Система и способы обнаружения и мониторинга эрозии

Авторы патента:

КРАШ Роберт (US)

ГОМЕС Луиш (BR)

МЭЙСОН Стефен Д. (US)

ОЗЕРЭ Франсуа (US)

ПАРЛАР Мехмет (US)

E21B47/10 - определение места оттока, притока или колебаний жидкости

Владельцы патента RU 2562295:

ШЛЮМБЕРГЕР ТЕКНОЛОДЖИ Б.В. (NL)

Изобретение относится к системе и способу обнаружения и мониторинга эрозии в различных средах, включая окружающую среду нисходящих скважин. Способ, в котором размещают индикаторный элемент в материале скважинного компонента посредством встраивания защитного индикаторного элемента внутрь скважинного компонента, таким образом, что достаточная степень эрозии материала инициирует высвобождение индикаторного элемента. Причем индикаторный элемент встраивают в наполнитель противопесочного фильтра. Обеспечивают работу системы мониторинга воздействия эрозии на индикаторный элемент и, следовательно, для мониторинга эрозии скважинного компонента. Регулируют скорость потока в скважине на основании данных, полученных от системы мониторинга. Система мониторинга расположена таким образом, что обеспечивается ее совместная работа с индикаторным устройством, и определенное воздействие на индикаторное устройство обнаруживается системой мониторинга. Соответствующие выходные данные системы мониторинга, характеризующие степень эрозии, позволяют регулировать интенсивность потока. 3 н. и 15 з.п. ф-лы, 6 ил.

При различных вариантах бурильных работ частицы, находящиеся в потоках флюидов, могут вызвать эрозию различных компонентов нисходящей скважины, такую как эрозия противопесочных фильтров и другого бурового оборудования. Возможность эрозии является одним из факторов для определения соответствующего контроля параметров потока флюида. Для улучшения производительности скважины, из которой осуществляется добыча углеводородов, находящихся ниже противопесочного фильтра, необходимо, например, произвести некоторые расчеты в отношении скорости, при которой извлечение углеводородов может производиться без повреждения фильтрующей среды. Также нужно определять оптимальную интенсивность потока буровой жидкости во избежание эрозии фильтрующей среды или других компонентов оборудования. Вместе с тем, определение требуемой интенсивности потока может быть затруднительным, а оптимальная или требуемая интенсивность потока может меняться во времени.

Вообще, в настоящем изобретении предлагается система и способы обнаружения и мониторинга эрозии, например, в среде нисходящей скважины. Индикаторное устройство располагается в компоненте скважины, так, чтобы заметная эрозия этого компонента, вызванная потоком жидкости, воздействовала на индикаторное устройство. Система мониторинга устанавливается для совместной работы с индикаторным устройством так, чтобы воздействие на него обнаруживалось системой мониторинга. Система мониторинга выдает соответствующие данные, характеризующие степень эрозии, что позволяет регулировать интенсивность потока флюида.

Далее описаны некоторые варианты осуществления настоящего изобретения со ссылками на соответствующие фигуры, на которых одинаковые числа обозначают одинаковые элементы. Однако необходимо понимать, что прилагаемые фигуры иллюстрируют только различные варианты реализации изобретения, описанные в настоящей заявке, и ни в коей степени не ограничивают диапазон различных технологий, описанных в данной заявке, и:

На Фигуре 1 показана схема примера системы буровой скважины, содержащей компонент с индикаторным устройством, в соответствии с одним вариантом осуществления настоящего изобретения, описанного в данной заявке;

На Фигуре 2 показана схема системы эксплуатационной скважины, содержащей индикаторное устройство, в соответствии с одним вариантом осуществления настоящего изобретения, описанного в данной заявке;

На Фигуре 3 показана схема компонента буровой скважины в виде противопесочного фильтра, содержащего индикаторное устройство, в соответствии с одним вариантом осуществления настоящего изобретения, описанного в данной заявке;

На Фигуре 4 показано поперечное сечение по линии 4-4 на Фигуре 3 в соответствии с одним вариантом осуществления настоящего изобретения, описанного в данной заявке;

На Фигуре 5 показана схема компонента или множества компонентов, имеющих множество индикаторных устройств, в соответствии с одним вариантом осуществления настоящего изобретения, описанного в данной заявке; и

На Фигуре 6 показана схема системы закачки буровой жидкости, содержащей индикаторное устройство, в соответствии с одним вариантом осуществления настоящего изобретения, описанного в данной заявке.

В настоящем описании приведено подробное описание, позволяющее понять некоторые иллюстративные варианты осуществления настоящего изобретения, раскрытого в данной заявке. Однако средние специалисты в данной области техники понимают, что данная система и/или способы могут осуществляться на практике и без этой подробной информации, и возможны многочисленные варианты или модификации описанных вариантов осуществления настоящего изобретения.

Настоящее изобретение вообще относится к системе и способам, которые облегчают обнаружение эрозии, вызванной флюидами, например обнаружение эрозии компонента скважины под воздействием на него флюидов, протекающих по скважине. В соответствии с одним вариантом осуществления настоящего изобретения индикаторное устройство установлено в системе регистрации и мониторинга эрозии для обнаружения эрозии с дискретным и/или относительным интервалом размещения по скважине, например с интервалом размещения в эксплуатационной скважине. Эта система и способы также могут использоваться для мониторинга эрозии и обеспечения обратной связи для предотвращения дальнейших существенных убытков. При появлении эрозии, достигающей предопределенной степени, производительность скважины может быть отрегулирована в сторону уменьшения интенсивности; скважина может перекрываться при дискретных интервалах нефтедобычи; добыча нефти из скважины может быть отложена на более позднюю дату после ручного вмешательства в работу буровой скважины; и/или объем и скорость эрозии могут постоянно отслеживаться во времени.

Данные система и способы также могут быть использованы для обнаружения и мониторинга эрозии в вариантах осуществления изобретения на инжекционных скважинах. В зависимости от типа используемого индикаторного устройства, монитор эрозии может располагаться после индикаторного устройства по ходу потока, и телеметрические методы могут использоваться для передачи данных об эрозии от монитора эрозии на устройства, расположенные на поверхности. После обнаружения предопределенной степени эрозии, происходящей на дискретном или относительном интервале закачки в фильтрующей среде или других компонентах, скорость закачки может быть уменьшена или отрегулирована иным образом. В некоторых вариантах осуществления изобретения скважина может быть закрыта для осуществления вмешательства в ее работу и проведения соответствующей обработки скважины. Обнаружение эрозии также может привести к изменению профиля закачки таким образом, чтобы инжекционная скважина эксплуатировалась в пределах допустимого уровня эрозии. Данные, поступающие от системы мониторинга эрозии, могут также использоваться для увеличения скорости закачки (или интенсивности добычи) в пределах до безопасного порога приемлемой степени эрозии во время функционирования инжекционной или эксплуатационной скважины.

Например, один вариант осуществления настоящего изобретения, описанного в данной заявке, включает систему регистрации и мониторинга эрозии, предназначенную для определения места и времени появления эрозии противопесочного фильтра, расположенного в нисходящей скважине. Вариантом осуществления устройства регистрирования эрозии может быть коммерчески рентабельный металлический элемент непрерывной длины с встроенным устройством регистрации, установленным таким образом, чтобы он срабатывал при наличии достаточной степени эрозии материала, например металла, на поверхности противопесочного фильтра или других компонентов оборудования, размещенных в буровой скважине. Индикаторное устройство или устройства могут быть расположены в одном отдельном месте или по всему промежутку размещения оборудования скважины, например вдоль противопесочного фильтра, для создания надежной системы для мониторинга локализованной эрозии и/или создания пассивной системы для мониторинга эрозии по всей длине скважины.

Для некоторых типов скважин мониторинг эрозии может осуществляться в устье скважины таким способом, который позволяет открывать скважину для увеличенного потока флюида, например для достижения желаемой оптимизированной интенсивности добычи или закачки. В зависимости от данных, полученных и переданных системой мониторинга, добыча из скважины также может быть ограничена или приостановлена для определения необходимой степени вмешательства до того, как будет повреждена фильтрующая среда или другое оборудование. Данные, полученные от системы мониторинга эрозии, также могут быть использованы для эксплуатации скважины в избирательном и/или автоматическом режиме при ее стабильном состоянии без эрозии или с контролируемой эрозией при постоянном последующем мониторинге эрозии компонентов оборудования. Если буровая скважина является морской, монитор эрозии может располагаться, например, на морском дне. Обратная связь и возможности контроля системы мониторинга также могут быть использованы для локального регулирования интенсивности потока; и/или данные по эрозии могут передаваться на удаленно расположенные участки для дальнейшего проведения их оценки.

Различные варианты осуществления настоящего изобретения включают систему и способы для обнаружения эрозии во время проведения операций по добыче или закачке через скважину с идентификацией дискретного или относительного местонахождения/положения. Система и способы также позволяют осуществлять мониторинг эрозии на месте при осуществлении обратной связи в отношении специфической эрозии или отсутствия эрозии. Обратная связь может быть реализована для необходимого расположения, такого как на поверхности, и/или использоваться для автоматического изменения интенсивности потока флюида путем регулирования устройства контроля потока. В некоторых вариантах реализации монитор эрозии может располагаться в нисходящей скважине и данные по эрозии могут передаваться вверх на дисплейное устройство, находящееся на поверхности, и/или использоваться для автоматического контроля, например оптимизации интенсивности потока флюида в эксплуатационной или инжекционной скважине. В некоторых вариантах дебит скважины при добыче или закачке может быть отрегулирован таким образом, чтобы степень эрозии компонентов оборудования находилась в пределах допустимых эксплуатационных значений. Интенсивность потока флюида также может быть уменьшена с целью снижения материальных потерь, например потерь металла, когда речь идет о фильтрующей среде или других компонентах оборудования. Система и способы также могут использоваться для обнаружения областей высокоскоростного потока во время проведения операций добычи или закачки. Для обнаружения эрозии компонентов могут быть использованы индикаторные устройства многих типов, включая элементы маркировки эрозии, которые высвобождаются и доставляются потоком флюида к монитору эрозии, который может обнаружить такой материал как индикатор эрозии.

На Фигуре 1 приведен пример одного вида применения изобретения, в котором используется множество компонентов оборудования, размещенных вдоль ствола скважины, и соответствующих индикаторных устройств. Этот пример служит для того, чтобы облегчить понимание, и, очевидно, что множество систем оборудования скважины и других систем, относящихся или не относящихся к скважине, могут использовать описанные здесь способы. Компоненты оборудования ствола скважины и соответствующие индикаторные устройства могут располагаться в различных местах и в разных количествах по длине оснащения скважины или другой трубчатой конструкции.

Один вариант осуществления скважинной системы 20 приведен на Фигуре 1, включающей оборудование ствола скважины 22, размещенное в буровой скважине 24 и контролируемое системой мониторинга и контроля эрозии 25. Оборудование скважины 22 может быть частью насосно-компрессорной колонны или трубчатой конструкции 26, такой как эксплуатационная насосно-компрессорная колонна или обсадная колонна скважины, хотя трубчатая конструкция 26 может также включать колонны труб скважины, трубопроводные и/или трубные устройства многих других типов. Кроме того, оборудование скважины 22 может включать разнообразные компоненты, частично, в зависимости от специфики использования, геологических характеристик и типа скважины. Например, оборудование скважины 22 может включать фильтрующие среды в виде противопесочного фильтра или противопесочных фильтров, а также множество других компонентов оборудования.

В примере, приведенном на Фигуре 1, буровая скважина 24 показана как, в основном, вертикальная скважина со скважинным оборудованием 22, расположенным, в основном, вдоль вертикальной буровой скважины. Однако в скважинной системе 20 может использоваться различное скважинное оборудование 22 и другие варианты исполнения оборудования ствола скважины, которые могут быть размещены в буровых скважинах других типов, включая наклонные, например горизонтальные, с одним стволом, многоствольные, обсаженные и необсаженные (с открытым стволом) буровые скважины.

На проиллюстрированном примере буровая скважина 24 простирается вниз через подземную формацию 28, она имеет по меньшей мере одну или часто множество скважинных зон 30. Оборудование скважины 22 включает множество компонентов 32, таких как противопесочные фильтры. Однако компоненты 32 могут включать дополнительные и/или необязательные типы скважинного оборудования и компонентов. Например, скважинные компоненты 32 могут быть связаны с индикаторными устройствами 34 системы мониторинга и контроля эрозии 25. Индикаторные устройства 34 предназначены для индикации эрозии при проявлении достаточной степени эрозии в отношении соответствующей скважинной компоненты 32. В некоторых применениях может быть установлено единственное индикаторное устройство 34 для обеспечения индикации эрозии в отдельном конкретном месте или для обеспечения индикации общей эрозии вдоль всей скважины, например вдоль протяженного компонента, такого как противопесочный фильтр. В других применениях, как показано на фигуре, может быть установлено множество индикаторных устройств 34, предназначенных для обнаружения эрозии на множестве соответствующих компонентов 32 или во многих местах вдоль одиночного протяженного компонента 32. Индикаторные устройства 34 также могут служить единственным индикатором по отношению к другим индикаторным устройствам для обеспечения мониторинга эрозии на конкретных компонентах и/или в отдельных местах вдоль буровой скважины 24.

Индикаторные устройства 34 работают совместно с монитором эрозии 36, предназначенным для контроля отдельного индикаторного устройства или множества индикаторных устройств 34. Например, монитор эрозии 36 может быть сконструирован для обнаружения материала, показанного индикаторным устройством 34 при достаточной степени эрозии материала скважинного компонента, воздействующей на индикаторное устройство 34. В других вариантах осуществления настоящего изобретения воздействие потока бурового флюида на индикаторное устройство 34 приводит к тому, что индикаторное устройство выдает другой тип сигнала, например электрический, который обнаруживается монитором эрозии 36. Независимо от конкретного типа индикаторного устройства 34 данные от него передаются на монитор эрозии 36, который может быть частью системы контроля и управления 38 или может передавать данные в систему контроля и управления 38.

В зависимости от вида буровой операции монитор эрозии 36 может располагаться в различных местах. Например, монитор эрозии 36 может располагаться в блоке оборудования устья скважины 40, находящемся на поверхности 42, которая может быть поверхностью земли или морского дна, или вблизи этого блока. При использовании разных способов закачивания монитор эрозии 36 может располагаться в нисходящей скважине ниже индикаторных устройств 34 по ходу потока. (Смотрите пунктирные линии на Фигуре 1). Если монитор эрозии 36 находится в нисходящей скважине, может быть развернута соответствующая телеметрическая система 44, например проводная или беспроводная телеметрическая система, для передачи данных вверх по скважине в систему контроля 38, находящуюся, например, на поверхности 42. Телеметрическая система 44 может быть спроектирована таким образом, что она работает независимо, или может быть скомбинирована с телеметрическими системами, используемыми для передачи данных относительно других параметров скважины, таких как давление, температура и расход потока.

На основании данных, полученных от монитора эрозии 36, расход буровой жидкости/нагнетаемой жидкости может сохраняться постоянным или регулироваться для того, чтобы оптимизировать или иным способом изменять интенсивность потока. Например, интенсивность потока может быть уменьшена для замедления или предотвращения эрозии, либо может быть увеличена для интенсификации выхода или закачки буровой жидкости, сохраняя при этом скорость эрозии в пределах требуемого рабочего диапазона. В некоторых применениях данные, полученные от монитора эрозии 36, передаются в систему контроля 38, которая используется для отображения на экране и/или автоматического управления интенсивностью потока жидкости. Например, система контроля и управления 38 может быть использована с целью автоматического регулирования устройства контроля потока 46 или множества устройств контроля потока 46. При проведении некоторых операций устройство контроля и управления потоком 46 может быть расположено в устье скважины 40, однако при других операциях предпочтительнее размещать устройства контроля и управления потоком 46 в соответствующих местах нисходящей скважины. Кроме того, система контроля 38 может быть скомбинирована с монитором или мониторами эрозии 36, расположенными на поверхности, или помещаться в нисходящей скважине с целью автоматического управления устройствами контроля и управления потоком 46 в соответствии со степенью эрозии или отсутствием эрозии, данные о которых дают индикаторные устройства 34.

Датчик эрозии/индикаторное устройство 34 может иметь самую разнообразную форму и размещаться в различных местах. Например, индикаторное устройство 34 может быть вмонтировано в отдельные участки скважины 32, так, чтобы эрозия на участке скважины 32 в достаточной степени воспринималась индикаторным устройством 34 и соответствующие сигналы передавались на монитор эрозии 36. В некоторых применениях индикаторное устройство 34 может включать защитный элемент, такой как непрерывный длинный провод, стержень или другой элемент приемлемой геометрии. Защитный элемент может иметь похожий состав и прочностные характеристики, как у скважинного компонента, например наполнителя фильтра или компонента оборудования. При воздействии эрозии на индикаторное устройство 34 высвобождается материал этого устройства, который переносится потоком флюида и обнаруживается монитором эрозии 36, расположенным в устье скважины 40 или в другом подходящем месте. В случае использования множества индикаторных устройств 34 каждое индикаторное устройство 34 может иметь уникальную идентификацию или обозначение, соответствующее конкретному скважинному компоненту и/или его интервальной позиции для обеспечения индикации, привязанной к определенному месту появления эрозии. Индикаторное устройство 34 и монитор эрозии 36 также могут быть предназначены для определения скорости эрозии, например, быстроты разрушения металла скважинного компонента 32. Например, система мониторинга эрозии 36 может предназначаться для контроля количества материала индикаторного устройства 34, высвобожденного и унесенного потоком флюида вследствие эрозии, что позволяет определить степень эрозии. Следует отметить, что индикаторное устройство 34 может включать разнообразные материалы и конфигурации, включая электрические элементы, световые/оптические элементы, датчики и различные другие элементы, могущие обеспечить индикацию эрозии.

Расположение устройства индикации эрозии 34 относительно скважинного компонента 32 может изменяться в зависимости от конструкции и параметров системы мониторинга. Например, индикаторные элементы 34 могут размещаться в пределах, на и/или между элементами фильтрующей среды противопесочного фильтра. Если, например, фильтрующая среда представляет собой проволочную обмотку, индикаторные элементы 34 могут располагаться в фильтрующей среде, во внутреннем дренажном слое, в основной трубе и/или в различных комбинациях этих элементов. Подобным образом, если фильтрующая среда представляет собой проволочную сетку, индикаторные элементы 34 могут размещаться внутри кожуха, в наружном дренажном слое, в фильтрующей среде, во внутреннем дренажном слое, в основной трубе и/или в различных комбинациях этих элементов. В случае других типов фильтрующих сред индикаторные элементы 34 могут располагаться внутри отдельных элементов или различных комбинаций элементов, включая кожухи, фильтрующие среды и основные трубы. Альтернативные противопесочные фильтры могут перемещать индикаторный элемент на или внутри наружного кожуха или на или внутри альтернативного транспортного средства или укладываемых труб. В некотором эксплуатационном оборудовании скважины индикаторный элемент 34 может перемещаться на/внутри гидравлических линий, электролиний или других регулирующих кабелей или трубопроводов. Индикаторный элемент 34 также может быть перемещен на/внутри обсадной трубы, насосно-компрессионной колонны, соединительных патрубков, перфорированной трубы, эксплуатационных обсадных колонн или другого скважинного оборудования.

Индикаторные элементы 34 могут включать многие типы элементов, встроенных в материал, который подвергается эрозии. Например, индикаторные элементы 34 могут включать индикаторные тэги 48, образованные из уникальных комбинаций природных или созданных человеком элементов, встроенных в защитный эрозионный элемент в пределах размещения компонентов оборудования. Индикаторные тэги 48 формируются из материала, отделившегося вследствие эрозии, и, вообще, отличаются от элементов естественного происхождения, обнаруживаемых в резервуаре, буровой скважине, компонентах оборудования, жидкостях для обработки скважины или буровых жидкостях/инжекционных флюидах. Примеры источников уникальных индикаторных тэгов 48 включают уникальные элементы, которые могут быть встроены для обеспечения идентификации глубины буровой скважины и/или интервальной позиции при достижении достаточной степени эрозии. Индикаторные тэги 48 могут включать различные радиоактивные изотопы, химические вещества или другие материалы, которые могут переноситься в потоке флюида к монитору эрозии 36. Индикаторные тэги 48 также могут включать материальные частицы с особыми характеристиками, включая характеристики, связанные с: преломлением света, геометрической формой, массой, физическим размером, уникальными встроенными кодами, электрическим сопротивлением, характеристиками длина-ширина-высота-диаметр-окружность-периметр-площадь поверхности-объем, математические комбинации этих характеристик, например удельные отношения, шероховатость поверхности, колебания величины давления или интенсивности света, и/или уникальные цветовые характеристики. Другие способы обнаружения высвобождения уникальных индикаторных тэгов 48 включают использование научных способов дифференциации, связанных с ощущениями и восприятиями человека, такими как зрение, обоняние, осязание (ощущение), слух (акустические волны), вкус или их различные комбинации.

Однако индикаторные элементы 34 могут включать и другие разнообразные типы индикаторов эрозии. Например, индикаторные элементы 34 могут включать сенсорные материалы, которые излучают соответствующий сигнал, такой как радио, электрический, световой, акустический сигнал, сигнал давления и/или звуковой сигнал, который передается через соответствующую телеметрическую систему 44 на монитор эрозии 36. Например, индикаторный элемент 34 может включать электрический элемент, характеристики которого подвергаются изменениям, например изменение сопротивления при воздействии флюида, текущего в скважине. Такое изменение затем может передаваться на монитор эрозии 36 как свидетельство присутствия эрозии материала в конкретном скважинном компоненте 32. Независимо от типа используемых индикаторных элементов 34 идентификация позиций может проводиться для дискретных мест или относительно другой позиции. Кроме того, система 25 может использоваться для мониторинга и контроля эрозии независимо от ориентации буровой скважины, ее наклона, типа оборудования или способа добычи углеводородов или закачки флюида. Такая система мониторинга и контроля эрозии 25 также может включать многие виды компонентов, например индикаторные элементы 34, монитор эрозии 36, систему контроля и управления 38, устройства контроля потока 46, а также другие компоненты, необходимые для конкретного использования.

На Фигуре 2 в целом показан вариант воплощения системы 20, которая включает эксплуатационную систему, в которой скважинный флюид подается через обсадную трубу 26. В этом варианте воплощения при достаточной степени эрозии скважинного фильтра или другого компонента оборудования 32 высвобождаются индикаторные тэги 48, которые переносятся потоком скважинного флюида в направлении вверх по скважине, как показывает стрелка 50, для их последующего обнаружения и контроля с помощью монитора эрозии 36. Монитор эрозии 36 предназначен для выдачи информации, относящейся к эрозии и месту ее возникновения (на основе уникальных характеристик индикаторных тэгов 48), в систему контроля и управления 38. Система контроля и управления 38 может использоваться для обработки и отображения данных по эрозии и/или для автоматического контроля и управления одним или более устройств управления потоком 46. В приведенном примере устройство контроля потоком 46 управляется автоматически и включает ограничитель дебита 52, ориентированный вдоль трубы 26 и расположенный на поверхности 42.

Например, скважинный компонент 32 может включать компонент противопесочного фильтра 54, как показано на Фигурах 3 и 4. В данном примере противопесочный фильтр 54 включает основную трубу 56, кожух 58 и фильтрующую среду 60, расположенную между основной трубой 56 и кожухом 58. Буровая жидкость течет из окружающей формации 28 в противопесочный фильтр 54, проходит вдоль внутренней части противопесочного фильтра 54, как показано стрелками 62. Втекающий скважинный флюид часто содержит частицы, которые могут вызвать эрозию компонентов противопесочного фильтра, таких как основная труба 56, фильтрующая среда 60, и/или кожух 58. Соответственно, индикаторные элементы 34 могут располагаться на основной трубе 56 или внутри нее, или внутри фильтрующей среды 60 и/или на кожухе 58 или внутри него, как наилучшим образом показано на Фигуре 4. В некоторых вариантах воплощения индикаторные элементы 34 встраиваются в материал, используемый для формирования компонентов противопесочного фильтра, и при эрозии этого материала высвобождаются индикаторные тэги 48, которые обнаруживаются монитором эрозии 36.

При относительно протяженных скважинных компонентах 32, таких как противопесочные фильтры 54, тянущиеся над плотными областями формации 28, индикаторные элементы 34 могут быть размещены в различных секторах вдоль удлиненного компонента 32, как показано на Фигуре 5. Каждый индикаторный элемент 34 может предназначаться для высвобождения уникальных индикаторных тэгов 48 при достижении достаточной степени эрозии для последующей индикации относительно конкретного расположения или общего интервала скважинного компонента 32, где произошла разрушительная эрозия. Монитор эрозии 36 обнаруживает и контролирует высвободившиеся индикаторные тэги 48 с целью проведения, при необходимости, корректировки интенсивности потока. В некоторых применениях множество приборов контроля потока 46 могут быть отрегулированы независимо друг от друга на основании данных об эрозии, полученных монитором эрозии 36, для контроля и управления интенсивностью потока, текущего из конкретных скважинных зон 30 или в них.

Как описано выше, система мониторинга и контроля эрозии 25 также может быть использована в нагнетательных скважинах, как схематически показано на Фигуре 6. В таком варианте реализации при достаточной степени эрозии противопесочного фильтра или других компонентов 32 нагнетательной скважины высвобождаются индикаторные тэги 48, которые переносятся потоком вниз вместе с инжектируемым флюидом, как показывает стрелка 64, для их последующего обнаружения и мониторинга монитором эрозии 36. Этот монитор эрозии 36 также предназначен для выдачи информации относительно эрозии и места ее проявления (на основе уникальных характеристик индикаторного тэга 48) в систему контроля и управления 38. Система контроля и управления 38 может использоваться для обработки и отображения данных об эрозии и/или автоматического управления одним или несколькими устройствами контроля потока 46. На приведенном примере устройство контроля потока 46 управляется автоматически и ориентировано вдоль трубы 26 на поверхности 42 для увеличения или уменьшения скорости потока инжекционного флюида на основании данных об эрозии, полученных и переданных монитором эрозии 36.

Данная система и способы мониторинга и контроля эрозии могут быть использованы на практике безотносительно к скважинам там, где возможно воздействие потоков флюидов, вызывающих эрозию, на трубные конструкции. Подобным образом, эта система и способы может использоваться на практике для различных видов скважин, включая разнообразные применения, связанные с нефтедобычей и нагнетанием флюидов. Индикаторные элементы могут размещаться в противопесочных фильтрах многих типов и их компонентах, а также в других различных компонентах оборудования с целью передачи информации об эрозии, возникающей в дискретных точках или на большом участке скважины. Индикаторные элементы также могут включать много видов индикаторных материалов, прикрепленных к материалам, используемым для образования различных скважинных компонентов, или встроенных в них. Количество и размещение индикаторных элементов, расположенных вдоль трубной конструкции, также может существенно изменяться от одного типа применения к другому. Кроме того, конструкция системы мониторинга эрозии 36 может изменяться в зависимости от типа индикаторного элемента 34/индикаторного материала 48, который должен контролироваться.

Обратная связь, осуществляемая посредством индикаторных элементов, и монитор эрозии могут использоваться для оптимизации или регулировки иным образом потоков буровых жидкостей или инжекционных жидкостей для улучшения результата. В зависимости от данных обратной связи, полученных на основании данных от индикаторных элементов и монитора эрозии, система контроля и управления может использоваться для регулирования скорости потока или может быть запрограммирована для автоматического регулирования скорости потока, проходящего через всю скважину или вдоль отдельных зон внутри скважины. Например, обратная связь может быть использована для поддержания стабильного функционирования скважины, для увеличения или уменьшения скорости потока флюида или для его перекрытия. В некоторых применениях поток флюида может быть временно перекрыт для возможности изменения профиля добычи/закачки, вмешательства в скважину и/или разделения части или частей продуктивного интервала/интервала закачки.

Хотя выше подробно описаны только несколько вариантов реализации систем и способов, средние специалисты в данной области техники легко оценят то, что осуществление многих модификаций возможно без существенного отклонения от идей настоящего изобретения. Соответственно, такие модификации предназначены для включения в объем настоящего изобретения, как определено в формуле изобретения.

1. Способ обнаружения эрозии внутри скважины, в котором:
размещают индикаторный элемент (34) в материале скважинного компонента (32) посредством встраивания защитного индикаторного элемента внутрь скважинного компонента, таким образом, что достаточная степень эрозии материала инициирует высвобождение индикаторного элемента (34), причем индикаторный элемент (34) встраивают в наполнитель противопесочного фильтра (54);
обеспечивают работу системы мониторинга (36) для осуществления мониторинга воздействия эрозии на индикаторный элемент (34) и, следовательно, для мониторинга эрозии скважинного компонента (32);
используют систему мониторинга (36) для выдачи данных, относящихся к эрозии скважинного компонента (32); и
регулируют скорость потока в скважине (24) на основании данных, полученных от системы мониторинга (36).

2. Способ по п. 1, в котором используют систему мониторинга (36) для контроля эрозии скважинного компонента (32) в эксплуатационной скважине.

3. Способ по п. 1, в котором используют систему мониторинга (36) для контроля эрозии скважинного компонента (32) в инжекционной скважине.

4. Способ по п. 1, в котором обеспечивают работу системы мониторинга (36) для контроля эрозии в дискретном месте.

5. Способ по п. 1, в котором обеспечивают работу системы мониторинга (36) для контроля эрозии в скважинном интервале.

6. Способ по п. 1, в котором дополнительно осуществляют автоматическое управление устройством контроля потока (46) на основании данных, полученных от системы мониторинга (36).

7. Способ по п. 1, в котором индикаторный элемент (34) размещают в фильтрующей среде (60) нисходящей скважины.

8. Способ по п. 1, в котором индикаторный элемент (34) размещают в основной трубе (56).

9. Способ по п. 1, в котором радиоактивный индикаторный элемент (34) размещают в материале.

10. Способ по п. 1, в котором химический индикаторный элемент (34) размещают в материале.

11. Способ по п. 1, в котором электрический индикаторный элемент (34) размещают в материале.

12. Способ по п. 1, в котором множество позиционных тэгов индикаторных элементов (34, 48) размещают в материале.

13. Способ мониторинга эрозии в скважинном компоненте, в котором:
встраивают индикаторный элемент (34) в компонент скважинного оборудования (32), расположенный в буровой скважине (24) таким образом, который обеспечивает отображение скорости эрозии компонента скважинного оборудования;
обеспечивают протекание флюида мимо компонента скважинного оборудования (32) при эксплуатации скважины;
осуществляют мониторинг количества индикаторного элемента в протекающем флюиде благодаря эрозии компонента скважинного оборудования (32), и
определяют скорость эрозии на основании количества индикаторного элемента в протекающем флюиде, и
используют устройство контроля потока (46) для изменения скорости потока флюида, при необходимости, на основании данных мониторинга компонента скважинного оборудования (32).

14. Способ по п. 13, в котором протекание флюида включает протекание буровой жидкости.

15. Способ по п. 13, в котором протекание флюида включает протекание инжекционного флюида.

16. Система мониторинга эрозии, содержащая:
скважинный компонент (32), подвергающийся воздействию эрозионного потока флюида в буровой скважине (24);
индикаторный элемент (34) в форме защитного элемента, встроенный в скважинном компоненте (32), причем индикаторный элемент (34) подвергается воздействию при достаточной степени эрозии скважинного компонента (32) вследствие действия потока флюида в буровой скважине (24), причем скважинный компонент выполнен в виде кожуха, и индикаторный элемент (34) размещают внутри кожуха (58);
систему мониторинга (36) для обнаружения воздействия на индикаторный элемент (34); и
устройство контроля потока (46), функционирующее совместно с системой мониторинга (36) для регулирования потока на основании данных, полученных от системы мониторинга (36).

17. Система по п. 16, в которой скважинный компонент (32) является частью оборудования нисходящей скважины (22), при этом поток флюида является потоком буровой жидкости.

18. Система по п. 16, в которой скважинный компонент (32) является частью оборудования нисходящей скважины (22), при этом поток флюида является потоком инжекционной жидкости.

Изобретение относится к измерительной технике, используемой в нефтедобывающей промышленности для замера и учета продукции нефтяных скважин. Технический результат: определение полного компонентного состава жидкости, а именно - воды и нефти за счет конструктивной конфигурации сепаратора, компоновки плотномера, газового и жидкостного сифонов.

Способ определения интервала поступления свободного газа из пласта в действующей горизонтальной скважине // 2560003

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для определения интервалов поступления свободного газа из пласта в ствол горизонтальной скважины при исследованиях нефтяных скважин с использованием многодатчиковой технологии.

Способ экспресс-определения характеристик призабойной зоны малодебитных скважин, применяемый при освоении скважин, и система его реализующая // 2559247

Изобретение относится к области исследования характеристик скважин, а именно к способу экспресс-определения характеристик призабойной зоны малодебитных скважин, применяемому при освоении скважин, и системе его реализующей.

Способ проведения исследований газожидкостного потока // 2558570

Установка для измерения дебита нефтяных и газовых скважин (варианты) // 2557263

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано для измерения дебита продукции нефтяных и газовых скважин. Технический результат заключается в повышении точности измерения фазового расхода в режиме реального времени за счет обеспечения однородности измеряемого потока газожидкостной смеси.

Блок регулирования и учета добычи флюида из многопластовой скважины (варианты) // 2557023

Группа изобретений относится к вариантам блока регулирования и учета добычи флюида из многопластовой скважины. Блок по первому варианту содержит корпус, ограниченный снизу стыковочным узлом с каналами потоков пластовых флюидов и сверху стыковочным узлом с установленными на нем регулируемыми клапанами в количестве, равном числу эксплуатируемых пластов скважины.

Переносной узел учета добываемой скважинной жидкости // 2552563

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к переносным поверочным установкам для оперативного измерения массы жидкости, объема свободного газа, температуры, содержания воды в нефти, а также для контроля состава продукции скважины.

Способ измерения дебита нефтяных скважин на групповых замерных установках // 2552511

Изобретение относится к измерительной технике, используемой в нефтедобывающей промышленности для замера и учета продукции нефтяных скважин. Технический результат: повышение точности и качества замера дебита нефтяных скважин, подключенных к групповой замерной установке за счет эффективности суммарного и поочередного измерения дебита каждой скважины, а также обеспечение достаточного времени для достоверного замера дебита каждой скважины.

Устройство для измерения дебита продукции нефтегазодобывающих скважин // 2548289

Изобретение относится к области добычи нефти и к измерительной технике и может быть использовано для измерений дебита продукции нефтегазодобывающих скважин. Технический результат заключается в упрощении конструкции, возможности измерения чрезвычайно малых дебитов не только жидкости, но и газа.

Способ определения объема расходуемой жидкости // 2547877

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для автоматического определения объемов закачиваемых в скважину по напорной магистрали буровых и тампонажных жидкостей.

Устройство для измерений дебита продукции нефтегазодобывающих скважин // 2565614

Изобретение относится к системам автоматического контроля и может быть использовано при контроле и управлении процессами добычи продукции скважины в нефтяной, газовой и других отраслях промышленности. Устройство содержит мерную емкость, весоизмеритель, входной трубопровод для продукции скважины, выходной трубопровод для газа и выходной трубопровод для жидкости, оборудованный управляемым запорным органом, соединенным с электрической схемой управления. При этом устройство включает дополнительную мерную емкость. Входной трубопровод оборудован управляемым переключателем потока, к которому подключают обе мерные емкости. Дополнительную мерную емкость, наряду с существующей, соединяют с выходным трубопроводом для газа и, через дополнительный управляемый запорный орган, с выходным трубопроводом для жидкости. В качестве входных и выходных трубопроводов каждой емкости используют консольно-защемленные трубопроводы. Обе мерные емкости оборудованы сигнализаторами уровня жидкости и подвешены на весоизмерители, в качестве которых применяют тензорезисторные датчики. Изобретение направлено на снижение погрешности измерений, расширение потребительских свойств и повышение надежности устройства и позволяет измерять дебит продукции скважин в непрерывном режиме, определять содержание пластовой воды в продукции скважин и вычислять массу «нетто» нефти. 1 ил.

Способ измерения дебита нефтяных скважин на групповых замерных установках // 2566158

Изобретение относится к способам измерения дебита нефтяных скважин в групповых замерных установках и может быть использовано в информационно-измерительных системах объектов добычи, транспорта и подготовки нефти, газа и воды. Технический результат - создание непрерывности и повышение точности измерения дебита нефтяных скважин. Способ измерения дебита водогазонефтяной эмульсии, собираемой по трубопроводам в групповую замерную установку из нефтяных скважин, с поочередным подключением трубопроводов скважин, транспортирующих водогазонефтяную эмульсию к сепаратору, в котором для повышения точности измерений дебита каждой фазы и обеспечения непрерывности измерений на каждый транспортирующий нефть от скважины к групповой замерной установке трубопровод устанавливают датчик виброакустических колебаний. Измеряют виброакустический шум, создаваемый движением жидкости при протекании ее через известное сечение. Скорость прохождения жидкости определяют по частоте и амплитуде акустических шумов, вызываемых неравномерностью движения жидкости. Предварительно измеряют температуру потока и давление в трубе, плотности каждой из фаз, а затем рассчитывают объемную или массовую долю каждой фазы, записывают их и сравнивают с данными о дебите нефти, газа и воды, полученными при следующем подключении скважины к измерительной системе групповой замерной установки, используя последние как реперные точки. 2 ил.

Способ раздельного замера продукции при одновременно-раздельной эксплуатации скважины, оборудованной электроцентробежным насосом // 2567249

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Способ включает отбор продукции нижнего пласта через приемный патрубок, проходящий через пакер, разделяющий пласты, измерение общего дебита жидкости и ее обводненности на дневной поверхности, измерение давления на приеме и параметров работы насоса с помощью модуля телеметрической системы, установленного под погружным электродвигателем насоса, измерение давления на забое нижнего пласта с помощью глубинного манометра, соединенного кабелем с модулем телеметрической системы, перекрытие поступления продукции одного из пластов с помощью гидравлического пакера с передачей давления по трубке малого диаметра для проведения замеров параметров работы другого пласта, определение дебитов нефти и воды перекрываемого пласта путем вычитания из общих дебитов нефти и воды скважины дебитов работающего пласта. Для проведения замеров перекрытие пласта с меньшим дебитом нефти производят спуском груза в нижнюю часть колонны насосно-компрессорных труб, открывающего за счет собственного веса доступ жидкости высокого давления из колонны труб по трубке малого диаметра в гидравлический пакер. После перекрытия пласта производят уменьшение оборотов погружного двигателя преобразователем частоты тока электропривода для поддержания давления на приеме насоса, равным давлению до перекрытия пласта. Производят замеры дебитов нефти и воды на дневной поверхности. Технический результат заключается в повышении эффективности раздельного замера продукции при одновременно-раздельной эксплуатации скважины. 3 ил.

Способ определения заколонного перетока жидкости в скважине в интервалах перекрытых насосно-компрессорными трубами // 2569391

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для определения интервалов заколонного перетока жидкости из пластов, перекрытых насосно-компрессорными трубами (НКТ). В скважину, в зону предполагаемого заколонного перетока жидкости, спускаются термоизолированные НКТ, снаружи которых крепятся датчики температуры. Осуществляют одновременную регистрацию температуры по стволу скважины в исследуемом интервале. После извлечения термоизолированных НКТ из скважины проводится анализ показаний датчиков в исследуемом интервале через время не менее , где Rk - радиус колонны, а - температуропроводность среды между насосно-компрессорными трубами и колонной после начала работы скважины. Об интервале заколонного перетока судят по аномалиям температуры. Использование способа повышает достоверность определения интервалов заколонного перетока жидкости в скважинах, перекрытых термоизолированными НКТ. 3 з.п. ф-лы, 3 ил.

Обнаружение притока газа в стволе скважины // 2570211

Изобретение относится к средствам для обнаружения притока газа в скважину в процессе бурения. Техническим результатом является повышение точности определения расположения притока газа в скважине. Предложен способ обнаружения притока газа в буровую скважину, содержащий: развертывание буровой колонны в буровой скважине, проходящей от поверхности земли в пласт; обеспечение бурового раствора в буровой скважине; обеспечение множества акустических датчиков в соответствующих местоположениях по длине буровой колонны для обнаружения в каждом акустическом датчике акустических импульсов, распространяющихся в буровом растворе по длине буровой колонны, причем каждый из акустических датчиков генерирует электрический сигнал, чувствительный к обнаружению каждого из акустических импульсов; определение изменения акустической характеристики бурильного раствора на основании сгенерированных сигналов; и определение наличия притока газа в буровую скважину на основании определенного изменения. Раскрыта также система для осуществления указанного способа. 2 н. и 12 з.п. ф-лы, 3 ил.

Система и способ измерения дебита отдельных нефтяных скважин, входящих в состав куста скважин // 2571162

Предлагаются система и способ динамической калибровки, предназначенные для измерения дебита скважинного флюида отдельных нефтяных скважин, входящих в состав куста скважин. Отличительной особенностью системы и способа динамической калибровки является то, что они включают в себя средство, предусмотренное для индивидуальной калибровки датчика давления в соответствии с параметрами каждой отдельной скважины. Технический результат - повышение точности результатов измерения дебита флюидов. 2 н. и 15 з.п. ф-лы, 2 ил., 1 табл.

Устройство для проведения исследований газожидкостного потока // 2571473

Изобретение относится к технике для исследования движения жидкостных потоков и газожидкостных потоков, например процессов добычи газа в нефтегазовой отрасли, связанной с изучением процессов движения газожидкостных потоков в вертикальных трубопроводах и отдельных устройствах. Технический результат изобретения заключается в создании упрощенной конструкции устройства, которое обеспечивает высокое качество проведения исследований газожидкостных потоков, за счет повышения точности проводимых экспериментов. Устройство содержит испытуемую колонну, смеситель газа и жидкости, кран впуска и выпуска газа, сепаратор, центробежный газовый нагнетатель, жидкостный насос, расходомер жидкости, расходомер газа, блок датчиков перепада давления, блок датчиков давления и температуры, блок аналого-цифрового преобразования и блок обработки данных и визуализации результатов наблюдения. 4 ил.

Кинематический способ измерения вертикальной составляющей скорости потока жидкости или газа в скважине // 2572410

Изобретение относится к промысловой геофизике и может быть использовано для измерения скорости потока или расхода жидкости или газа в добывающих и нагнетательных скважинах. Техническим результатом, получаемым от внедрения изобретения, является расширение диапазона измеряемых скоростей. Данный технический результат достигают за счет того, что в потоке создают тепловую метку с помощью генератора тепловых меток, регистрируют появление тепловой метки, прошедшей базовое расстояние X, с помощью регистратора тепловых меток. Затем измеряют время t прохождения меткой базового расстояния X, по которому определяют скорость Vn потока. При этом генератор и регистратор меток перемещают вдоль скважины со скоростью Vk, удовлетворяющей математическому соотношению |Vk - Vn| = 0,01÷0,05 м·с-1. Базовое расстояние Х задается равным 0,01÷0,05 м для жидкости и 0,01÷0,02 м для газа. 1 ил.

Установка и способ исследования газовых и газоконденсатных скважин // 2575288

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при проведении промысловых гидродинамических, газоконденсатных исследований скважин в процессе разведки и разработки газовых и газоконденсатных месторождений. Технический результат изобретения заключается в снижении трудоемкости проведения исследований при обеспечении необходимого качества результатов проводимых исследований. Установка для исследования газовых и газоконденсатных скважин включает пробоотборное устройство, дозирующий цилиндр, сепарационную установку, газовый анализатор, станцию привода, расходомеры, обратный клапан, дроссельные устройства, задвижки, линии газопровода, краны, контроллер, компьютер, клапаны, датчики температуры и давления. Установка оснащена пробоотборным устройством, монтируемым на фонтанной арматуре скважины, которое отбирает часть потока продукции скважины по всей площади сечения трубопровода фонтанной арматуры и дозирующий цилиндр направляет ее на сепарационную установку, при этом не останавливая скважину и продолжая подавать продукцию скважины в газопровод. 2 н. и 3 з.п. ф-лы, 1 ил.

Способ определения дебита скважин, оборудованных насосными установками // 2575785

Изобретение относится к горному делу, в частности к способу определения дебита скважин, оборудованных насосными установками. Способ включает снятие характеристики подача - напор скважинного насоса, энергетической характеристики мощность и КПД - подача на жидкости - воде, определение плотности жидкостной смеси, определение фактического напора насоса. Построение расчетной характеристики подача - напор на жидкостной смеси, построение расчетных энергетических характеристик и по расчетным характеристикам определение подачи насоса - дебита скважины, соответствующей фактическому напору и фактическому энергопотреблению. По паспортным характеристикам используемого насоса строится паспортная напорно-расходная и энергетическая характеристика при номинальной частоте. Учитываются фактические параметры откачиваемой газожидкостной смеси - плотность и вязкость, а также насосной установки - фактическая частота вращения ротора насоса, газосодержание на приеме насоса, ток, напряжение, коэффициент загрузки, давление и температура на приеме насоса, давление и температура на выходе из насоса. Проводится пересчет и перестроение паспортной рабочей напорно-расходной и энергетической характеристики скважинного насоса. По уточненной рабочей характеристике насоса и по определенным с учетом фактических рабочих показателей насосной установки напору и мощности насоса определяется подача насоса. Технический результат заключается в повышении точности определения дебита скважин, оборудованных насосными установками, снижении массогабаритных параметров оборудования определения дебита скважин, увеличении межремонтного периода стационарных замерных установок. 5 ил.