через электронное управляющее устройство 49 они в свою очередь связаны с передающим устройством 9 для передачи данных от датчика к соседнему датчику для доставки данных наверх к устройствам 26 связи и, таким образом, до поверхности. Как видно из фиг.13, датчик выходит в пласт через стенку обсадной колонны и затрубное пространство или через скважину 3.

Таким образом, обеспечивается возможность использования устройств 26 связи, распределенных вдоль обсадной колонны, для передачи управляющих сигналов вниз, к датчикам для выбора передатчика, передающего сигнал. В другом варианте реализации изобретения датчики содержат таймер, устанавливающий, когда передатчик должен посылать сигнал и когда приемники должны принимать этот сигнал. Возможны датчики, снабженные таймерами с программируемыми заранее установленными интервалами, указывающими, когда включать датчик и когда включать передатчик в этом датчике. Таким образом, возможно программирование датчиков перед установкой согласно плану контроля, в соответствии с которым происходит включение датчиков один раз в год, в полгода или в любое время, когда положено. Следовательно, нет необходимости опускать прибор в скважину для активации датчиков. Вместо этого датчики включаются сами согласно программе и затем посылают свои данные на поверхность.

Датчики 5, показанные на фиг.1, размещены в стенке 30 обсадной колонны так, что в одной и той же кольцевой плоскости обсадной колонны установлен всего один датчик. Возможно также размещение датчиков 5 в одной кольцевой плоскости обсадной колонны 2 на расстоянии один от другого, как показано на фиг.9.

Кроме того, возможно использование системы контроля скважины, реализующей способ каротажа пластов, включающий в себя операции передачи первого сигнала с помощью первого передатчика одного датчика и приема первого сигнала, посланного этим датчиком, несколькими приемниками в других датчиках. Затем первый сигнал преобразуют в данные и передают полученные данные от датчика соседнему датчику. Эту операцию передачи данных повторяют, пока данные не достигнут датчика, ближайшего к верху скважины, и после этого датчик передает данные устройству связи, передающему данные следующему устройству связи по всей длине до поверхности. В это же время в заданном интервале времени, отсчитываемом от передачи первого сигнала, второй передатчик датчиков посылает второй сигнал, принимаемый несколькими приемниками, и затем данные преобразуют и посылают на поверхность таким же образом, как в случае первого сигнала. При приеме одного и того же сигнала несколькими приемниками данные обрабатывают для возможности получения информации о том, сколько нефти, газа и воды залегает в слоях или зонах пласта.

Если представление данных о количестве нефти, газа и воды, залегающих в слоях или зонах пласта, показывает, что зона, близкая к зоне добычи, имеет повышенную концентрацию воды, возможно применение способа оптимизации добычи. Способ оптимизации добычи включает в себя операции возбуждения пласта посылаемыми в пласт акустическими волнами одновременно несколькими датчиками, что способствует повышению добычи смеси жидкотекучей среды и газа в скважине. Таким образом, пласт и содержащаяся в нем жидкотекучая среда переходят в режим колебаний так, что вода частично, если не полностью, принимает один уровень, тем самым помогая нефти войти в зону добычи в обсадной колонне, при этом происходит локальное вытеснение воды из обсадной колонны. После этого измеряют импульс возбужденного пласта при подаче сигнала одним из передатчиков датчиков, сигнал принимают несколько приемников и так далее, как разъяснено выше, чтобы обеспечить представление информации о слоях и зонах нефти, воды и газа.

Для того чтобы оценить импульс возбуждения пласта внутри обсадной колонны, в колонну опускают каротажный прибор и регистрируют или измеряют содержание газа, нефти и/или воды в жидкотекучей среде в обсадной колонне, например, путем измерения емкости.

Для представления информации данные датчиков из нескольких скважин сохраняют и обрабатывают в трехмерной модели пласта с учетом содержания в нем газа, нефти и/или воды. Все данные имеют отметку времени, указывающую время приема сигнала, и относительно этой метки времени возможно картирование данных и создание трехмерной модели с отображением всех данных от всех датчиков одной или нескольких скважин.

Под жидкотекучей средой или скважинной жидкотекучей средой подразумевают любого рода жидкотекучую среду, имеющуюся в нефтяной или газовой скважине, например, натуральный газ, нефть, буровой раствор на нефтяной основе, смесь углеводородов в жидком состоянии, вода и т.д. Под газом понимают любого рода газовую смесь, присутствующую в скважине, оснащенной оборудованием или без обсадной колонны, и под нефтью понимают любого рода нефтяную смесь, например, смесь углеводородов в жидком состоянии, газо-нефтяную смесь и т.д. Таким образом, в жидкотекучих средах с газом, нефтью и/или водой возможно присутствие других элементов или веществ, отличающихся от газа, нефти и/или воды соответственно.

Под обсадной колонной понимают любого рода трубу, насосно-компрессорную колонну, трубчатую систему, нижнюю трубу обсадной колонны, колонну и т.д., используемую в скважине в связи с добычей нефти или природного газа.

В случае, когда система не погружена полностью в обсадную колонну, возможно использование скважинного тягача для проталкивания всей системы в соответствующее место в скважине. Скважинный тягач - это любого рода приводное устройство, обладающее возможностями проталкивающих и вытягивающих средств в стволе скважины, например, устройство типа Well Tractor®.

Хотя изобретение описано выше в связи с предпочтительными вариантами реализации, для специалиста в данной области очевидна возможность некоторых изменений без отклонения от изобретения, как оно определено в следующих пунктах формулы изобретения.

Предлагаемое изобретение относится к системе контроля скважины, обеспечивающей получение данных с информацией, например, о положении и количестве газа, нефти и/или воды по мере выкачивания углеводородов из нефтяного или газового месторождения с использованием обсадной колонны в скважине, находящейся в пласте, обсадная колонна имеет вертикальную часть вблизи верха и внутреннюю поверхность, система содержит первый и второй датчики для измерения содержания газа, нефти и/или воды в пласте. Система содержит первый датчик для измерения содержания газа, нефти и/или воды в пласте и второй датчик для измерения содержания газа, нефти и/или воды в пласте. Причем первый и второй датчики размещены по крайней мере частично в стенке обсадной колонны и второй датчик установлен на некотором расстоянии от первого датчика. Причем система дополнительно содержит вторую обсадную колонну, размещенную во втором стволе скважины и содержащую первый датчик и второй датчики для измерения содержания газа, нефти и/или воды в пласте. Причем первый и второй датчики второй обсадной колонны размещены по крайней мере частично в стенке второй обсадной колонны и второй датчик установлен на некотором расстоянии от первого датчика. Система содержит несколько датчиков с беспроводной связью, размещенных на заданном расстоянии между собой вдоль обсадной колонны до ее верха, причем указанное расстояние определяется промежутком, на котором два таких устройства способны поддерживать беспроводную связь между собой. Причем обеспечена возможность получения приемником, находящимся в датчике второй обсадной колонны, первого сигнала, передаваемого передатчиком датчика, находящегося в первой обсадной колонне, с обеспечением прохождения сигнала через пласт, информацию о содержании газа, нефти и/или воды в котором необходимо получить. Технический результат заключается в повышении точности при получении данных о нефтеносном и газоносном пласте. 5 н. и 28 з.п. ф-лы, 13 ил.

1. Система (1) контроля скважины для получения данных с информацией о нефтеносном и газоносном пласте, например, о положении и количестве газа, нефти и/или воды по мере отвода углеводородов из нефтяного или газового месторождения через обсадную колонну (2) в стволе скважины (3) в пласте (4), где обсадная колонна имеет вертикальную часть вблизи верха (25) и внутреннюю поверхность, причем система содержит:

первый датчик (5) для измерения содержания газа, нефти и/или воды в пласте и

второй датчик (5) для измерения содержания газа, нефти и/или воды в пласте,

отличающаяся тем, что первый и второй датчики размещены по крайней мере частично в стенке обсадной колонны и второй датчик установлен на некотором расстоянии от первого датчика,

причем система дополнительно содержит вторую обсадную колонну (50), размещенную во втором стволе скважины и содержащую:

первый датчик (5) для измерения содержания газа, нефти и/или воды в пласте и

второй датчик (5) для измерения содержания газа, нефти и/или воды в пласте,

причем первый и второй датчики второй обсадной колонны размещены по крайней мере частично в стенке второй обсадной колонны и второй датчик установлен на некотором расстоянии от первого датчика,

причем система содержит несколько датчиков с беспроводной связью, размещенных на заданном расстоянии между собой вдоль обсадной колонны до ее верха, причем указанное расстояние определяется промежутком, на котором два таких устройства способны поддерживать беспроводную связь между собой,

причем обеспечена возможность получения приемником (8), находящимся в датчике второй обсадной колонны (50), первого сигнала (7), передаваемого передатчиком (6) датчика (5), находящегося в первой обсадной колонне (2), с обеспечением прохождения сигнала через пласт, информацию о содержании газа, нефти и/или воды в котором необходимо получить.

2. Система контроля скважины по п. 1, в которой первый датчик содержит:

по крайней мере один передатчик (6) первого сигнала (7),

по крайней мере один приемник (8), принимающий первый сигнал и/или второй сигнал, и

по крайней мере одно передающее устройство (9), и

второй датчик содержит:

по крайней мере один передатчик (6) второго сигнала (7),

- по крайней мере один приемник (8) первого и/или второго сигнала, и

- по крайней мере одно передающее устройство (9).

3. Система контроля скважины по п. 1, в которой датчики размещены в отверстии во внутренней поверхности или в сквозном отверстии стенки обсадной колонны.

4. Система контроля скважины по п. 1, в которой датчики размещены в стенке обсадной колонны так, что они образуют часть внешней поверхности обсадной колонны и имеют контакт с жидкотекучей средой скважины и/или с пластом.

5. Система контроля скважины по п. 1, в которой датчики выступают из внутренней поверхности обсадной колонны в пласт, окружающий обсадную колонну.

6. Система контроля скважины по п. 2, в которой в качестве передатчика использован акустический излучатель.

7. Система контроля скважины по п. 6, в которой акустический излучатель содержит молоток или груз (41).

8. Система контроля скважины по п. 6, в которой акустический излучатель содержит двигатель (44) для оттягивания груза (41) в одном направлении и отпускании груза для выталкивания его пружиной (45) в другом направлении, противоположном первому направлению, в сторону пласта и с упором в пласт.

9. Система контроля скважины по п. 2, в которой в качестве приемника использован акустический приемник (43).

10. Система контроля скважины по п. 9, в которой в качестве акустического приемника использован акселерометр.

11. Система контроля скважины по п. 9 или 10, в которой приемник содержит двигатель (44) для оттягивания акустического приемника (43) в одном направлении и последующего выталкивания его с помощью пружины (57) в другом направлении, противоположном первому направлению, в сторону пласта и с упором в пласт.

12. Система контроля скважины по любому из пп. 1-4, в которой первый датчик содержит первый электрод (10) и второй электрод (11), обеспечивающие протекание тока от первого ко второму электроду для измерения электрических сопротивления или проводимости пласта для определения содержания в нем газа, нефти и/или воды.

13. Система контроля скважины по любому из пп. 1-10, в которой датчик содержит микрочип (12) для преобразования измеренных значений сигнала, сопротивления или проводимости в данные и/или для хранения, и/или передачи данных, и/или сохранения представления данных.

14. Система контроля скважины (1) для получения данных с информацией о нефтеносном и газоносном пласте, например, о положении и количестве газа, нефти и/или воды по мере отвода углеводородов из нефтяного или газового месторождения через обсадную колонну (2) в стволе скважины (3) в пласте (4), где обсадная колонна имеет вертикальную часть вблизи верха (25) и внутреннюю поверхность, причем система содержит:

первый датчик (5) для измерения содержания газа, нефти и/или воды в пласте и

второй датчик (5) для измерения содержания газа, нефти и/или воды в пласте,

отличающаяся тем, что первый и второй датчики размещены по крайней мере частично в стенке обсадной колонны и второй датчик установлен на некотором расстоянии от первого датчика,

причем система дополнительно содержит вторую обсадную колонну (50), размещенную во втором стволе скважины и содержащую:

первый датчик (5) для измерения содержания газа, нефти и/или воды в пласте и

второй датчик (5) для измерения содержания газа, нефти и/или воды в пласте,

причем первый и второй датчики второй обсадной колонны размещены по крайней мере частично в стенке второй обсадной колонны и второй датчик установлен на некотором расстоянии от первого датчика,

причем первый датчик содержит по меньшей мере один передатчик (6) первого сигнала (7), по меньшей мере один приемник (8), принимающий первый сигнал и второй сигнал, и по меньшей мере одно передающее устройство (9),

причем второй датчик содержит по меньшей мере один передатчик (6) второго сигнала (7), по меньшей мере один приемник первого сигнала и второго сигнала и по меньшей мере одно передающее устройство (9),

причем обеспечена возможность получения приемником (8), находящимся в датчике второй обсадной колонны (50), первого сигнала (7), передаваемого передатчиком (6) датчика (5), находящегося в первой обсадной колонне (2), с обеспечением прохождения сигнала через пласт, информацию о содержании газа, нефти и/или воды в котором необходимо получить,

причем система дополнительно содержит по меньшей мере один прибор (13), содержащий устройство (14) связи для приема данных от передающих устройств при нахождения прибора в обсадной колонне.

15. Система контроля скважины по любому из пп. 1-10 или 14, дополнительно содержащая по меньшей мере один прибор (13), включающий в себя акустический излучатель (53), имеющий груз (41), связанный с вращающимся валом (54), приводимым во вращение двигателем (55), установленным в приборе.

16. Система контроля скважины по п. 14, в которой прибор дополнительно содержит крепежный узел (40) для фиксации прибора внутри обсадной колонны.

17. Система контроля скважины по п. 16, в которой крепежный узел содержит по меньшей мере первый анкер (56), проходящий в первом радиальном направлении прибора, и второй анкер (56), проходящий во втором направлении, противоположном первому, анкеры выходят из внешней поверхности корпуса прибора по разному, что обеспечивает эксцентричное крепление прибора по отношению к обсадной трубе.

18. Система контроля скважины по п. 17, в которой прибор или устройство связи содержит блок (18) питания для питания датчика.

19. Система контроля скважины по п. 17 или 18, в которой блок питания и датчик содержат индуктивную связь (19, 20) для подачи питания от прибора к датчику индукцией.

20. Система контроля скважины по п. 19, в которой индуктивную связь используют для передачи данных от датчика к прибору.

21. Система контроля скважины по любому из пп. 1-10, 14, 16-18 или 20, в которой датчик содержит процессор (21) для преобразования измеренных значений сигнала, сопротивления или проводимости в данные и/или для хранения, и/или передачи данных, и/или сохранения представления данных.

22. Система контроля скважины по любому из пп. 2-10, 14, 16-18 или 20, в которой сигналы формируют акустические излучатели.

23. Система контроля скважины по любому из пп. 1-10, 14, 16-18 или 20, в которой система содержит несколько устройств связи, размещенных на заданном расстоянии друг от друга вдоль обсадной колонны до ее верха, расстояние определяется промежутком, в пределах которого два устройства способны поддерживать беспроводную связь между собой.

24. Система контроля скважины по любому из пп. 1-10, 14, 16-18 или 20, в которой система содержит несколько датчиков с беспроводными средствами связи, размещенными на заданном расстоянии между ними вдоль обсадной колонны до ее верха, расстояние определяется промежутком, в пределах которого два устройства способны поддерживать беспроводную связь между собой.

25. Система контроля скважины по любому из пп. 1-10, 14, 16-18 или 20, в которой система содержит ударное устройство (51), установленное на поверхности или на морском дне для подачи акустических волн в пласт.

26. Система контроля скважины по любому из пп. 2-10, 14, 16-18 или 20, в которой сигнал является низкочастотным акустическим или звуковым сигналом в диапазоне частот 1 Гц - 100 кГц, предпочтительно 10-50 кГц, еще лучше 15-35 кГц.

27. Скважинный прибор для считывания данных датчиков в системе контроля скважины по любому из пп. 1-26, причем прибор содержит приводные средства, например, колеса для перемещения прибора по обсадной колонне и устройство связи по любому из пп. 14-26.

28. Способ установки системы по любому из пп. 1-26, включающий в себя шаги:

обеспечение ряда углублений на некотором расстоянии друг от друга в обсадной колонне в скважине, и

размещение датчиков в углублениях в стенке обсадной колонны в системе контроля скважины по любому из пп. 1-26.

29. Способ по п. 28, дополнительно включающий в себя шаги:

установку прибора в скважине снаружи датчика для передачи данных с информацией о состоянии нефтеносного и газоносного пласта от датчика прибору,

подача питания от прибора датчику,

передача сигнала с помощью передатчика или подача тока от первого электрода,

прием сигнала приемником или прием тока вторым электродом,

преобразование сигнала или тока в данные, и

передача данных от датчика прибору.

30. Способ оптимизации добычи, содержащий шаги:

передача первого сигнала с помощью первого передатчика в датчиках в системе контроля скважины по любому из пп. 1-26,

прием первого сигнала несколькими приемниками,

преобразование первого сигнала в данные,

передача данных от датчика соседнему датчику и устройствам связи по всей длине до поверхности,

передача второго сигнала в заданный интервал времени, отсчитываемый от передачи первого сигнала, с помощью второго передатчика в датчиках,

прием второго сигнала несколькими приемниками,

преобразование второго сигнала в данные, и

передача данных от датчика соседнему датчику и устройствам связи по всей длине до поверхности.

31. Способ оптимизации добычи по п. 30, дополнительно включающий в себя шаги:

возбуждение пласта посылаемыми в пласт акустическими волнами одновременно несколькими датчиками для увеличения добычи смеси жидкотекучей среды в скважине,

измерение импульса возбуждения пласта при передаче сигнала одним передатчиком в датчиках,

прием сигнала несколькими приемниками,

преобразование сигнала в данные,

передача данных от датчика соседнему датчику и устройствам связи по всей длине до поверхности.

32. Способ оптимизации добычи по п. 30 или 31, дополнительно содержащий шаги опускания скважинного зонда в обсадную колонну и выполнение каротажа для определения содержания газа, нефти и/или воды в жидкотекучей среде в обсадной колонне.

33. Способ оптимизации добычи по п. 30 или 31, дополнительно содержащий шаги сохранения данных, полученных от датчиков нескольких скважин, и обработки данных в трехмерной модели пласта в части содержания газа, нефти и/или воды в пласте.