Патент на изобретение №2169838
|
||||||||||||||||||||||||||
(54) СИСТЕМА КОНТРОЛЯ БУРОВОЙ СКВАЖИНЫ
(57) Реферат: Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для контроля подземных пластов вдоль ствола скважины. Техническим результатом изобретения является обеспечение непрерывного и одновременного считывания информации из одной или из нескольких зон земной формации. Для этого в земной формации буровая скважина образована с обсадной колонной, закрепленной в стволе скважины с помощью слоя цемента между обсадной колонной и стенкой ствола скважины. При этом информация о характеристике земной формации может быть передана через, по меньшей мере, часть толщины цементного слоя. Система содержит, по меньшей мере, один датчик для измерения характеристики. Каждый датчик прикреплен к обсадной колонне и включает чувствительное средство, проходящее в слой цемента, и средство для передачи сигналов от датчика к отдельному наземному устройству. В качестве датчика используется датчик давления, содержащий преобразователь давления. Последний включает диафрагму, соединенный с ней патрубок и набивку из силиконовой смазки в патрубке. Чувствительное средство датчика давления содержит щуп, включающий шланг из проволочной сетки, закрытый на одном конце, а другим концом соединенный с патрубком. Внутри шланга расположена гравийная набивка. В патрубке между набивкой из силиконовой смазки и гравийной набивкой шланга расположена фритта. 9 з.п. ф-лы, 11 ил. Настоящее изобретение относится к способу и системе для контроля подземных пластов, пересекаемых стволом скважины. В предпочтительном варианте осуществления настоящее изобретение относится к способу и системе для одновременного контроля многочисленных зон свиты пластов вдоль ствола скважины. Надежная и текущая информация, относящаяся к зонам свиты пластов, может помочь при заканчивании скважин, организации работ на пластовом резервуаре и выполнении операций добычи вторичными способами. В таких случаях ствол скважины пробуривают с пересечением многочисленных зон свиты пластов. В одной или в нескольких пересекаемых зонах могут иметься слои с промышленными запасами, которые можно извлечь. Однако прочие зоны также могут представлять интерес при организации работ на буровой скважине. Известна система для проведения сейсмических измерений, в которой ряд сейсмических датчиков расположен вдоль внешней поверхности обсадной колонны, зацементированной в стволе скважины (см. US 4775009 А, кл. E 21 В 49/00, 04.10.1988). Известен способ установки измерительных приборов в отдельных водоносных пластах посредством бурения ствола скважины сквозь водоносные пласты и заливки цементным раствором приборов в стволе скважины (см. US 4548266 А, кл. E 21 В 49/00, 22.10.1985). Известен способ измерения гидростатического давления в земной формации с использованием обсадной колонны, зацементированной в стволе скважины, при этом обсадная колонна имеет радиальные отверстия и снабжена мембранами, расположенными вдоль ее внутренней стенки (см. US 4662442 А, кл. E 21 В 49/00, 05.05.1987). Коммерческие организации поставляют “систему многократного испытания пластов”, в которой имеется спускаемый в скважину на тросе инструмент, по мере увеличения которого происходит неоднократный забор данных. Таким образом, получают данные из различных зон, однако получение информации по существу происходит не одновременно, а в какие-то дискретные моменты времени. Задачей изобретения является обеспечение непрерывного и одновременно считывания информации из одной или из нескольких зон земной формации. Поставленная задача достигается тем, что в системе контроля характеристики земной формации ствол скважины образован с обсадной колонной, закрепленной в стволе скважины с помощью слоя цемента между обсадной колонной и стенкой ствола скважины, при этом указанная характеристика может быть передана через, по меньшей мере, часть толщины цементного слоя, содержащая, по меньшей мере, один датчик для изменения указанной характеристики, при этом каждый датчик прикреплен к обсадной колонне и включает в себя чувствительное средство, проходящее в слой цемента, и средство для передачи сигналов, представляющих указанную характеристику, от датчика к отдельному наземному устройству, по меньшей мере, один датчик включает датчик давления для измерения пластового давления, при этом каждый датчик давления содержит преобразователь давления, включающий диафрагму, патрубок, ведущий к диафрагме, и набивку из силиконовой смазки в патрубке, находящемся в связи с диафрагмой, где чувствительное средство датчика давления содержит щуп давления в заколонном пространстве, включающий проницаемый шланг из проволочной сетки, который закрыт на одном конце, а другим концом соединен с патрубком, гравийную набивку, расположенную внутри шланга из проволочной сетки, и фритту, расположенную в патрубке между набивкой из силиконовой смазки и гравийной набивкой. Предпочтительно, система содержит ряд датчиков, разнесенных вдоль обсадной колонны. Предпочтительно, указанное средство для передачи сигналов содержит линию связи, проходящую вдоль обсадной колонны к указанному наземному устройству, при этом каждый датчик соединен с линией связи с обеспечением передачи данных. При этом каждый датчик может быть соединен с линией связи с обеспечением передачи данных посредством гибкого проводника. Целесообразно каждый датчик заключать в корпус датчика. Также каждый датчик может быть защищен защитным устройством. При этом каждое защитное устройство содержит кольцо, надежно закрепленное вокруг обсадной колонны, и пару направленных вдоль оси пластин, вытянутых из кольца таким образом, чтобы вместить корпус датчика, принадлежащий датчику. Предпочтительно система дополнительно может содержать ряд вытянутых в радиальном направлении, ориентированных, по существу, вдоль оси центрирующих пластин, выступающих из кольца. Для контроля многочисленных зон система содержит ряд датчиков давления, разнесенных вдоль обсадной колонны, в которой чувствительные средства ряда датчиков разнесены на такое расстояние вдоль ствола скважины, что датчики являются относительно нечувствительными к осевой передаче давления через цемент по сравнению с радиальной передачей давления от ствола скважины к чувствительным средствам. Чтобы уменьшить осевую диффузию давления в цементе, коэффициент гидравлической диффузии цемента и разнесение чувствительных средств целесообразно согласовывать таким образом, чтобы временной масштаб для связи по давлению от пласта к чувствительным средствам был меньше по сравнению с временным масштабом для связи между соседними чувствительными средствами. Осевая диффузия давления дополнительно снижается, если коэффициент гидравлической диффузии цемента меньше, чем коэффициент гидравлической диффузии пласта. Краткое вышеприведенное описание, а также дополнительные преимущества настоящего изобретения станут более понятными при обращении к следующему подробному описанию предпочтительных вариантов осуществления совместно с рассмотрением сопровождающих чертежей, на которых фиг.1 – вид сбоку в вертикальном разрезе распределенной системы контроля давления в соответствии с настоящим изобретением; фиг.2 – перспективное изображение одного датчика давления, прикрепленного к обсадной колонне; фиг. 3 – вид по оси в поперечном разрезе, сделанном по линии 3-3 на фиг. 2, датчика давления из фиг.2, фиг. 4 – поперечный разрез, сделанный вдоль линии 4-4 на фиг.3, датчика давления из фиг.3; фиг. 5 – вид сбоку, отражающий процесс установки распределенной системы контроля давления; фиг.6 – график, отражающий данные, которые собраны при контроле многочисленных зон во время последовательного выполнения операций цементирования скважины; фиг. 7- график, отражающий данные, которые собраны при контроле многочисленных зон во время операций цементирования скважины, применительно к буровой скважине, для которой была предсказана необходимость ремонта; фиг. 8 – график, отражающий данные по падению давления в зависимости от времени; фиг. 9 – график, отражающий результаты моделирования распространения давления для конкретной буровой скважины как функции изменения давления, времени и проницаемости цемента; фиг. 10 – график, отражающий результаты моделирования характеристики давления как функции времени, расстояния и проницаемости для случая передачи давления от отдельной зоны к соседнему датчику; и фиг. 11 – график, отражающий результаты моделирования характеристики давления как функции времени, расстояния и проницаемости для случая передачи давления через цемент между датчиками давления. Распределенная система 10 контроля, показанная на фиг. 1, установлена на внешней стороне обсадной колонны 12. Обсадная колонна 12 проходит внутри ствола 14 скважины, который на показанном промежутке пересекает ряд зон 16A – 16E. Линия 18 связи проходит на всем протяжении обсадной колонны и ответвляется к датчикам 20 на гибких проводниках 22. Датчики установлены на обсадной колонне в защитных устройствах 24, которые защищают как датчики, так и линию связи, во время установки оборудования. Датчики, в данном случае датчики 20 давления, снабжены щупами 26 давления в заколонном пространстве. Цемент 28 заполняет кольцевое пространство между стенкой ствола скважины и обсадной колонной. Защитное устройство 24 представляет собой модифицированный центратор, закрепленный на обсадной колонне 12. На фиг.2 показан датчик 20 давления, установленный и закрепленный между соседними пластинами 30 защитного устройства 24. Защитное устройство 24 также содержит центрирующие пластины. Линия связи прикреплена к обсадной колонне 12 с помощью скоб или хомутов 32 и также защищена от соприкосновения со стенкой ствола скважины, когда обсадную колонну 12 опускают на месте залегания (см. также фиг.3). Связь может осуществляться по телеметрическому каналу или непосредственно по линии 18 связи в соответствии с требованиями к датчикам и к передаче данных. Специалистам в данной области техники понятно, что для настоящего изобретения необходимы самые разнообразные датчики. К числу потенциально применимых относятся датчики давления, температуры и состава текучей среды. Если развертывается линия 18 связи, то она может быть многопроводной или в виде многожильного кабеля, связывающего некоторое количество дискретных проводов. Альтернативно, можно использовать пучок оптических волокон. В некоторых вариантах осуществления линию 18 связи даже можно образовать, например, с помощью пучка капиллярных трубок, чтобы передать давление непосредственно от входного элемента датчика в виде открытого конца трубы с поверхностью раздела текучей среды, связанной с наземным чувствительным элементом посредством инертной текучей среды в капиллярной трубке. В других случаях применения может быть желательным контроль состава текучей среды с помощью инфракрасного датчика, чтобы обнаружить нефть, газ и воду, образующие подвижные пластовые текучие среды. Однако с целью иллюстрации вариант осуществления изобретения раскрыт применительно к контролю давления и, что необязательно, температуры. Эти два параметра традиционно представляют большой интерес при контроле продуктивного пласта. В этом варианте осуществления линия 18 связи образована многожильным кабелем 18A, при этом каждым гибким проводником 22 соединяется один из датчиков с отдельным проводом внутри кабеля. На фиг. 4 схематически показан поперечный разрез датчика 20. Здесь внутри корпуса 34 датчика 20 содержатся преобразователь 20A давления и датчик 20B температуры. От преобразователя давления и датчика температуры сигналы на поверхность передаются по гибкому проводнику 22 и многожильному кабелю 18A. Пластовое давление передается к преобразователю 20A давления от щупа 26 давления в заколонном пространстве в виде шланга 36 из проволочной сетки, изготовленной из нержавеющей стали, который набит гравием 38, при этом щуп 26 давления находится в связи с преобразователем 20A давления посредством патрубка 39. Фритта 40 отделяет щуп 26 от преобразователя 20A давления, при этом фритта обеспечивает возможность передачи пластового давления и воздействия его на набивку 42 из силиконовой смазки в патрубке 39, а посредством этого – воздействия на диафрагму 44 преобразователя давления. Однако фритта также является средством при отделении давления вышележащей толщи от пластового давления. На фиг. 5 показан процесс установки распределенной системы контроля давления. Многожильный кабель 18A поступает для перемотки при установке. В показанном варианте осуществления он сматывается совместно с пробками 46 для текучей среды, гибкими проводниками 22 и ремонтными втулками 48, размещенными в заданных положениях с обеспечением возможности соединения при установке с датчиками на всем протяжении обсадной колонны. Пробки для текучей среды представляют собой отрезки труб, образующих непроницаемые уплотнения вокруг кабеля. Эти отрезки труб хорошо сцепляются с цементом и предотвращают движение текучей среды между датчиками 20 вдоль линии 18 связи. Ремонтные втулки обеспечивают возможность восстановления кабеля, поврежденного при обращении. В этом случае трещину заполняют смолой, а втулку продвигают к месту ее положения и зажимают и/или приклеивают на нужном месте с целью обеспечения уплотнения. Смотанный кабель подают с помощью блока 50, при этом кабель 18A закрепляют в нужных местах относительно обсадной колонны 12 посредством скоб или хомутов 32. Датчик 20 размещают внутри защитного устройства 24 и соединяют с кабелем 18A посредством гибкого проводника 22, который отводят от смотанного кабеля и подключают к датчику. К обсадной колонне 12 добавляют еще одно звено, а предыдущую секцию обсадной колонны с закрепленной распределенной системой 10 контроля давления продвигают через клиновые захваты, в то время как систему контроля прикрепляют к следующему отрезку обсадной трубы, и т. д. После того как обсадная колонна установлена, ее цементируют на месте, см. фиг. 1. Выбор цемента 28 важен для конструкции в целом. Контролируемый коэффициент диффузии должен быть больше для пласта, чем для выбранного цемента. Коэффициент  гидравлической диффузии представляет собой меру, относящуюся к переносу текучей среды и давления, и определяется следующим образом: где для цемента: проницаемость – это проницаемость цемента, пористость – это пористость цемента, вязкость – это вязкость воды, закаченной в цемент, и сжимаемость – это сжимаемость системы, включающей в себя цемент и текучие среды, закаченные в него. В противоположность этому тепловой перенос является функцией теплопроводности, а также движения текучей среды. Разнесение по оси в смежных зонах должно выбираться таким образом, чтобы передача в радиальном направлении от стенки ствола буровой скважины значительно превышала передачу в осевом направлении вдоль ствола скважины между соседними датчиками. Как установлено различными путями и подтверждено результатами измерений давления, передачи текучей среды и давления являются функциями времени, коэффициента диффузии и расстояния, при этом связь между ними может быть весьма приближенно выражена с помощью следующего уравнения:  где d – расстояние, – коэффициент диффузии, t – время, C1 – постоянная.
Прилагая это основное соотношение к геометрической форме ствола скважины, максимальное расстояние от пласта (от стенки ствола скважины) до датчика можно выразить в следующем виде: где r – радиальное расстояние между датчиком и стенкой ствола скважины, – коэффициент диффузии цемента, t – время, C1 – постоянная. Минимальное расстояние между соседними датчиками, которое обуславливает влияние давления от отдельной зоны, переносимого в другую зону, может быть выражено в следующем виде: где l – расстояние вдоль оси между соседними датчиками, – коэффициент диффузии цемента, t – время, C2 – постоянная. С учетом того, что это соотношение имеет нелинейный характер, можно видеть, что давление легче передается на короткие расстояния, например, между пластом и ближайшим датчиком, чем на средние расстояния, которые разделяют соседние датчики. Это обеспечивают возможность отделения, в значительной степени, данных от соседних пластовых зон, пересекаемых стволом скважины вместе с соответствующими датчиками давления. Ствол скважины заполняют цементом, выбранным из условия получения меньшего коэффициента гидравлической диффузии, чем коэффициент гидравлической диффузии пласта, а щупы давления размещают таким образом, чтобы при цементировании они находились в непосредственной близости к стенке ствола буровой скважины на протяжении, по меньшей мере, почти всей длины щупа давления. Тем не менее соседние датчики давления разнесены в осевом направлении вдоль ствола скважины таким образом, что расстояние между датчиками давления делает датчики относительно нечувствительными к передаче давления вдоль оси по сравнению с передачей давления в радиальном направлении от ствола скважины к щупу давления.
Цемент для работ по бурению и заканчиванию скважин обычно изготавливают из следующих составляющих: из цемента класса G, понизителя трения цементного раствора, смеси гидроксидов металлов, силиката натрия, летучей золы, кварцевой муки, кварцевого песка, белой сажи, сферолита и бентонитового геля. При наличии этого ряда составляющих и определении их характеристик из имеющейся документации выбор подходящего цемента для конкретного применения может включать в себя выполнение тестовой программы относительно времени, температуры, проницаемости и прочности на сжатие.
Выбор цемента и размещение датчиков можно более полно пояснить посредством примера проектирования распределенной системы контроля давления для определенной буровой скважины.
Иллюстративный пример проектированияГрафики на фигурах 9-11 отражают расчетные параметры, полученные при выполнении моделирования для определенной буровой скважины. На каждой из фигур 9-11 кривые а, b, с, d, e относятся к проницаемости цемента 10-6, 10-5, 10-4, 10-3 и 10-2 мкм2 соответственно. На фиг. 9 показана зависимость для переноса давления через цемент в виде функции изменения давления (Р) в процентах, времени (t) и проницаемости цемента (в предположении, что благодаря выбранному цементу пористость и сжимаемость поддерживаются, по существу, постоянными). Далее, при соблюдении этих ограничений на фиг. 10 представлены данные моделирования для диапазона проницаемости цемента, времени (в днях) и расстояния (dc) внутрь цемента, основанные на расчетном критерии, при котором пластовое давление в количестве 98% будет наблюдаться на датчике давления. Область А указывает, как близко к пласту должен находиться датчик, чтобы реагировать соответствующим образом. Затем, на фиг. 11 представлены данные моделирования диапазона проницаемости цемента, времени (в годах), а область В указывает расстояние между преобразователями на основе расчетного критерия, при котором давление в количестве не более чем 5% давления на датчике в одной зоне переносится через цемент и достигает датчика во второй отдельной зоне, внося погрешность в измерения пластовых условий во второй зоне. Оптимальное расстояние (1) между датчиками определяют после выбора проницаемости цемента. Выбранная проницаемость должна обеспечивать небольшую постоянную времени датчика (по сравнению с продолжительностью процесса для хорошо управляемых технологий, используемых на практике) и в то же самое время минимизацию погрешности воздействия давления вследствие связи через цемент между датчиками. В этом примере при проницаемости цемента более чем 10-6 мкм2 обеспечивается постоянная времени менее 10 дней для толщины (r) цемента 1,27 см, а при проницаемости цемента менее чем 3  10-5 мкм2 обеспечивается возможность разнесения (1) датчиков на 15 м с поддержанием изоляции (в пределах погрешности, равной 5%) в течение более чем одного года. Для удовлетворения этим двум критериям выбрана рецептура цемента с проницаемостью 10-5 мкм2.
Значение щупа давления как средства для контроля (г) очевидно для такой системы, например при установке датчиков на обсадной колонне диаметром 12,7 см внутри ствола скважины диаметром 0,3 м. Щуп давления обеспечивает эффективный канал давления, который находится по соседству с пластом и не подвержен воздействию каких-либо незначительных, весьма локализованных изменений в цементирующей смеси.
На фиг. 8 представлен градиент давления в буровой скважине как функция давления, глубины и времени в виде, особенно полезном для организации работ на пластовом резервуаре. Здесь показано, что давление в отдельных нижних зонах падает с течением времени. Избыточное давление в какой-либо определенной зоне может привести к уплотнению пласта, что может вызвать разрушение обсадной колонны. Поэтому посредством использования ряда датчиков обеспечивается предупреждение об истощении пластового давления, при котором замедляется добыча нефти и может возникнуть отказ буровой скважины. Своевременное обращение к этим данным позволяет изменить режим выкачивания и/или выполнить операции по добыче нефти вторичными способами, чтобы защитить буровую скважину и максимизировать эффективность добычи.
На фигурах 6 и 7 отражен случай применения распределенной системы 10 контроля давления для контроля цементного изделия, обеспечивающего уплотнение обсадной колонны. Обсадную колонну вместе с распределенной системой контроля устанавливают в месте залегания. Буровой раствор, стабилизирующий свиту пластов и регулирующий работу скважины, имеет плотность, указанную на графике областью 100. Буровой раствор вытесняют порцией вода/поверхностно-активное вещество, что проявляется в резком падении 102 плотности, а вслед за этим производят накачивание цемента к нижней части обсадной колонны с подъемом в кольцевом пространстве ствола скважины, что проявляется в резком возрастании 104 плотности. После того как цементный столб оказывается расположенным на нужном месте, цемент начинает схватываться. Этот процесс начинается со скоростью изменения, показанной кривой 106 с положительной асимметрией, и он проявляется как потеря плотности по мере стабилизации твердой фазы. Однако при преобразовании цемента эта скорость изменения следует по кривой 108 с отрицательной асимметрией, поскольку мицеллы схватываются, а масса цементного столба начинает передаваться к стенке ствола скважины и к обсадной колонне, см. фиг. 1. Вернемся к фигурам 6 и 7, из которых видно, что максимальное пластовое давление 110 может быть достигнуто при протекании процесса или может наблюдаться после того, как цемент полностью схватывается, а пластовое давление переносится через цемент к датчикам давления. Основное различие между показанным на фигурах 6 и 7 заключается в том, что преобразование цемента согласно фиг. 6 осуществляется при давлении выше максимального пластового давления. То есть цемент приобретает структурную целостность до того, как он перегружается пластовым давлением, приводящим к разрушению цементного изделия, что дает возможность образования кольцевого течения газа. В противоположность этому в соответствии с фиг. 7 такое разрушение предсказывается, и необходима ремонтная операция в виде “операции нагнетания”, во время которой цемент закачивают по пути кольцевого течения газа. Имея одновременный доступ к этим данным, можно не только предсказать, когда необходима ремонтная операция, но обеспечить возможность создания следующих цементных изделий на месторождении, чтобы лучше удовлетворить пластовым условиям.
Предшествующее описание является только иллюстрацией некоторых вариантов осуществления настоящего изобретения, при этом многие варианты изложены во время ранее сделанного обсуждения. Кроме того, другие модификации, изменения и замены подразумеваются находящимися в предшествующем раскрытии, а в некоторых отдельных случаях некоторые признаки могут быть введены без соответствующего использования других признаков. Поэтому в соответствии с этим приложенная формула изобретения изложена широко и до известной степени согласована с объемом изобретения в том виде, как он определен в приложенной формуле изобретения.
Формула изобретения
РИСУНКИ
|
||||||||||||||||||||||||||
