Способ контроля физических характеристик текучих сред в нисходящей скважине и устройство для его осуществления

1 Данное изобретение относится к способу и устройству контроля физических характеристик текучих сред в нисходящей скважине. Более конкретно, данное изобретение относится к способу и устройству контроля физических характеристик текучих сред в поровых пространствах подземных формаций вокруг скважины. При добыче текучей среды, такой как сырая нефть или природный газ, часто желательно измерять в различных точках нисходящей скважины физические характеристики добываемой(ых) текучей(их) среды(сред) для обеспечения оптимальной добычи. Соответствующими характеристиками являются давление, температура и состав текучей среды. Контроль состава текучей среды целесообразен в продуктивных формациях, где вокруг скважины или скважин добычи сырой нефти происходит образование конуса воды или газа. В этих продуктивных формациях поэтому особенно целесообразно непрерывно контролировать местоположение(я) границ раздела нефти, газа и/или воды в разных точках в нисходящей скважине. Существуют различные способы контроля характеристик текучей среды в нисходящей скважине. Заявка на патент Франции 7825396 раскрывает кольцевой датчик давления, выполненный с возможностью его установки на бурильной колонне, для измерения давления текучей среды в скважине вокруг бурильной колонны во время операции бурения. Заявка на патент США 2564198 раскрывает способ, согласно которому приточную секцию ствола добывающей скважины разделяют на некоторое число подсекций посредством удаляемого проверочного устройства скважины,которое оборудовано некоторым числом раздвижных паккеров. Состав текучей среды, поступающей в каждую подсекцию, контролируют идентификатором текучей среды, который может измерять электропроводность добываемой текучей среды. Описание патента США 5132903 раскрывает способ, согласно которому удаляемый измерительный зонд опускают в приточную область нефтедобывающей скважины; и башмак, выполненный с возможностью его прижатия к стенке ствола скважины, для формирования герметизированной камеры, из которой текучую среду удаляют насосом, и измеряют свойства таким образом извлеченной(ых) поровой(ых) текучей(их) среды(сред). Этот известный способ позволяет определять концентрации нефти/воды на основе измерения диэлектрических свойств добываемых текучих сред. Другие диэлектрические устройства каротажа скважин раскрыты в описаниях патентов США 2973477 и 4677386, в описании патента Германии 2621142 и описании Европейского патента 0111353. 2 Способ и устройство согласно ограничительной части пп.1 и 5 известны из описания патента США 2605637. Этот источник известного уровня техники раскрывает скважину,в которой совокупность ярусных кольцевых измерительных камер формируют посредством совокупности паккеров. Каждую камеру соединяют с устьем скважины через зондирующую трубку, по которой можно время от времени пропускать вниз калиброванный зондирующий трос для измерения уровня текучей среды в ней. Недостаток известной методики контроля заключается в использовании измерительного оборудования, которое временно опускают в скважины для осуществления измерений, и в том, что эти способы в первую очередь измеряют характеристики текучих сред, притекающих в скважину. В основу данного изобретения поставлена задача обеспечить способ и устройство, которые позволяли бы осуществлять непрерывное измерение в нисходящей скважине характеристик текучих сред на месте их нахождения в поровых пространствах формации вокруг ствола скважины. Кроме того, задачей данного изобретения является обеспечение способа контроля текучей среды в нисходящей скважине, который можно было бы реализовать с помощью измерительного устройства, выполненного с возможностью его удобной установки в любом месте в стволе скважины таким образом, что оно не препятствует доступу в расположенные ниже части скважины и/или добыче из них, и выполненное с возможностью удобного его удаления и замены. Способ согласно данному изобретению содержит этапы формирования в стволе скважины измерительной камеры, которая посредством текучей среды сообщается с поровыми пространствами данной формации, но которая гидравлически изолирована от остальной части ствола скважины, в результате чего формируют объем по существу стоячей текучей среды в камере, и измерения физических характеристик текучей среды в камере посредством последовательности емкостных измерительных преобразователей, постоянно установленных в камере и расположенных через интервалы вдоль продольной оси ствола скважины, и подключаемых к оборудованию контроля уровня текучей среды, выполненному с возможностью идентифицировать присутствие и местоположение границы раздела между разными текучими средами,такими как вода, сырая нефть и/или природный газ в области последовательности измерительных преобразователей. Также предпочтительно, чтобы измерительная камера являлась измерительной камерой, изолированной от остальной части ствола скважины посредством непроницаемого для текучей среды рукава и пары расположенных 3 через интервалы по оси ствола паккеров, устанавливаемых между рукавом и внутренней поверхностью ствола скважины. Устройство контроля текучей среды согласно данному изобретению содержит рукав для формирования измерительной камеры в стволе скважины, которая (камера) в работе посредством текучей среды сообщается с поровыми пространствами данной формации, но гидравлически изолирована за счет рукава и паккеров, устанавливаемых на рукаве, от остальной части ствола скважины, в результате чего формируют объем по существу стоячей текучей среды в камере, и последовательность расположенных через интервалы по оси ствола емкостных измерительных преобразователей, которые устанавливают в камере для измерения физических характеристик текучей среды внутри камеры. Эти и прочие признаки и преимущества способа и устройства согласно данному изобретению раскрывают в прилагаемой формуле изобретения, реферате, чертежах и в следующем ниже подробном описании со ссылкой на чертежи, на которых фиг. 1 схематически изображает нефтедобывающую скважину, в которой используют способ и устройство контроля текучей среды в нисходящей скважине согласно данному изобретению; фиг. 2 - вертикальное сечение скважины фиг. 1, на котором в более крупном, чем на фиг. 1, масштабе изображены подробности устройства контроля текучей среды согласно данному изобретению; фиг. 3 - в еще более крупном масштабе совокупность емкостных измерительных преобразователей устройства контроля текучей среды по фиг. 2, и изображение изменений диэлектрической проницаемости, измеряемой измерительными преобразователями на границе раздела газ-вода; фиг. 4 - вертикальную скважину и совокупность боковых скважин малого диаметра,которые оборудованы устройствами контроля текучей среды, согласно данному изобретению; фиг. 5 - продольное сечение в увеличенном масштабе устройства контроля текучей среды в одной из боковых скважин по фиг. 4; фиг. 6 - в вертикальном сечении горизонтальную нефтедобывающую скважину и шесть боковых скважин малого диаметра, каждая из которых оборудована устройством контроля текучей среды согласно данному изобретению; фиг. 7 - вертикальное сечение вертикальной нефтедобывающей скважины и боковой скважины малого диаметра, каждая из которых имеет пару устройств контроля текучей среды,согласно данному изобретению. На фиг. 1 изображена добывающая скважина 1, предназначенная для добычи природного газа (на чертежах обозначен как СН 4). В ре 001569 4 зультате пониженного давления текучей среды в области скважины 1 происходит образование конуса 2 воды, и конус 2 воды (обозначена на чертежах как Н 2O) образуется в поровых пространствах нижней части продуктивной формации 3 вокруг скважины 1. Для контроля присутствия воды в поровых пространствах продуктивной формации 3 и/или для контроля прочих характеристик поровых текучих сред в скважине 1 устанавливают устройство контроля в нисходящей скважине согласно данному изобретению. Согласно более подробному изображению на фиг. 2 устройство контроля содержит трубчатый рукав 5, оборудованный парой паккеров 6. Паккеры раздвигаются при опускании рукава 5 в положение, в котором надлежит производить измерения, чтобы герметизировать верхний и нижний концы кольцевого пространства между рукавом 5 и креплением скважины 7, в результате чего формируют кольцевую измерительную камеру 8, гидравлически изолированную от остальной части ствола скважины. Перед установкой устройства 4 крепление 7 скважины обеспечивают перфорациями 9, через которые текучая среда в порах продуктивной формации 3 вокруг устройства 4 получает свободный доступ в измерительную камеру 8. Поскольку из измерительной камеры 8 какая-либо текучая среда не добывается, то текучая среда в камере 8 по существу является стоячей, и между границей раздела 10 газ/вода(СН 4/Н 2O) в измерительной камере 8 и границей раздела газ/вода в прилегающей продуктивной формации 3 устанавливается равновесие. Поэтому границу раздела газ/вода или другой текучей среды в продуктивной формации 3 вокруг скважины 1 можно контролировать изнутри измерительной камеры 8 с помощью совокупности емкостных измерительных преобразователей 11, которые встроены в наружную поверхность рукава 5, или установлены на ней. Фиг. 3 изображает в еще более крупном масштабе совокупность емкостных измерительных преобразователей 11 и изображает изменения значений диэлектрической проницаемости,измеряемой на границе раздела 10 газ/вода. Поскольку диэлектрическая проницаемость воды почти в 80 раз превышает диэлектрическую проницаемость природного газа, то возможна высокая разрешающая способность указанного устройства в качестве устройства контроля границы раздела. Емкостные измерительные преобразователи 11 известны из уровня техники и применяются для обнаружения границы раздела, например, в резервуарах, и поэтому здесь подробно описываться не будут. Для использования емкостных измерительных преобразователей 11 требуются простые, не обладающие повышенной чувствительностью, электронные устройства в 5 нисходящей скважине, и им необходима только небольшая электрическая мощность. Вертикальная разрешающая способность,которую можно обеспечить с помощью этого типа измерительных преобразователей, составляет порядка нескольких мм. В соответствии с изображением на фиг. 2 передачу данных от и электроснабжение для устройства контроля 4 осуществляют посредством цепи 12 индуктивной связи, установленной на лифтовой или другой колонне 13 вблизи устройства 4. Цепь 12 индуктивной связи подключают к наземным электронным приборам (не изображены) электрическим кабелем 14. Если устройство 4 установлено над самым нижним паккером крепления-колонны (не изображен), то лифтовую колонну 13 можно использовать для установки цепи 12 индуктивной связи и крепления электрического кабеля 14. Если устройство 4 нужно установить ниже самого нижнего паккера крепления-колонны (не изображен), то для этой цели можно использовать трубу-хвостовик или другую трубу скважины. Либо, как вариант, для передачи данных от и для электроснабжения устройства контроля 4 можно использовать беспроводную систему связи, такую как акустическая система, или систему, использующую лифтовые трубы как антенну. Устройство 4 поэтому можно удобно устанавливать для постоянного использования в нисходящей скважине - как в существующей,так и в новой. В дополнение к емкостным измерительным преобразователям 11, или вместо них, указанное устройство можно также оборудовать другими измерительными преобразователями для измерения физических характеристик поровых текучих сред, таких как давление и температура. Будучи автономным, устройство 4 контроля обеспечивает высокую степень гибкости с точки зрения его установки, и представляет собой лишь незначительную помеху в стволе скважины. Благодаря трубчатой конструкции устройства обеспечивается свободный доступ в ствол скважины ниже устройства 4. Это также обеспечивает возможность использования нескольких устройств контроля 4 на различных глубинах в одной и той же скважине 1, например, для контроля границ раздела текучей среды ярусных продуктивных пластов, и/или для контроля границы раздела нефть/вода ниже и границы раздела нефть/газ выше нефтеносной продуктивной формации. В продуктивных пластах, где производят нагнетание пара или иной текучей среды, устройство 4 можно использовать для контроля прорыва пара или другой нагнетаемой текучей среды в добывающую скважину 1. 6 Часто возникает необходимость отобразить границы раздела текучих сред и прочие характеристики поровых текучих сред в продуктивных формациях на некотором расстоянии от добывающей скважины. Фиг. 4 изображает вертикальную добывающую скважину 20, в которой установлено устройство 21 контроля, аналогичное устройству 4 согласно фиг. 1 - 3. Для осуществления контроля границы раздела текучей среды на некотором расстоянии от добывающей скважины 20 в продуктивной формации 23 пробурены три боковые скважины 22 малого диаметра. Каждая боковая скважина 22 оборудована устройством 24 контроля, которое в увеличенном масштабе изображено в фиг. 5. В соответствии с фиг. 5 устройство 24 содержит трубчатый рукав 25, оборудованный парой раздвижных паккеров 26, которые прижаты к формации вокруг ствола боковой скважины 22. Таким образом вокруг рукава 25 и между паккерами 26 сформирована кольцевая измерительная камера 27, причем к камере 27 поровые текучие среды из окружающей формации имеют свободный доступ, но указанная камера гидравлически изолирована от остальной части ствола скважины. Наружная поверхность рукава 25 оборудована совокупностью емкостных и/или иных измерительных преобразователей (не изображены), которые действуют аналогично описанию относительно фиг. 1-3. Совокупность измерительных преобразователей подключают к средству для отображения измеряемых характеристик текучей среды на поверхности (не изображено) с помощью одного или нескольких электрических или оптических кабелей 28 передачи сигналов. После установки устройств контроля 24 и кабелей 28 передачи боковые скважины, за исключением измерительных камер 27, полностью наполняют цементом 29 для предотвращения неконтролируемой добычи через боковые скважины 22. Таким образом устройства контроля 24 погружают в продуктивную формацию. Конфигурация скважины и измерительного преобразователя, изображенная в фиг. 4 и 5,целесообразна для контроля границы раздела газ/вода (СH4/Н 2O) в различных местах в газодобывающей скважине 20 и на различных расстояниях от нее, что позволяет осуществлять надлежащее отображение изменений границы раздела газ/вода по всей продуктивной формации 23, происходящих в результате образования конуса воды или других эффектов истощения продуктивного пласта. Фиг. 6 изображает схематически вертикальное сечение горизонтальной нефтедобывающей скважины 30, которая проходит через нефтеносную продуктивную формацию 31. 7 Выше и ниже нефтеносной формации 31 находятся газоносная (СН 4) и водоносная (Н 2O) формации 32 и 33 соответственно. В продуктивном пласте и в окружающих формациях находится пара параллельных сдвигов 34, и в результате изменений условий потока текучей среды границы раздела нефть/вода и газ/вода различны на каждой стороне каждого сдвига 34. Для контроля местоположений границ раздела нефть/вода и газ/вода на каждой стороне сдвигов 34 пробурены шесть боковых скважин 35 малого диаметра в продуктивной формации 31 в направлении, по существу параллельном сдвигам 34. Каждая боковая скважина 35 оборудована удлиненным устройством 36 контроля того же типа, который подробно описан относительно фиг. 5, а прочие части боковых скважин 35 заполнены цементом для предотвращения неконтролируемой добычи через боковые скважины 35. Изображаемая на фиг. 6 конфигурация скважины и измерительного преобразователя позволяет осуществлять должное и непрерывное отображение поверхностей нефть/вода и нефть/газ, и/или газ/вода в имеющей сдвиг продуктивной формации, через которую проходит горизонтальная или наклонная добывающая скважина. Фиг. 7 изображает схематически вертикальное сечение имеющей сдвиг нефтеносной продуктивной формации 40, через которую проходит вертикальная нефтедобывающая скважина 41, которая оборудована верхним и нижним устройствами 42 и 43 контроля соответственно; причем указанные устройства являются устройствами того же типа, что и устройства по фиг. 2. Выше и ниже нефтеносной формации 40 находятся газоносный (СН 4) и водоносный (Н 2O) слои 44 и 45 соответственно. Устройства 42 и 43 контроля расположены в области границ нефть/газ и нефть/вода в продуктивной формации 40 вблизи добывающей скважины 41. Боковая скважина 46 малого диаметра пробурена от добывающей скважины 41 в продуктивную формацию 40 в направлении, по существу параллельном сдвигам 49. Боковая скважина 46 содержит верхнее и нижнее устройства 47 и 48 контроля соответственно для контроля границы раздела газ/нефть и нефть/вода над и под нефтеносной продуктивной формацией. Устройства 47 и 48 контроля являются устройствами того же типа, который изображен на фиг. 5, а другие части боковой скважины 46 цементированы для предотвращения неконтролируемой добычи через боковую скважину 46. Изображенная на фиг. 7 конфигурация скважины и измерительного преобразователя позволяет осуществлять должное и непрерывное отображение границ раздела газ/нефть и нефть/вода в имеющей сдвиг продуктивной 8 формации 40, через которую проходит вертикальная или наклонная нефтедобывающая скважина 41. Специалисту данной области техники будет понятно, что устройство и способ контроля согласно данному изобретению можно использовать для контроля границ раздела газа, нефти и/или воды в любом нужном месте в подземной формации. Их можно использовать для улучшения и корректировки моделей продуктивного пласта, и они позволяют осуществлять отображения и управления в реальном времени. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Способ контроля физических характеристик текучих сред в поровых пространствах подземной формации (3) вокруг скважины (1),при котором формируют в скважине (1) измерительную камеру (8), которая сообщается с поровыми пространствами формации (3), и измеряют физические характеристики текучей среды в измерительной камере (8) посредством измерительного средства, помещаемого в измерительную камеру (8), отличающийся тем, что измерение выполняют посредством измерительного средства в виде последовательности емкостных измерительных преобразователей (11), которые установлены в измерительной камере (8), гидравлически изолированной посредством рукава(5) и пакеров (6) от остальной части ствола скважины (1), и расположены через интервалы вдоль продольной оси ствола скважины (1),причем измерительные преобразователи (11) подключены к оборудованию контроля уровня текучей среды, с помощью которого идентифицируют присутствие и местоположение границы раздела между разными текучими средами, такими как вода, сырая нефть и/или природный газ в измерительной камере (8). 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что используют кольцевую измерительную камеру и пару расположенных через осевые интервалы пакеров (6), которые устанавливают между рукавом (5) и внутренней поверхностью (7) скважины (1). 3. Способ по п.1, отличающийся тем, что в нефте- и/или газодобывающей скважине (1) формируют множество расположенных через интервалы по оси измерительных камер (8). 4. Способ по любому одному из пп.1-3, отличающийся тем, что формируют измерительную камеру (27) в боковой скважине (22) малого диаметра, которую затем за исключением измерительной камеры (27) заполняют цементом (29) для предотвращения протекания текучих сред. 5. Устройство контроля физических характеристик текучих сред в поровых пространствах подземной формации (3) вокруг ствола скважины (1), содержащее пакеры (6) и рукав (5) для формирования в стволе скважины измеритель 9 ной камеры (8), сообщающейся с поровыми пространствами формации (3), и измерительное средство для измерения физических характеристик текучей среды внутри камеры (8), отличающееся тем, что измерительное средство выполнено в виде совокупности емкостных измерительных преобразователей (11), установленных в камере (8), причем измерительные преобразователи расположены через интервалы вдоль продольной оси ствола скважины (1) и выпол 10 нены с возможностью подключения к оборудованию контроля уровня текучей среды для идентификации присутствия и местоположения границы раздела между разными текучими средами, таким как вода, сырая нефть и/или природный газ в измерительной камере (8), при этом измерительная камера гидравлически изолирована рукавом (5) и пакерами (6), установленными на рукаве (5), от остальной части ствола скважины (1).