Сейсмический анализ с использованием электрического погружного насоса в качестве источника сейсмических сигналов

Предложенная группа изобретений относится к сбору сейсмических данных с использованием электрической погружной насосной установки в скважине, в которой получают скважинный флюид. Предложенный способ сбора сейсмических данных, заключающийся в том, что размещают в скважине электрическую погружную насосную установку, подают электропитание на насосную установку и получают скважинный флюид, через выбранные промежутки времени осуществляют колебательное изменение частоты вращения насосной установки в выбранном диапазоне, за счет чего направляют в пласт сейсмические волны с переменными частотами. Кроме того, в рамках предложенного изобретения можно использовать схему испытаний с двумя насосными установками, причем сейсмический датчик размещен вместе со второй насосной установкой. Технический результат, достигаемый от осуществления группы изобретений, выражается в обеспечение сейсмических исследований без использования дополнительного оборудования для проведения указанных исследований. 3 н. и 14 з.п. ф-лы, 2 ил.

 

Приоритет настоящей заявки основан на предварительной заявке SN 60/675961, поданной 29 апреля 2005 г.

Область техники, к которой относится изобретение

Настоящее изобретение в целом относится к сейсмическому анализу толщ горных пород, более точно к ведению сейсмической разведки между двумя скважинами с использованием электрического погружного (скважинного) насоса в качестве источника сейсмических сигналов.

Уровень техники

Сейсмический мониторинг продуктивных пластов является способом слежения за движением пластовых флюидов, таких как флюиды в нефтяных или газовых пластах-коллекторах. Сейсмический мониторинг продуктивных пластов предусматривает периодическое проведение сейсмических исследований в одном пункте. Затем осуществляют сравнение результатов этих исследований, при этом на основании различий между результатами последовательных исследований может быть определено, какие изменения произошли в пласте.

Для лучшей разработки пласта важно понимать, как с течением времени меняется распределение флюида. Понимание того, как движется флюид под действием добычи и нагнетания, позволяет оптимизировать разработку пласта. Например, сейсмический мониторинг продуктивных пластов позволяет обнаруживать целики нефти в пласте.

Распространенным способом прогнозирования движения пластовых флюидов является моделирование пласта-коллектора методом компьютерного моделирования. Данные, получаемые путем сейсмического мониторинга продуктивных пластов, могут применяться для улучшения этих моделей путем сравнения компьютерного прогноза с результатами сейсмических исследований. Затем модели могут быть скорректированы, чтобы они более точно походили на зарегистрированные результаты сейсмических исследований, а будущие прогнозы на основе моделирования оказывались более точными.

Методика межскважинной сейсморазведки предусматривает передачу сейсмических волн между парами скважин. Согласно этой методике в одной скважине находится источник сейсмических сигналов, а в другой скважине находится аппаратура обнаружения.

Независимо от того, находится ли аппаратура обнаружения на поверхности или в другой скважине, источником сейсмических сигналов обычно является независимая единица оборудования, способная генерировать акустический импульс или вибрировать с целью генерации сигнала, который будет обнаружен приемниками во второй скважине или приемниками на поверхности.

Процесс сейсмического мониторинга продуктивных пластов может быть дорогостоящим с точки зрения потребности оборудования для проведения сейсмических исследований, а также с точки зрения потенциального перерыва в добыче во время развертывания оборудования и проведения исследований. Высокая стоимость извлечения оборудования из одной или нескольких скважин, необходимость доставки специализированного оборудования на место расположения скважины и недоступность источников сейсмических сигналов переменной частоты в стволе скважины означает, что в настоящее время сейсмический мониторинг продуктивных пластов не является экономически целесообразным во многих пластах.

Таким образом, существует потребность в способе сейсмического мониторинга продуктивных пластов, в котором снижены эти затраты, а исследования могут проводиться с более высокой частотой и регулярностью.

Краткое изложение сущности изобретения

В вариантах осуществления настоящего изобретения предложен способ сейсмического мониторинга продуктивных пластов, в котором используют часть оборудования, уже находящегося в скважине, и не прерывают добычу. В настоящем изобретении в качестве источника сейсмических сигналов используют электрический погружной насос, вращаемый приводом с регулируемой скоростью. Путем колебательного изменения (качания) частоты привода может быть создано семейство основных частот и гармоник, которые могут быть зарегистрированы и обработаны. Модули датчиков, расположенные в другой скважине или на поверхности, обнаруживают вибрации или сейсмические волны.

Данным способом может быть проведено сейсмическое исследование с очень незначительным вмешательством в эксплуатацию скважины. Исследование может проводиться через заданные промежутки времени, при этом данные регистрируют и сравнивают с предыдущими исследованиями с целью анализа воздействия производственной деятельности за истекшее время.

Краткое описание чертежей

Помимо некоторых из указанных выше задач и преимуществ настоящего изобретения, его остальные задачи и преимущества станут очевидными из следующего далее описания со ссылкой на приложенные чертежи, на которых:

на фиг.1 схематически показаны две соседние скважины, имеющие систему сейсмических пластовых исследований,

на фиг.2 схематически показаны некоторые из сейсмических компонентов второй скважины, показанной на фиг.1.

Подробное описание предпочтительных вариантов осуществления

На фиг.1 показана обычная скважина 11 с обсадной колонной 13, зацементированной в скважину. Обсадная колонна 13 имеет перфорации 15 для поступления пластового флюида в скважину. На поверхности находится устьевое оборудование 17 для управления потоком флюида из скважины. В данном примере к устьевому оборудованию 17 подвешена насосно-компрессорная колонна 19, которая проходит в скважину внутри обсадной колонны 13.

К колонне 19 подвешена электрическая погружная насосная установка 20. Электрическая погружная насосная установка 20 включает в себя ротационный насос 21, который предпочтительно представляет собой центробежный насос с множеством ступеней крыльчаток и диффузоров. В качестве альтернативы, насос 21 может представлять собой ротационный насос других типов, такой как вращательно-поступательный насос. Во вращательно-поступательном насосе используют винтовой ротор, который вращается внутри винтовой полости гибкого статора. Насос 21 имеет всасывающее отверстие 23 для скважинного флюида, поступающего через перфорации 15.

Вращение насоса 21 обеспечивает забойный электродвигатель 25. Двигатель 25 соединен с насосом 21 через гидрозащиту 27. Гидрозащита 27 снижает градиент внутреннего давления смазки в двигателе 25 и наружного гидростатического давления в скважине 11. Для подачи питания в двигатель 25 используют силовой кабель 29, который проходит с поверхности.

На поверхности находится привод 31 с регулируемой скоростью (частотой вращения) для подачи питания в двигатель 25 по силовому кабелю 29. Двигатель 25 предпочтительно представляет собой электродвигатель с питанием от трехфазного переменного тока. Привод 31 с регулируемой частотой вращения подает переменную частоту на двигатель 25 с целью регулирования частоты его вращения. Обычно привод 31 с регулируемой частотой вращения обеспечивает частоту вращения двигателя 25 в пределах от около ноля до около 3600 оборотов в минуту.

На обычном расстоянии от первой скважины 11 находится вторая скважина 33. Расстояние зависит от месторождения, но обычно составляет от 2000 до 3000 футов. Вторая скважина 33 также имеет обсадную колонну 35 и перфорации 37, по-видимому, но необязательно в той же толще пород или пласте, что и перфорации 15. Кроме того, вторая скважина 33 необязательно имеет такую же глубину, что и первая скважина 11.

Во второй скважине предпочтительно находится электрическая погружная насосная установка 39. Установка 39 включает насос 41, который может представлять собой насос того же типа, что и насос 21, и двигатель 43, который может представлять собой двигатель того же типа, что и двигатель 25. Электрическая погружная насосная установка 39 подвешена к насосно-компрессорной колонне 45, которая в свою очередь подвешена к устьевому оборудованию 47, находящемуся на поверхности. Находящийся на поверхности источник 49 питания подает электроэнергию в двигатель 43. Источником 49 питания может являться привод с регулируемой частотой вращения, такой как привод 31 с регулируемой частотой вращения или источник с постоянной частотой, такой как источник питания от сети общего пользования. Источник 49 питания подает энергию в двигатель 43 по силовому кабелю 51.

В данном варианте осуществления на нижнем конце электродвигателя 43 установлен модуль 53 датчиков. Модуль 53 датчиков имеет по меньшей мере один датчик, который определяет по меньшей мере один параметр в скважине 33 и, реагируя на него, осуществляет наложение сигналов на силовой кабель 51 или в отдельный кабель данных. Расположенное на поверхности информационное табло 55 обнаруживает параметр, определенный модулем 53 датчиков, и обеспечивает его считывание и регистрацию.

Как показано на фиг.2, модуль 53 датчиков включает сейсмический датчик или геофон 57. Модуль 53 датчиков также может необязательно включать обычный датчик 59 давления и датчик 61 температуры, но эти датчики не являются необходимыми для настоящего изобретения. Сейсмический датчик 57 обнаруживает вибрации или сейсмические волны, поступающие через толщу пород от первой электрической погружной насосной установки 20 в первой скважине 11. Сейсмический датчик 57 также обнаруживает вибрации, генерируемые второй электрической погружной насосной установкой 39 во время ее работы, которые могут быть отфильтрованы с целью выделения вибраций, источником которых является первая электрическая погружная насосная установка 20.

Сейсмический датчик 57, датчик 59 давления и датчик 61 температуры соединены с кодирующим устройством 63, которое обычным способом кодирует сигналы для передачи по силовому кабелю 51. Это может быть ограниченная временная выборка, такая как 10 секунд, в частотной области, взаимно-коррелированная с собственным шумом насоса и двигателя. В данном варианте осуществления обмотки двигателя 43 скомпонованы в виде "Y", а модуль 53 датчиков имеет отвод, ведущий в центральный узел двигателя 43. Сигналы известными способами накладывают на трехфазный ток, подаваемый по силовому кабелю 51 источником питания 49. Расположенное на поверхности информационное табло 55 имеет декодирующую схему 67, которая обычным способом декодирует сигналы данных, наложенные на силовой кабель 51. Из декодера 67 информация необязательно поступает в считывающее и регистрирующее устройство 69. При желании может быть предусмотрено передающее устройство для передачи информации по телефонным линиям или через спутник.

В процессе работы привод 31 с регулируемой частотой вращения подает питание в двигатель 25. Двигатель 25 приводит в действие насос 21, в результате чего скважинный флюид поступает во всасывающее отверстие 23 и из насоса 21 на поверхность по колонне 19. Аналогичным образом, источник 49 питания приводит в действие двигатель 43 во второй скважине 33. Насос 41 подает скважинный флюид на поверхность по колонне 45. Если используются датчики 59 и 61 давления и температуры, эти данные регистрирует информационное табло 55.

При периодическом использовании насоса 21 или двигателя 25 в качестве источника широкополосного шума привод 31 с регулируемой частотой вращения переводят в режим, в котором он осуществляет качание частоты вращения, такое как от ноля до 3600 оборотов в минуту или в каком-либо другом диапазоне. Качание происходит на протяжении выбранного временного интервала, такого как от 10 до 60 секунд. Качание предпочтительно осуществляют автоматически, но это может быть сделано вручную. В результате качания частоты вращения меняется частота вращения двигателя 25. В результате вращения компонентов насоса 21, гидрозащиты 27 и двигателя 25 создается семейство основных частот и гармонических частот, исходящих из первой скважины 11, как обозначено звуковыми волнами 71 на фиг.1. Качание частот вращения передается через толщу пород в виде сейсмических волн с переменными частотами. По меньшей мере некоторые из сейсмических волн улавливаются датчиком 57 в соседней скважине 33. Вторая электрическая погружная насосная установка 39 предпочтительно продолжает работать, но с постоянной скоростью (частотой вращения) во время сейсмического исследования. В качестве альтернативы, если шум второй электрической погружной насосной установки 39 создает чрезмерные помехи для приема сейсмических волн, генерируемых в результате качания частоты вращения первой электрической погружной насосной установки 20, вторая электрическая погружная насосная установка 39 может быть остановлена. Сигналы сейсмического датчика 57 по силовому кабелю 51 поступают на информационное табло 55, которое может обрабатывать и регистрировать эти сигналы.

Обработка может осуществляться на месте или данные могут по каналу связи поступать в находящийся в удаленном пункте центральный компьютер, где их обрабатывают, регистрируют и необязательно отображают в реальном времени. Описанные сейсмические исследования могут проводиться один раз в сутки, один раз в неделю или через любой другой желаемый промежуток. Сигналы, обнаруживаемые сейсмическим датчиком 57, с течением времени меняются по мере изменения толщи пород между скважинами 11 и 33. Наступление воды или изменение газоносности приводит к изменению сейсмического сигнала. Данные сейсмических исследований за прошлый период позволяют оператору анализировать воздействие на пласт производственной деятельности за истекшее время.

На чертежах и в описании раскрыты стандартные предпочтительные варианты осуществления изобретения, и несмотря на конкретные описанные условия, они имеют универсальный и описательный, а не ограничивающий характер. Изобретение достаточно подробно описано с конкретными ссылками на различные варианты осуществления. Вместе с тем, ясно, что в него могут быть внесены различные усовершенствования и изменения, не выходящие за объем и сущность описанного выше изобретения, охарактеризованного в следующей далее формуле изобретения.

1. Способ сбора сейсмических данных, в ходе осуществления которого
а) размещают в скважине электрическую погружную насосную установку,
б) подают электропитание на насосную установку и получают скважинный флюид,
в) через выбранные промежутки времени осуществляют колебательное изменение частоты вращения насосной установки в выбранном диапазоне, за счет чего направляют в пласт сейсмические волны с переменными частотами, и
г) с помощью сейсмического датчика обнаруживают сейсмические волны.

2. Способ по п.1, в котором на стадии (б) подают трехфазное электропитание и на стадии (в) осуществляют качание частоты трехфазного питания, подаваемого на насосную установку.

3. Способ по п.1, в котором стадии (б), (в) и (г) осуществляют одновременно.

4. Способ по п.1, в котором сейсмический датчик соединен со второй электрической погружной насосной установкой, при этом вторую электрическую погружную насосную установку и сейсмический датчик спускают во вторую скважину.

5. Способ по п.4, в котором подают трехфазное электропитание по силовому кабелю, ведущему ко второй насосной установке, и накладывают сигналы сейсмического датчика на силовой кабель, ведущий ко второй насосной установке.

6. Способ сбора сейсмических данных, в ходе осуществления которого
а) размещают в первой скважине первую электрическую погружную насосную установку,
б) соединяют сейсмический датчик со второй электрической погружной насосной установкой и спускают вторую электрическую погружную насосную установку и сейсмический датчик во вторую скважину,
в) подают электропитание на первую насосную установку и получают скважинный флюид,
г) подают электропитание на вторую насосную установку и получают скважинный флюид,
д) через выбранные промежутки времени осуществляют колебательное изменение частоты вращения первой насосной установки в выбранном диапазоне, за счет чего направляют в пласт сейсмические волны с переменными частотами, и
е) с помощью сейсмического датчика обнаруживают сейсмические волны и в качестве реакции на них передают сигналы на поверхность второй скважины.

7. Способ по п.6, в котором на стадии (в) подают трехфазное электропитание и на стадии (д) осуществляют качание частоты трехфазного питания, подаваемого в первую насосную установку.

8. Способ по п.6, в котором на стадии (г) подают трехфазное электропитание по силовому кабелю, ведущему ко второй насосной установке, и на стадии (е) накладывают сигналы сейсмического датчика на силовой кабель, ведущий ко второй насосной установке.

9. Способ по п.6, в котором стадии (г), (д) и (е) осуществляют одновременно.

10. Способ по п.6, в котором на стадии (г) вторая насосная установка работает с постоянной скоростью.

11. Способ сбора сейсмических данных, в ходе осуществления которого
а) размещают в первой скважине первую электрическую погружную насосную установку,
б) соединяют сейсмический датчик со второй электрической погружной насосной установкой и спускают вторую электрическую погружную насосную установку и сейсмический датчик во вторую скважину,
в) подают электропитание на первую насосную установку с регулируемой скоростью привода и получают скважинный флюид,
г) подают электропитание во вторую насосную установку и получают скважинный флюид,
д) через выбранные промежутки времени переводят привод с регулируемой скоростью в режим, в котором он осуществляет колебательное изменение его частоты в выбранном диапазоне, за счет чего направляют в пласт сейсмические волны с переменными частотами, и
е) с помощью сейсмического датчика обнаруживают сейсмические волны и в качестве реакции на них передают сигналы на поверхность второй скважины.

12. Способ по п.11, в котором на стадии (д) переводят привод с регулируемой скоростью в режим, в котором он автоматически осуществляет колебательное изменение частоты в выбранном диапазоне.

13. Способ по п.11, в котором на стадии (г) подают трехфазное электропитание по силовому кабелю, ведущему ко второй насосной установке, и на стадии (е) накладывают сигналы сейсмического датчика на силовой кабель, ведущий ко второй насосной установке.

14. Способ по п.11, в котором стадии (г), (д) и (е) осуществляют одновременно.

15. Способ по п.11, в котором выбранным диапазоном является диапазон от ноля до 3600 оборотов в минуту.

16. Способ по п.11, в котором колебательное изменение осуществляют в течение выбранного временного промежутка.

17. Способ по п.16, в котором выбранным временным промежутком является промежуток от 10 до 60 с.