СИСТЕМА (ВАРИАНТЫ) И СПОСОБ ДЕТЕКТИРОВАНИЯ АКУСТИЧЕСКИХ СИГНАЛОВ, ПРИХОДЯЩИХ ИЗ СКВАЖИНЫ
SYSTEM (VERSIONS) AND DETECTION METHOD OF ACOUSTIC SIGNALS SUPPLIED FROM WELL

Область техники
Изобретение относится к детектированию акустических сигналов, генерируемых в скважинной системе.
Уровень техники
Рабочие (воздействующие) текучие среды могут инжектироваться в подземную формацию, чтобы облегчить добычу из формации флюидных ресурсов. Например, нагретые рабочие текучие среды (в частности, теплопереносящие текучие среды), такие как пар, могут использоваться, чтобы понизить вязкость флюидных ресурсов формации, в результате чего облегчается приток ресурсов в скважину с их последующим подъемом на поверхность. В качестве другого примера, рабочие текучие среды могут нагнетаться (инжектироваться) в одну или более нагнетающих скважин, чтобы способствовать притоку флюидных ресурсов к другим скважинам. Способ и система для детектирования акустических сигналов, генерируемых в скважинной системе, содержащая: нагнетательную колонну труб для нагнетания текучей среды, которая нагнетает указанную среду в часть скважины, находящуюся в пласте, и генерирует акустический сигнал; акустический детектор, детектирующий акустический сигнал, и анализатор акустического сигнала, который интерпретирует детектированный акустический сигнал, описана, например, в WO 99/02819 А1, кл. E21B 37/06, 21.01.1999. Аналогичные способ и система, дополнительно обеспечивающие нагрев нагнетаемой текучей среды, описаны, например, в SU 1144448 А1, кл. E21B 42/24, 15.02.1994.
Раскрытие изобретения
Изобретение обеспечивает создание системы для детектирования акустических сигналов, генерируемых в скважинной системе, содержащей:
нагнетательную колонну труб для нагнетания нагретой текучей среды, которая нагнетает указанную среду в часть скважины, находящуюся в пласте, и генерирует акустический сигнал;
акустический детектор, детектирующий акустический сигнал, и
анализатор акустического сигнала, который интерпретирует детектированный акустический сигнал.
Система по изобретению характеризуется тем, что нагнетательная колонна содержит осцилляторное устройство, обеспечивающее подачу в осциллирующем режиме потока текучей среды в ствол скважины, при этом указанный акустический сигнал создается осцилляциями давления в текучей среде.
Изобретение охватывает также способ детектирования акустических сигналов, генерируемых в скважинной системе, включающий следующие операции:
детектируют акустический сигнал, генерируемый в связи с нагнетанием нагретой рабочей текучей среды в часть скважины, находящуюся в пласте, и
интерпретируют детектированный акустический сигнал.
Способ по изобретению характеризуется тем, что акустический сигнал создают осцилляциями давления в текучей среде при подаче в осциллирующем режиме потока текучей среды в ствол скважины.
В некоторых вариантах изобретения колонна труб для нагнетания нагретой текучей среды нагнетает (закачивает) нагретую рабочую текучую среду в часть скважины, находящуюся в подземной зоне (в пласте), и генерирует акустический сигнал. Акустический детектор детектирует акустический сигнал, а анализатор акустического сигнала интерпретирует детектированный акустический сигнал.
В некоторых вариантах детектируют акустический сигнал, сгенерированный в связи с нагнетанием нагретой рабочей текучей среды в часть скважины, находящуюся в пласте, и интерпретируют детектированный акустический сигнал.
Согласно некоторым вариантам акустический сигнал, связанный с нагнетанием нагретой рабочей текучей среды в часть скважины, находящуюся в пласте, генерируется нагнетательной колонной. Акустический детектор детектирует этот сигнал, а анализатор акустического сигнала интерпретирует детектированный акустический сигнал.
Варианты изобретения могут характеризоваться одним или более из приводимых далее признаков. Анализатор акустического сигнала интерпретирует детектированный акустический сигнал, чтобы извлечь информацию, по меньшей мере, об одном из следующих объектов: нагнетательной колонне труб для нагнетания нагретой текучей среды, скважине или пласте. Извлекаемая информация включает информацию, относящуюся, по меньшей мере, к одному из следующих видов: описанию подземной формации, целостности (неповрежденности) скважины или функционированию нагнетательной колонны. Информация, относящаяся к описанию подземной формации, включает информацию, относящуюся, по меньшей мере, к положению границы текучей среды или к движению указанной границы. Информация, относящаяся к целостности скважины, включает информацию, относящуюся, по меньшей мере, к одному из следующих событий: утечке в компоненте скважины, утечке в оборудовании, установленном в скважине, наличию препятствия для потока в скважине и наличию препятствия для потока в оборудовании, установленном в скважине. Информация, относящаяся к функционированию нагнетательной колонны, включает информацию, относящуюся, по меньшей мере, к одному из следующих параметров: отношению воздух/топливо, температуре горения, эффективности горения и составу текучей среды.
Система дополнительно содержит контроллер, сконфигурированный с возможностью модифицировать, по меньшей мере, один аспект функционирования нагнетательной колонны на основе информации, предоставленной анализатором акустического сигнала. Нагнетательная колонна содержит, по меньшей мере, осцилляторное устройство для текучей среды, свисток или гудок. Акустический детектор содержит датчики, установленные в различных точках. При этом он содержит, по меньшей мере, один датчик, установленный в скважине, на поверхности земли или в другой скважине. Акустический детектор содержит, по меньшей мере, один датчик, установленный непосредственно на поверхности, по меньшей мере, одного компонента нагнетательной колонны. Нагнетательная колонна содержит парогенератор, установленный в скважине.
Нагретую рабочую текучую среду нагнетают в скважину с целью генерирования детектируемых акустических сигналов в течение множества временных периодов. Интерпретирование детектированного акустического сигнала включает идентифицирование одного из следующих свойств детектированного акустического сигнала: амплитуды, фазы или частоты. Функционирование скважинного оборудования модифицируют, по меньшей мере, частично на основе результатов интерпретирования детектированного акустического сигнала. Интерпретирование детектированного акустического сигнала включает идентифицирование переднего фронта акустического сигнала, генерируемого указанным осцилляторным устройством. Детектирование акустического сигнала включает детектирование акустического сигнала, генерируемого, по меньшей мере, одним из следующих устройств: парогенератором, осцилляторным устройством, свистком или гудком. Детектирование акустического сигнала включает детектирование первичного и вторичного акустических сигналов. Детектирование акустического сигнала включает детектирование, по меньшей мере, отраженного акустического сигнала или пропущенного акустического сигнала. Акустический сигнал включает первый акустический сигнал, при этом также детектируют и интерпретируют второй акустический сигнал. Движение границы текучей среды в пласте идентифицируют, по меньшей мере частично, на основе результатов интерпретирования первого и второго акустических сигналов. При этом идентифицирование движения границы текучей среды включает идентифицирование движения фронта потока пара. Свойства первого акустического сигнала сравнивают со свойствами второго акустического сигнала и идентифицируют различия между первым акустическим сигналом и вторым акустическим сигналом. Первый акустический сигнал детектируют в течение первого временного периода, а второй акустический сигнал детектируют в течение второго временного периода, наступающего позже первого временного периода. Первый и второй акустические сигналы детектируют в течение одного и того же временного периода. Первый акустический сигнал включает первый набор частот, а второй акустический сигнал включает второй набор частот, не содержащихся в первом наборе частот. Первый акустический сигнал детектируют в первой точке, а второй акустический сигнал детектируют во второй точке.
Нагнетательная колонна содержит осцилляторное устройство, внутренняя поверхность которого образует его внутренний объем, вход во внутренний объем и выход из внутреннего объема, при этом в процессе приема, через указанный вход сжимаемой рабочей текучей среды во внутренний объем и варьирования во времени расхода сжимаемой рабочей текучей среды, выходящей из внутреннего объема через указанный выход, указанная внутренняя поверхность находится в статическом состоянии. Нагнетательная колонна содержит дополнительное осцилляторное устройство и клапан для осуществления селективной подачи нагретой рабочей текучей среды, по меньшей мере, к указанному осцилляторному устройству или к дополнительному осцилляторному устройству. Осцилляторное устройство содержит первый паровой свисток, сконфигурированный с возможностью генерировать акустический сигнал, включающий первый интервал частот, а дополнительное осцилляторное устройство содержит второй паровой свисток, сконфигурированный с возможностью генерировать акустический сигнал, включающий второй интервал частот. Система по изобретению дополнительно содержит байпасный трубопровод и клапан для осуществления селективной подачи нагретой рабочей текучей среды, по меньшей мере, к одному из следующих объектов: осцилляторному устройству, дополнительному осцилляторному устройству или байпасному трубопроводу.
Краткое описание чертежей
Осуществление вариантов изобретения иллюстрируется прилагаемыми чертежами и нижеследующим подробным описанием. Из этого описания, а также из чертежей и прилагаемой формулы станут понятны и другие признаки изобретения.
На фиг.1A-1D схематично, в частичном разрезе представлены примеры скважинных систем.
На фиг.2 схематично иллюстрируется распространение акустических сигналов в скважинной системе.
На фиг.3А-3С иллюстрируются варианты выполнения компонентов скважинной системы, причем на фиг.3А на виде сбоку показан узел парового свистка; на фиг.3В этот узел представлен в разрезе плоскостью 3В-3В (см. фиг.3А); на фиг.3С представлен в продольном разрезе вариант втулки парового осцилляторного устройства.
На фиг.4А и 4В представлены блок-схемы, иллюстрирующие варианты способа детектирования акустических сигналов, генерируемых в скважинной системе.
Осуществление изобретения
Изобретение относится к получению информации о функционировании скважинной системы и свойствах подземной формации посредством детектирования и анализирования (интерпретирования) акустических сигналов, сгенерированных компонентами скважинной системы, содержащей, например, ствол скважины, пробуренный к подземной формации, и/или установленное в нем оборудование (например, заканчивающую колонну, один или более инструментов, связанных с этой колонной, обсадную колонну, пакеры, управляющие системы и/или другие компоненты). В некоторых случаях, например в процессе функционирования, компонент скважинной системы генерирует акустические сигналы. Эти сигналы, генерируемые компонентом скважинной системы, могут детектироваться одним или более датчиками. В некоторых случаях акустические сигналы могут детектироваться после их взаимодействия с одной или более средами взаимодействия в составе скважинной системы или подземной формации. Анализ детектированных акустических сигналов может обеспечить информацию о данных средах и/или о компоненте скважинной системы, генерирующем акустические сигналы. В некоторых вариантах акустические сигналы могут распространяться, отражаться, ослабляться, смещаться по фазе, фильтроваться и/или изменяться под воздействием всех или части сред взаимодействия иным образом, зависящим, например, от акустического импеданса этих сред. Анализ распространения, отражения, ослабления, фазового сдвига, фильтрации и/или других эффектов может дать информацию о среде взаимодействия. Примеры сред взаимодействия включают текучие и нетекучие среды (соответствующие стволу скважины и компонентам скважинной системы, рабочим текучим средам, подземной формации, окружающей ствол скважины, и содержащимся в ней ресурсам, средам над поверхностью земли и/или поверхностным компонентам системы).
Акустические сигналы могут соответствовать механическим вибрациям, распространяющимся в текучей среде или в среде любого иного типа. Акустические сигналы могут включать, например, звуковые волны, сейсмические волны, первичные, вторичные, третичные волны и т.д. Например, первичная волна может включать акустический сигнал, распространяющийся непосредственно от источника к детектору, тогда как вторичная волна может включать отраженный акустический сигнал, попадающий от источника на детектор непрямым путем. Акустические сигналы могут включать продольные волны (например, волны сжатия) и/или поперечные волны (например, сдвиговые волны). Акустические сигналы могут лежать в широком частотном диапазоне. Например, они могут иметь частоты в интервалах 1-100 Гц, 0,1-1,0 кГц, 1-100 кГц и/или в других частотных интервалах. В ряде вариантов акустические сигналы могут включать одну или более частот, лежащих ниже, в пределах и/или выше диапазона звуковых частот. В некоторых вариантах акустические сигналы лежат в интервале от 1 Гц до 100 кГц.
Акустические сигналы могут генерироваться осцилляторным устройством или осцилляторной системой и/или парогенератором, установленным в стволе скважины. Парогенератор может содержать топку, которая при своем функционировании генерирует акустические сигналы. В качестве другого примера, осцилляторное устройство может создавать осцилляции в сжимаемой рабочей текучей среде в стволе скважины, чтобы генерировать акустические сигналы, способствующие повышению добычи из пласта. По меньшей мере, часть акустических сигналов, генерируемых осцилляторным устройством и/или парогенератором, может детектироваться одним или более датчиками. В некоторых случаях до того, как они достигнут одного или более датчиков, акустические сигналы могут вступать во взаимодействие со средой взаимодействия, такой как компонент скважинной системы и/или область подземной формации, окружающей ствол скважины. Воздействие среды взаимодействия на акустический сигнал может зависеть от акустического импеданса или от его вариаций в среде взаимодействия. Анализ детектированных акустических сигналов может дать информацию о парогенераторе, осцилляторном устройстве, среде взаимодействия и/или других объектах.
В некоторых случаях акустический сигнал может быть детектирован, например, поверхностными акустическими датчиками, акустическими датчиками, установленными внутри и/или вокруг ствола скважины, акустическими датчиками в другом стволе скважины и/или акустическими датчиками, расположенными в других местах. Акустический датчик, такой как гидрофон, геофон или датчик другого типа, может содержать преобразователь для преобразования акустических сигналов в электромагнитные сигналы. В некоторых случаях акустический датчик устанавливается непосредственно на компонент скважинной системы, генерирующий звук, или вблизи этого компонента. Анализ детектированных акустических сигналов может включать Фурье-анализ частотных компонентов акустических сигналов. Например, анализ детектированных акустических сигналов может включать Фурье-преобразование данных во временной области с целью идентифицировать данные о фазе и/или амплитуде на различных частотах. Анализ детектированных акустических сигналов может включать также идентифицирование переднего фронта акустического сигнала, например переходного сигнала, а также идентифицирование функции отклика среды взаимодействия. Идентифицирование функции отклика может, в свою очередь, включать анализ акустического сигнала на множестве частот и/или интенсивностей. Анализ детектированных акустических сигналов может дать информацию о ресурсах и/или формациях в интересующей подземной зоне.
Акустические данные могут включать единственный акустический сигнал или множество акустических сигналов, принятых в различные временные периоды и/или во множестве различных точек. При этом акустические данные могут быть одномерными (1-D) и/или многомерными, например двумерными (2-D), трехмерными (3-D), четырехмерными (4-D) и т.д. Размерность массива акустических данных может соответствовать любому релевантному параметру. Например, она может соответствовать пространственному параметру (такому как положение или волновое число), временному параметру (такому как время или частота во временной области) или параметру другого типа (например, фазе или амплитуде). Данные типа 1-D могут включать амплитуду отраженного (или пропущенного) сигнала как функцию времени и/или пройденного расстояния. Данные типа 2-D могут включать серию массивов данных типа 1-D, пространственно распределенных вдоль заданной трассы, например, с целью получить данные для сечения подземной зоны. Альтернативно данные типа 2-D могут включать серию массивов данных типа 1-D, распределенных во времени в пределах интересующего периода. Данные типа 3-D могут включать серию массивов данных типа 1-D, пространственно распределенных по некоторой площади, например, с целью получить объемные данные о подземной зоне. Данные типа 4-D могут включать временные ряды массивов данных типа 3-D.
В некоторых случаях анализ акустических сигналов включает интерпретирование акустических сигналов, которое может обеспечивать получение информации, относящейся к расположению границ между средами с различными акустическими импедансами, например границ текучей среды, в частности границ между такими веществами, как нефть, вода, газ, пар. Граница текучей среды может включать фронт потока пара, причем анализ акустического сигнала может дать информацию, связанную с положением, распределением и/или миграцией фронта потока пара. В некоторых случаях анализ детектированных акустических сигналов может включать их коррелирование с сейсмическими данными, данными акустического каротажа и/или другими данными каротажа. В некоторых случаях при анализе могут использоваться входные акустические сигналы, детектированные в течение двух или более различных временных интервалов, и/или детектированные волны, соответствующие частотным интервалам первого осцилляторного устройства и, по меньшей мере, второго осцилляторного устройства. В некоторых случаях анализ акустических сигналов включает интерпретирование акустических сигналов с целью получить информацию о функциональных аспектах одного или более компонентов скважинной системы. В некоторых случаях получаемая информация может включать информацию о функциональном состоянии топки, например об отношении воздух/топливо, температуре горения, эффективности сжигания топлива, и/или другие данные. В некоторых случаях анализ детектированных акустических сигналов может включать коррелирование детектированных данных с данными управления, например с данными, относящимися к идеальному и/или неидеальному функциональному состоянию топки.
Промежуток времени между моментом генерирования акустического сигнала акустическим источником и моментом детектирования последовательности отраженных акустических сигналов акустическим детектором дает в некоторых вариантах оценки глубины соответствующих границ и/или формаций, от которых были отражены соответствующие волны. Амплитуды отраженных акустических сигналов могут быть функцией плотности и пористости соответствующих границ, от которых отразились указанные волны, а также формаций, через которые они прошли. Фазовый угол и частотное содержание отраженных акустических сигналов может зависеть от флюидов формации, подземных ресурсов и/или других характеристик формации.
В некоторых вариантах акустические данные могут быть использованы для мониторинга миграции текучих сред, например движения фронта потока пара и/или миграции ресурсов (например, нефти) под воздействием инжектированного пара. В других вариантах акустические данные могут быть использованы для мониторинга и/или зондирования целостности скважинной системы. Например, акустические данные могут обеспечить информацию о наличии в скважинном оборудовании трещин и/или утечек. В некоторых вариантах акустические данные могут быть использованы для мониторинга функционирования парогенератора.
На фиг.1А представлена схема, иллюстрирующая скважинную систему 100а. Представленный вариант скважинной системы 100а содержит ствол 102 скважины, пробуренной к подземной формации, расположенной под поверхностью 110 земли. Ствол 102 скважины обсажен обсадной колонной 108, которая может быть зацементирована в стволе 102 скважины. В некоторых случаях ствол 102 скважины может быть открытым стволом, при отсутствии обсадной колонны 108. Представленный ствол 102 скважины содержит вертикальную секцию и горизонтальную секцию. Однако ствол скважины может быть вертикальным, без каких-либо горизонтальных секций. Альтернативно ствол скважины может представлять собой любую комбинацию горизонтальных, вертикальных, изогнутых и/или наклонных секций. В многоствольных, например двуствольных, скважинах или скважинах для реализации метода гравитационного дренирования при закачке пара (steam assisted gravity drainage, SAGD) ствол скважины может состоять из нескольких параллельных секций. Пакеры 152 изолируют осевые секции ствола скважины, например, путем формирования уплотнения, перекрывающего канал для потока между этими секциями.
У подземной формации имеется множество зон (пластов) 112а, 112b, 112с. Эти пласты могут включать слоистые структуры, причем конкретный пласт может включать несколько слоев и/или часть одного слоя. Пласты могут содержать скальные породы, минералы и ресурсы, обладающие различными свойствами. Например, пласты могут включать пористые скальные породы, скальные обломки, пар, нефть, газ, уголь, воду, песок и/или другие материалы. В некоторых случаях акустические данные используются для идентификации свойства пласта.
Скважинная система 100а содержит рабочую колонну 106, сконфигурированную для установки в стволе 102 скважины. Рабочая колонна 106, которая заканчивается выше уровня поверхности 110, в устье 104 скважины, образует трубопровод, сконфигурированный с возможностью переноса материала в ствол 102 скважины и/или из него. Например, по рабочей колонне 106 можно подавать текучую среду (например, пар или теплопереносящую текучую среду иного типа) к определенной части ствола 102 скважины. Рабочая колонна 106 может быть связана с источником текучей среды. Примерами источников текучей среды являются парогенератор, котел, машина внутреннего сгорания или иной агрегат внутреннего сгорания, трубопровод, например, для подачи природного газа и/или резервуар для топлива (находящегося под давлением).
В представленном примере рабочая колонна 106 может представлять собой нагнетательную колонну для нагнетания (инжекции) нагретой рабочей текучей среды в ствол 102 скважины. В рабочей колонне 106 устанавливаются и/или к ней крепятся различные инструменты и оборудование. Скважинная система 100а содержит также паровые осцилляторные системы 118а и 118b для осуществления осцилляции в потоке текучей среды, поступающей в ствол 102 скважины. Нагнетательная колонна может содержать любое количество паровых осцилляторных систем 118; однако в некоторых случаях она вообще не содержит таких систем. Показанная рабочая колонна 106 содержит парогенератор 116, связанный по потоку с паровой осцилляторной системой 118а. Парогенератор 116 представляет собой источник текучей среды, который может быть установлен в любом месте скважинной системы 100а. Например, парогенератор 116 может быть установлен в любом месте внутри ствола 102 скважины или выше уровня поверхности 110, снаружи ствола 102. Показанный в качестве примера скважинный парогенератор 116 имеет входы для приема текучей среды с поверхности 110. При этом парогенератор 116 нагревает поступающую текучую среду, чтобы генерировать пар и/или получить нагретую теплопереносящую текучую среду другого типа. В некоторых вариантах тепло образуется в результате одного или более процессов горения (например, сжигания топлива и кислорода), химического процесса другого типа, электронагрева и/или других процессов. В ряде случаев для генерирования акустических сигналов нагнетательная колонна может содержать один или более гудков. Например, для генерирования, передачи и/или поддерживания акустических сигналов гудок может быть выполнен с сужающейся внутренней полостью.
Обсадная колонна может быть снабжена перфорационными отверстиями 114 в области любой подземной зоны (пласта). Через перфорационные отверстия 114 изображенной обсадной колонны 108 пар может быть инжектирован в пласты 112а и/или 112b. В некоторых случаях пар инжектируют в эти пласты через данные отверстия 114 с осциллирующим расходом. Кроме того, через перфорационные отверстия 114 из продуктивного пласта могут поступать различные ресурсы (например, нефть, газ и/или другие флюиды), а также другие материалы (например, песок и/или вода). Обсадная колонна 108 и/или рабочая колонна 106 могут содержать также различные системы и оборудование (не изображены). Например, обсадная колонна и/или рабочая колонна могут содержать устройства для контроля притока, противопесчаные фильтры, хвостовики, снабженные прорезями, подвески хвостовиков и/или другие компоненты.
Скважинная система 100а имеет также управляющую систему, которая содержит контроллер 120, сигнальные линии 124 и датчики 122а, 122b, 122с, 122d, 122е, 122f, 122g, 122h (совместно именуемые датчиками 122). Показанные датчики 122 детектируют акустические сигналы. Примерами датчиков 122 могут служить, в частности, геофоны, гидрофоны и измерительные преобразователи давления, устанавливаемые на поверхности 110, в стволе 102 скважины или в другом стволе (например, расположенном смежно со стволом 102). В некоторых вариантах управляющая система содержит дополнительные датчики, которые детектируют другие физические параметры, отличные от акустических сигналов. Например, управляющая система может содержать также датчики, которые детектируют температуру, давление, расход, ток, напряжение и/или какие-либо иные параметры. В некоторых случаях управляющая система содержит также монитор 126, на котором могут отображаться данные, относящиеся к скважинной системе 100а. Монитор 126 может представлять собой жидкокристаллический дисплей, электронно-лучевую трубку или любое другое устройство для отображения графической информации. Управляющая система содержит одну или более сигнальных линий 124, которые обеспечивают возможность связи между компонентами скважинной системы 100а. Например, по сигнальным линиям 124 датчики могут передавать данные контроллеру 120, а контроллер 120 может посылать сигналы управления парогенератору 116 и/или паровой осцилляторной системе 118. В ряде вариантов датчики 122 связываются с контроллером 120, используя выделенные сигнальные линии. В других вариантах датчики 122 осуществляют связь посредством сигнальных линий совместного пользования. В некоторых случаях сигнальные линии содержат металлические проводники, волоконные световоды и/или другие подходящие элементы. В отдельных вариантах некоторые или все сигнальные линии 124 могут отсутствовать. Например, датчики 122 могут передавать данные на поверхность 110, используя электромагнитную связь, которая не требует протягивания в скважину сигнальных линий. В качестве канала электромагнитной связи может быть использована низкочастотная электромагнитная телеметрия.
Датчики 122 могут находиться в различных точках скважинной системы 100а. В представленном примере датчик 122а установлен над поверхностью 110 земли, вблизи устья 104 скважины, датчик 122b - над поверхностью 110 земли, на расстоянии от устья 104 скважины, датчик 122с - ниже поверхности 110 земли, на расстоянии от устья 104 скважины, датчик 122d - в стволе 102 скважины, с небольшим смещением в радиальном направлении относительно обсадной колонны 108, а в продольном направлении между поверхностью 110 земли и паровой осцилляторной системой 118, датчик 122е - в стволе 102 скважины, с небольшим смещением в радиальном направлении относительно рабочей колонны 106, а в продольном направлении между поверхностью 110 земли и паровой осцилляторной системой 118; датчик 122f - вблизи парогенератора 116, датчик 122g - вблизи паровой осцилляторной системы 118а; датчик 122h - в стволе 102 скважины, с небольшим смещением в радиальном направлении относительно обсадной колонны 108, а в продольном направлении за паровой осцилляторной системой 118а; датчик 122i - вблизи паровой осцилляторной системы 118b. Датчики могут быть установлены также в дополнительных и/или альтернативных точках, не показанных на фиг.1А.
Один или более датчиков 122 могут быть интегрированы в конструкцию одного или более компонентов скважинной системы. Например, датчик 122f может быть интегрирован в конструкцию парогенератора 116. Альтернативно датчик 122f может быть выполнен как отдельное устройство, чувствительное к акустическим сигналам и установленное вблизи парогенератора 116. В качестве другого примера, датчик 122g может быть установлен не вблизи паровой осцилляторной системы 118а, а интегрирован в конструкцию этой системы. В некоторых случаях скважинная система 100а является многоствольной, причем один или более датчиков могут быть установлены не в стволе 102 скважины, а в другом ее стволе (как это показано на фиг.1C). Например, датчиком, интегрированным в конструкцию компонента скважинной системы, установленного в другом стволе, может быть датчик 122с, показанный на фиг.1А. В других вариантах датчик 122с может быть установлен ниже поверхности 110 с применением какой-либо иной технологии. Датчик, установленный вблизи нагнетательной колонны, может использоваться для детектирования опорного акустического сигнала (базовой линии) от акустического источника. Например, датчик 122g может использоваться для детектирования опорного акустического сигнала от паровой осцилляторной системы 118а. Этот опорный акустический сигнал может сравниваться с акустическим сигналом, детектируемым другим датчиком 122, расположенным на большем расстоянии от паровой осцилляторной системы 118а (например, датчиком 122b).
На фиг.1В более подробно представлена часть скважинной системы 100b. Как показано на фиг.1В, паровая осцилляторная система 118 подает пар 154а и/или другие теплопереносящие текучие среды в ствол 102 скважины ниже пакера 152. Пакер 152 изолирует продольные секции ствола 102 скважины одну от другой и перекрывает путь пару 154а по стволу 102 скважины в направлении поверхности 110. Пар 154а проникает в пласт 112 через перфорационные отверстия 114, расположенные ниже пакера 152. Пар 154b, который проник в подземную формацию из ствола 102 скважины, способен понизить вязкость флюидных ресурсов 156 и/или каким-либо иным образом стимулировать добычу из пласта. Когда пар растекается по пласту 112, фронт 158 потока пара перемещается по этому пласту. В некоторых случаях акустические данные можно использовать для мониторинга движения фронта 158 потока пара. Например, фронт потока пара может соответствовать границе между паром 154b и флюидными ресурсами 156. Соответственно, фронт потока пара может представлять место скачка акустического импеданса, который может детектироваться путем обработки акустических сигналов, отраженных фронтом 158 потока пара и/или пропущенных им. Для управления работой компонентов скважинной системы 100b она содержит средства 140 управления. Эти средства могут поддерживать связь с компонентами скважинной системы 100b, включая управляющие клапаны 150а, 150b и 150с. Например, средства 140 управления могут осуществлять связь с управляющими клапанами 150а, 150b, 150с по управляющим линиям 144а, 144b, 144с соответственно. Управляющие линии 144а, 144b, 144с могут представлять собой электрические, гидравлические, волоконнооптические и/или другие управляющие линии.
Управляющие клапаны 150а, 150b, 150с могут быть реализованы как регулирующие клапаны, контролирующие расход текучей среды в трубопроводе. Эти управляющие клапаны могут применяться для управления работой одного или более компонентов скважинной системы. Например, рабочая колонна 106 может подавать к парогенератору 116 окислитель, в частности воздух и/или кислород, с расходом, контролируемым посредством управляющего клапана 150а. Трубопровод 146 может подавать к парогенератору 116 топливо, такое, например, как жидкое горючее, природный газ, пропан, с расходом, контролируемым управляющим клапаном 150b, а трубопровод 148 может подавать к парогенератору 116 теплопереносящую текучую среду, такую, например, как вода, пар и/или синтетическая текучая среда, с расходом, контролируемым посредством управляющего клапана 150с. Средства 140 управления могут посылать управляющим клапанам 150а, 150b, 150с сигналы на основе данных, полученных от контроллера 120.
В одном из вариантов функционирования системы парогенератор 116 генерирует пар, используя материалы, полученные им из рабочей колонны 106 и трубопроводов 146 и 148. У парогенератора 116 имеется топка 182, в которой может сжигаться топливовоздушная смесь. Режим работы топки 182 может контролироваться и/или изменяться в зависимости от акустических сигналов, детектируемых датчиком, например датчиком 122f. Сам парогенератор 116 при своем функционировании также генерирует акустические сигналы. Например, в парогенераторе 116, который генерирует тепло в результате горения, процесс горения может генерировать акустические сигналы, которые можно использовать, чтобы характеризовать этот процесс. Акустические сигналы детектируются одним или более датчиками 122f, 122g, 122h и/или другими датчиками. Детектированные акустические данные передаются контроллеру 120, который анализирует акустические данные, возможно, в сочетании с данными от других датчиков. Например, контроллер 120 может использовать информацию от одного или более датчиков температуры, одного или более датчиков давления, одного или более расходомеров и/или других датчиков или измерительных устройств. В некоторых случаях датчики температуры могут измерять температуру горения, температуру нагретой текучей среды, генерируемой парогенератором 116, температуру в стволе скважины вокруг парогенератора 116, температуры воздуха, окислителя и/или теплопереносящей текучей среды и/или другие температуры. Датчики давления могут измерять давление в топке парогенератора 116, давление в стволе скважины вблизи парогенератора 116, давления воздуха, окислителя и/или теплопереносящей текучей среды и/или другие давления. Расходомеры могут измерять расходы потоков воздуха, окислителя и/или теплопереносящей текучей среды, поступающих в парогенератор 116, расход нагретой текучей среды, выходящей из парогенератора 116, и/или другие расходы. В некоторых случаях акустический сигнал, генерируемый парогенератором 116 и детектируемый датчиками 122, дает информацию о рабочем состоянии парогенератора 116, например, о том, является это состояние идеальным или нет.
В некоторых условиях работы парогенератора 116 возникает нестабильность в сжигании топлива и окислителя. Например, подача теплопереносящей текучей среды в парогенератор 116 со слишком большим расходом может в большей или меньшей степени подавлять горение топлива и окислителя. Это может привести к нестабильности, т.е. процесс горения перестает быть стабильным, ровным и сильным. В другом примере схожую нестабильность может вызвать выбор слишком высокого отношения топливо/окислитель (т.е. использование богатой горючей смеси). Нестабильность горения обычно приводит к возникновению непостоянного акустического сигнала, например к треску. Примеры неидеальных функциональных состояний топки, которые можно идентифицировать и/или диагностировать на основе акустических данных, включают сжигание бедной смеси (например, смеси, у которой отношение окислитель/топливо выше этого отношения в стехиометрической смеси окислителя и топлива), сжигание богатой смеси (например, смеси, у которой отношение окислитель/топливо ниже этого отношения в стехиометрической смеси окислителя и топлива) и подавление пламени в состоянии повторного зажигания (например, реакция горения временно прекращается или существенно замедляется). В некоторых вариантах интерпретация акустических данных может использоваться для верификации горения в топке. В некоторых случаях частичное подавление реакции горения и/или другие источники нестабильности могут приводить к возникновению ударных волн, которые могут анализироваться с целью идентификации указанного подавления и/или других источников нестабильности.
Контроллер 120 может быть запрограммирован на распознавание акустических данных, указывающих на неидеальное функциональное состояние компонента скважинной системы. В некоторых случаях контроллер 120 может быть запрограммирован с возможностью идентифицировать причину неидеального функционального состояния парогенератора 116 на основе детектированных акустических данных. Например, различные типы неидеальных функциональных состояний могут давать различные акустические сигналы, а контроллер 120 может быть запрограммирован с возможностью идентифицировать различные акустические сигналы и определить, какое именно неидеальное функциональное состояние имеет место. В некоторых случаях контроллер 120 может быть запрограммирован с возможностью генерировать команды на изменение параметров работы парогенератора 116 в зависимости от идентифицированной причины неидеального функционального состояния. Команды могут передаваться непосредственно на парогенератор 116 (по сигнальным линиям 124) или средствам 140 управления. На основе полученных команд парогенератор 116 может изменить соответствующий параметр и/или средства 140 управления могут изменить настройку управляющих клапанов 150а, 150b и/или 150с. Например, в ряде случаев на основе детектированных акустических сигналов может быть модифицировано отношение воздух/топливо в топке. Альтернативно на основе детектированных акустических сигналов может быть отрегулирован расход рабочей текучей среды, подаваемой в парогенератор 116.
В ряде случаев может оказаться затруднительным или непрактичным, в дополнение к установлению наличия неидеального функционального состояния, определять характер этого неидеального состояния. Поэтому контроллер 120 может быть запрограммирован с возможностью генерировать команды на настройку различных параметров парогенератора 116 (например, характеристик топлива, окислителя, рабочей текучей среды) в режиме проб и ошибок до тех пор, пока неидеальное функциональное состояние не будет скорректировано. Например, при выявлении неидентифицированного неидеального функционального состояния контроллер 120 может произвести настройку отношения топливо/окислитель и определить, устранено ли данное неидеальное состояние. Если нет, контроллер 120 может произвести регулировку подаваемого количества топлива и окислителя и снова определить, устранено ли неидеальное состояние. Если нет, контроллер 120 может произвести настройку расхода рабочей текучей среды и затем настройку других параметров до тех пор, пока он не выявит настройку, которая устраняет неидеальное функциональное состояние или улучшает его. При выработке команд управления параметрами парогенератора 116 контроллер 120 может использовать, в дополнение к информации, содержащейся в акустических сигналах, информацию от других датчиков, таких как датчики кислорода, датчики температуры, датчики расхода и/или датчики давления.
В одном из вариантов работы паровая осцилляторная система 118 создает осцилляции теплопереносящей текучей среды в стволе 102 скважины, генерируя при этом акустические сигналы. В некоторых случаях данная система настроена на генерирование акустических сигналов, имеющих специфические свойства. Например, паровая осцилляторная система 118 может содержать один или более паровых свистков, чтобы генерировать акустические сигналы, имеющие одну или более заданных частот. В некоторых случаях частоты осцилляции, создаваемые паровой осцилляторной системой 118, согласованы с резонансными частотами ствола 102 скважины, его отдельных участков, компонентов скважинной системы 100b и/или участков подземной формации. Генерирование акустических сигналов на резонансных частотах в ряде случаев может увеличить и/или оптимизировать акустический отклик. Воздействие на объект на его резонансной частоте может увеличить и/или максимизировать энергию, передаваемую объекту, и тем самым увеличить и/или максимизировать акустический отклик, генерируемый объектом. Например, полость, образованная обсадной колонной 108 под осцилляторной системой 118, будет иметь характеристическую резонансную частоту. Акустический сигнал с частотой, достаточно близкой к резонансной частоте указанной полости, может способствовать обеспечению высокой или даже максимальной амплитуды колебаний давления в полости. Может существовать также акустическая резонансная частота, ассоциированная с подземной формацией и/или с ее участками или с находящимися в ней материалами. Если паровая осцилляторная система 118 генерирует акустические сигналы на резонансных частотах формации или близких к ним, могут быть достигнуты, например, более высокие значения скорости текучей среды и/или амплитуд давления внутри формации. Достижение этих более высоких значений может улучшить инжектируемость текучей среды и/или уменьшить канализирование пара. Акустические сигналы детектируются в данном случае одним или более датчиками 122f, 122g, 122h и/или другим датчиком.
В некоторых случаях акустические сигналы до того, как они будут детектированы, взаимодействуют с подземной формацией и/или с компонентами скважинной системы 100b. Детектированные акустические данные передаются контроллеру 120, который анализирует эти данные отдельно или в сочетании с другой информацией. Например, контроллер 120 может использовать информацию от одного или более датчиков температуры, одного или более датчиков давления, одного или более расходомеров и/или других датчиков или измерительных устройств. В некоторых случаях датчики температуры могут измерять температуру горения, температуру нагретой текучей среды, генерируемой парогенератором 116, температуру в стволе скважины вокруг парогенератора 116, температуры воздуха, окислителя и/или теплопереносящей текучей среды и/или другие температуры. Датчики давления могут измерять давление в топке (камере сгорания) парогенератора 116, давление в стволе скважины вблизи парогенератора 116, давления воздуха, окислителя и/или теплопереносящей текучей среды и/или другие давления. Расходомеры могут измерять расходы воздуха, окислителя и/или теплопереносящей текучей среды, подаваемой в парогенератор 116, расход нагретой текучей среды на выходе парогенератора 116 и/или другие расходы. Акустические данные, детектируемые датчиками 122, дают информацию, относящуюся к ресурсам, находящимся в подземной формации. В ряде случаев, основываясь на детектированных акустических сигналах, можно определить положение границы между двумя или более различными материалами. Например, может быть идентифицирована граница между нефтью и водой или другим материалом.
На фиг.1С иллюстрируется пример скважинной системы 100с, которая содержит рабочую колонну 106, установленную в стволе 102 скважины. Рабочая колонна 106 является нагнетательной колонной. Нагнетательная колонна содержит парогенератор 116, управляющий клапан 150d, трубопроводы 180а, 180b, 180c, 180d и свистки 302а и 302b. Трубопроводы могут быть выполнены из жестких или гибких труб (т.е. представлять собой шлангопроводы). Управляющий клапан 150d может селективно направлять поток текучей среды из трубопровода 180а в любую комбинацию трубопроводов 180b, 180c, 180d. Управляющий клапан 150d может принимать по управляющей линии 144d управляющий сигнал, который может генерироваться, например, средствами 140 управления или контроллером 120. В соответствии с полученным сигналом управляющий клапан 150d может выбрать единственный трубопровод, ни одного трубопровода или более одного из трубопроводов 180b, 180c, 180d. Трубопровод 180d может подавать текучую среду к какому-то иному устройству (не изображено) или служить в качестве байпаса, подающего текучую среду прямо в ствол 102 скважины.
Свистки 302 будут более подробно описаны далее со ссылками на фиг.3А и 3В. Каждый из свистков 302 может быть заменен осцилляторным устройством другого типа, например осцилляторным устройством 309а по фиг.3С. Скважинная система 100с может содержать определенное количество свистков и/или других осцилляторных устройств, подключенных к парогенератору 116. Свистки могут быть расположены рядом друг с другом или на расстоянии друг от друга (составляющем, например, 3 м, 100 м, 300 м и т.д.). Свистки могут быть настроены на различные или одинаковые акустические частоты.
В одном варианте изобретения парогенератор 116 принимает ненагретую рабочую текучую среду, нагревает ее и выпускает в трубопровод 180а. В течение первого временного периода нагретая рабочая текучая среда подается к свистку 302а, и этот свисток генерирует первый акустический сигнал, имеющий первый частотный состав (который может включить одну частоту или набор различных частот). В течение второго временного периода нагретая рабочая текучая среда подается к свистку 302b, и этот свисток генерирует второй акустический сигнал, имеющий первый и/или второй частотный состав. Второй временной период может предшествовать первому временному периоду, следовать за ним или накладываться на него. В течение третьего временного периода нагретая рабочая текучая среда подается в ствол 102 скважины по трубопроводу 180d. Третий временной период может предшествовать, следовать или накладываться на первый и/или второй временные периоды. В течение первого, второго и/или третьего временных периодов парогенератор 116 может генерировать также третий акустический сигнал.
Любой из первого, второго или третьего акустических сигналов может детектироваться датчиками 122f, 122g, 122h, 122i и/или любым из других датчиков, показанных на фиг.1А, 1B, 1C. Акустические сигналы, детектируемые датчиком, могут быть подвергнуты обработке, чтобы идентифицировать часть первого, второго и/или третьего акустических сигналов. Например, детектированные акустические сигналы могут быть подвергнуты обработке, чтобы идентифицировать прямой сигнал, вторичный сигнал, отраженный сигнал, пропущенный сигнал, опорный сигнал и/или любую другую часть акустического сигнала, генерируемого в связи с нагнетанием нагретой рабочей текучей среды в скважину. Идентифицированные части детектированных акустических сигналов могут быть сопоставлены, профильтрованы, модифицированы, подвергнуты операции свертки, преобразованы и/или обработаны каким-либо иным образом.
В результате обработки акустических сигналов может быть извлечена информация, по меньшей мере, об одной нагнетательной колонне, о скважине или о пласте. Извлекаемая информация может включать информацию, относящуюся, по меньшей мере, к одному из следующих видов: описанию подземной формации, целостности скважины и функционированию нагнетательной колонны. Информация, относящаяся к описанию подземной формации, может включать, в частности, информацию, относящуюся, по меньшей мере, к положению границы текучей среды или к движению указанной границы. Информация, относящаяся к целостности скважины, может включать, например, информацию, относящуюся, по меньшей мере, к негерметичности компонента скважины, негерметичности оборудования, установленного в скважине, и/или препятствию для потока в скважине, и/или препятствию для потока в оборудовании, установленном в скважине. Информация, относящаяся к функционированию нагнетательной колонны, может включать информацию, относящуюся, по меньшей мере, к отношению воздух/топливо, температуре горения, эффективности сжигания топлива или составу текучей среды. Контроллер 120 может модифицировать, по меньшей мере, один аспект функционирования нагнетательной колонны, основываясь на информации, полученной при анализе акустических сигналов.
На фиг.1D иллюстрируется пример функционирования скважинной системы 100d. Представленная скважинная система 100d содержит первый и второй стволы 102а, 102b скважины. Ствол 102а скважины может содержать те же компоненты, что и ствол 102 скважины по фиг.1А или 1В. Ствол 102b скважины может включать те же и/или другие компоненты по сравнению с имеющимися в стволе скважины 102 по фиг.1А или 1В. Например, ствол 102b скважины может дополнительно содержать рабочую колонну 106b. Ствол 102b скважины содержит датчики 122j и 122k, установленные ниже поверхности 110. Скважинная система 100d содержит также датчик 122i, установленный над поверхностью 110. Интересующий пласт 112 включает в себя две различные области 172а, 172b, разделенные границей 170. В представленном примере область 172а находится выше горизонтальной границы 170 раздела, а область 172b - ниже этой границы. Однако в других случаях граница 170 может иметь любую конфигурацию, являясь, например, вертикальной, горизонтальной, наклонной, изогнутой или извилистой. Граница 170 может, например, соответствовать границе между областью 172а, содержащей в основном нефть и/или скальную породу, и областью 172b, содержащей в основном пар и/или скальную породу. В некоторых случаях свойства границы 170 и областей 172а и/или 172b могут быть идентифицированы на основе акустических сигналов, сгенерированных компонентами скважинной системы 100d. Граница 170 может характеризоваться изменением акустического импеданса.
Примеры акустических сигналов представлены на фиг.1D в виде стрелок 160а, 160b, 160с, 160d, 160e и 160f. Стрелки 160а и 160b иллюстрируют акустические сигналы, сгенерированные паровой осцилляторной системой 118. Стрелка 160b иллюстрирует часть акустических сигналов, которые взаимодействуют с областью 172b и детектируются датчиком 122k. Стрелка 160а иллюстрирует часть акустических сигналов, которые взаимодействуют с областью 172b и с границей 170. Когда акустические сигналы достигают границы 170, часть этих акустических сигналов проникает в область 172а, как это показано стрелками 160e и 160f. Стрелка 160f иллюстрирует часть распространяющихся акустических сигналов, детектируемых ниже уровня поверхности 110 датчиком 122j, а стрелка 160e - часть распространяющихся акустических сигналов, детектируемых выше уровня поверхности 110 датчиком 122i. Некоторые акустические сигналы отражаются от границы 170, как это показано стрелками 160с и 160d. Акустические сигналы могут отражаться, например, вследствие различных значений акустического импеданса в областях 172а и 172b. Стрелка 160с иллюстрирует часть отраженных акустических сигналов, детектируемых датчиком 122k в стволе 102b скважины, а стрелка 160d - часть отраженных акустических сигналов, детектируемых датчиком 122h в стволе 102а скважины. Стрелки 160а, 160b, 160с, 160d, 160e и 160f соответствуют примерам акустических сигналов, не накладывающим никаких ограничений на генерирование и/или детектирование акустических сигналов в скважинной системе.
На фиг.2 приведена блок-схема, иллюстрирующая детектирование и анализ акустических сигналов, генерируемых в скважинной системе. Скважинная система 200 содержит различные компоненты, такие как представленные на фиг.1А, в том числе обсадную колонну, парогенератор, осцилляторную систему, эксплуатационные пакеры, устройства контроля притока флюида и др. Некоторые компоненты скважинной системы могут быть установлены выше уровня поверхности, ниже этого уровня, внутри ствола скважины, снаружи ствола скважины и/или в других местах. Среди компонентов скважинной системы могут иметься один или более акустических источников 208; одна или более сред 210а взаимодействия; один или более акустических детекторов 212 и один или более анализаторов 214 акустического сигнала. Скважинная система 200 может включать и другие компоненты 206.
Как показано на фиг.2, акустические сигналы, генерируемые акустическим источником 208, детектируются акустическим детектором 212. В некоторых случаях, например, когда акустический детектор 212 установлен вблизи акустического источника 208, акустические сигналы, генерируемые акустическим источником 208, не проходят через среду взаимодействия до того, как они будут детектированы акустическим детектором 212. В других случаях, например, когда акустический детектор и акустический источник 208 установлены в одном стволе скважины, акустические сигналы, генерируемые акустическим источником 208, взаимодействуют со средой 210а взаимодействия внутри скважинной системы 200 до того, как они достигнут акустического детектора 212. В некоторых случаях, например, когда акустический детектор 212 установлен на поверхности или не в том стволе скважины, в котором установлен акустический источник 208, акустические сигналы, генерируемые акустическим источником 208, взаимодействуют с внешней средой 210b взаимодействия до того, как они достигнут акустического детектора 212. Внешняя среда 210b взаимодействия может включать всю подземную формацию или ее часть, интересующую зону и/или среду над поверхностью земли. Детектированные акустические сигналы анализируются анализатором 214 акустического сигнала. Акустический источник 208 и/или другие компоненты 206 системы могут перестраиваться или контролироваться иным образом на основе информации, обеспечиваемой анализатором 214 акустического сигнала. Например, на основе информации, выработанной анализатором 214 акустического сигнала, может быть реконфигурирован клапан или переключатель.
В некоторых случаях до того, как они будут детектированы акустическим детектором 212, акустические сигналы взаимодействуют со средой 210а взаимодействия. Например, когда акустические сигналы распространяются вдоль ствола скважины к установленному в стволе скважины датчику, они могут взаимодействовать в стволе скважины с текучими средами, оборудованием и/или другими средами.
В некоторых случаях до того, как они будут детектированы акустическим детектором 212, акустические сигналы взаимодействуют со средой 210b взаимодействия. Например, когда акустические сигналы распространяются в направлении датчика через подземную формацию, они могут взаимодействовать с флюидами, твердыми веществами и/или другими средами, находящимися внутри формации. Распространение акустических сигналов через материал может зависеть, среди других факторов, от акустического импеданса материала. Например, акустические сигналы могут распространяться в скальных породах некоторых типов быстрее, чем в нефти или в воде, поскольку эти породы являются более плотными, чем нефть или вода. Распространение звука в материале может зависеть также от других его параметров, в том числе от температуры и давления. Следовательно, время, необходимое акустическому сигналу, чтобы пройти через материал, может зависеть от свойств этого материала. Кроме того, некоторые материалы могут поглощать (демпфировать) акустические сигналы в большей степени, чем другие материалы. Поэтому уменьшение амплитуды акустического сигнала при его прохождении через определенный материал может зависеть от его свойств.
В некоторых случаях в пласте имеются различные зоны, каждая из которых обладает характеристическим свойством (например, свойством, связанным с акустическим импедансом), которое остается, по существу, постоянным в пределах зоны. Например, в пределах зоны могут иметься, по существу, однородный состав материалов, а также массовая плотность и/или, по существу, постоянное давление. Границы между двумя зонами соответствуют переходу из зоны, имеющей первое характеристическое свойство, к зоне, имеющей второе характеристическое свойство. В ряде случаев границы, например границы между двумя скальными породами, могут задаваться самой скважиной. В других случаях границы могут соответствовать менее четко выраженному переходу, например слою грязи между зоной воды и зоной песка.
Когда акустические сигналы падают на границу (соответствующую, например, изменению акустического импеданса), одна часть акустических сигналов может отразиться, а другая часть акустических сигналов может пройти через границу. В некоторых случаях амплитуда прошедшей (пропущенной) части и амплитуда отраженной части определяются различиями в свойстве двух зон, имеющих общую границу. Например, наличие границы между двумя зонами, существенно различающимися по массовой плотности, может вызвать отражение существенной части падающего акустического сигнала и прохождение через границу лишь небольшой части этого сигнала. Однако через границу, на которой изменение массовой плотности очень мало, может пройти значительная часть акустического сигнала. В некоторых случаях можно использовать группу датчиков, чтобы детектировать пропущенный и отраженный сигналы. Например, первый датчик может детектировать прямой сигнал, прошедший через границу, а второй датчик - сигнал, отраженный от границы.
Акустический детектор 212а может содержать различные датчики и/или преобразователи, чтобы преобразовывать акустические сигналы в электрические (например, в сигналы напряжения и/или тока). В некоторых случаях достаточно человеческого уха или прикосновения к поверхностной структуре, чтобы определить, по меньшей мере, качественную характеристику, связанную с интересующим параметром.
Анализатор 214 акустического сигнала может включать программное обеспечение и стандартные и/или специализированные аппаратные средства, сконфигурированные с возможностью обрабатывать и/или интерпретировать акустические сигналы. Анализатор 214 акустического сигнала может быть реализован как комплект программных модулей, устанавливаемых на одном или более вычислительных устройств. Анализатор 214 акустического сигнала может быть реализован так же, как акустический сетевой анализатор, определяющий акустический импеданс на различных акустических частотах. Данный анализатор может использовать различные методы обработки акустического сигнала, включая, например, фильтрацию, преобразование и свертку. Анализатор 214 акустического сигнала может модифицировать работу источника 208 акустического сигнала или реконфигурировать его и/или другие компоненты 206 скважинной системы, основываясь на результатах анализа акустических сигналов.
На фиг.3А и 3В иллюстрируется пример узла 302 парового свистка, содержащего единственный паровой свисток 304. Данный узел может, например, входить, в качестве компонента, в паровую осцилляторную систему 118а или 118b по фиг.1А. Узел 302 парового свистка содержит корпус, который образует два продольных входных канала для пара и полость для парового свистка 304. На фиг.3А узел 302 парового свистка показан на виде сбоку. На фиг.3В данный узел показан в разрезе плоскостью 3В-3В (см. фиг.3А).
Как показано на фиг.3В, внутренняя поверхность парового свистка 304 формирует вход 306, выход 308 и камеру 303. При этом паровой свисток 304 может не содержать подвижных частей, т.е. иметь статическую конфигурацию, обеспечивающую создание осциллирующего потока теплопереносящей текучей среды на выходе 308. Например, осциллирующим во времени может быть расход пара на выходе 308 (определяемый как объем пара, выпускаемый за единицу времени). Осциллирующий поток теплопереносящей текучей среды может генерироваться созданием осцилляции давления в камере 303. Осцилляции давления могут создавать в сжимаемой теплопереносящей текучей среде акустические сигналы. В некоторых случаях акустические сигналы могут проходить из ствола 102 скважины в пласт 112. При этом акустические сигналы могут распространяться по подземной формации и взаимодействовать с ней и с находящимися в ней ресурсами. В некоторых вариантах объем камеры 303 может регулироваться, например, посредством регулируемого поршня, введенного в камеру 303 (не изображен), с целью настройки частоты осцилляции.
При работе пар поступает в паровой свисток 304 через его вход 306 и ударяется о кромку 305, на которой он разделяется на части, основная из которых поступает в камеру 303. При поступлении пара в камеру 303 давление пара в ней возрастает. В результате повышения давления пар, находящийся в камере 303, начинает истекать из парового свистка 304 через выход 308. Поток пара, текущий из камеры 303 через выход 308, создает возмущение в потоке пара, текущего от входа 306, так что, по меньшей мере, часть пара, поступающего от входа 304, начинает течь прямо к выходу 308, а не в камеру 303. В результате давление пара в камере 306 падает. Как следствие этого падения, поток пара, поступающий от входа 304, снова смещается и опять начинает течь в камеру 303. Цикличные повышения и падения давления пара в камере 303 будут продолжаться, т.е. давление пара в камере 303 и, соответственно, поток пара на выходе 308 осциллируют во времени.
На фиг.3С в продольном разрезе иллюстрируется втулка 307, несущая три паровых осцилляторных устройства 309а, 309b, 309с. Данная втулка может входить в состав паровой осцилляторной системы 118 по фиг.1А. Каждое из трех паровых осцилляторных устройств 309а, 309b, 309с может инжектировать теплопереносящую текучую среду в ствол скважины на соответствующей высоте. Паровые осцилляторные устройства 309а, 309b, 309с функционируют в статической конфигурации, подавая в осциллирующем режиме поток теплопереносящей текучей среды в ствол скважины. Устройства 309а и 309b имеют выходы 314, выпускающие теплопереносящую текучую среду в радиальном направлении. Устройство 309с имеет выходы 314, выпускающие теплопереносящую текучую среду, по существу, в осевом направлении.
У представленного парового осцилляторного устройства 309а имеется внутренняя поверхность, которая определяет внутренний объем данного устройства. Эта внутренняя поверхность задает вход 310, два проточных канала 312а, 312b обратной связи, два выхода 314а, 314b, первичную камеру 316 и вторичную камеру 318. Первичная камера 316 образована частью внутренней поверхности, которая включает две расходящиеся боковые стенки. Каналы 312 обратной связи отходят от входа 310 у широкого конца первичной камеры 316 в направлении ее узкого конца. Выходы 314а, 314b отходят от каналов 312а, 312b обратной связи соответственно. Вторичная камера 318, отходящая от широкого конца первичной камеры 316, образована частью внутренней поверхности, которая включает две расходящиеся боковые стенки.
На фиг.4А представлена блок-схема, иллюстрирующая способ 400 детектирования акустических сигналов, генерируемых в скважинной системе. В некоторых вариантах способ 400 предназначен для детектирования акустических сигналов, испускаемых в связи с нагнетанием рабочей текучей среды в скважину. Такие акустические сигналы могут включать акустические сигналы, генерируемые парогенератором или другим источником нагретой рабочей текучей среды, паровым свистком или другим осцилляторным устройством и/или другим компонентом оборудования. Например, способ 400 может быть реализован в любой из скважинных систем 100а, 100b, 100c, 100d по фиг.1A-1D и/или в скважинной системе 200 по фиг.2. В своих различных вариантах способ 400 может включать одинаковое или различное количество операций, причем операции способа могут выполняться в том же или в различном порядке.
При выполнении операции (шага) 402 генерируют акустические сигналы, исходящие от компонента ствола скважины системы. Один или более акустических сигналов могут генерироваться нагнетательной колонной. Один или более акустических сигналов могут генерироваться в связи с нагнетанием нагретой рабочей текучей среды в ствол скважины. Например, акустический сигнал могут генерировать топка парогенератора, осцилляторное устройство и/или свисток. Акустические сигналы могут генерироваться в течение различных временных периодов. Каждому генерируемому сигналу из множества акустических сигналов могут быть приданы различные свойства. Эти свойства могут включать, например, одну или более частот, высоту, амплитуду, тон и/или фазу. Генерируемые сигналы могут включать, например, любую комбинацию частотно-модулированных сигналов, неустановившихся сигналов, сигналов с разверткой по частоте, случайных сигналов и/или псевдослучайных сигналов.
При выполнении операции 404 детектируют акустические сигналы. Детектирование акустического сигнала может включать, например, детектирование первичного акустического сигнала, вторичного акустического сигнала, отраженного акустического сигнала, пропущенного акустического сигнала, волны сжатия и/или сдвиговой волны.
При выполнении операции 406 анализируют детектированные акустические сигналы. Анализ указанных сигналов может включать интерпретирование детектированных акустических сигналов. Так, сигналы могут интерпретироваться с целью извлечения информации, по меньшей мере, об одной скважине, подземной формации или нагнетательной колонне. В некоторых случаях детектируют множество акустических сигналов, и это множество детектированных сигналов может быть подвергнуто обработке, чтобы идентифицировать часть детектированного акустического сигнала, сгенерированного в связи с нагнетанием нагретой рабочей текучей среды в часть скважины, находящуюся в пласте. Обработка детектированных акустических сигналов может включать их фильтрацию, чтобы изолировать интересующий сигнал, соответствующий, например, части сигнала, сгенерированной нагнетательной колонной. Обработка детектированных акустических сигналов может включать и отфильтровывание сигналов, в частности акустических сигналов, сгенерированных в подземной зоне и/или другим компонентом скважинной системы (не нагнетательной колонной). Акустические сигналы можно анализировать, сравнивая сигналы, детектированные вблизи акустического источника, с сигналами, детектированными на расстоянии от него. Сравниваемыми сигналами могут быть сигналы, генерируемые в течение одного и того же или различных временных периодов. Обработка детектированных акустических сигналов может включать идентифицирование свойств части детектированного акустического сигнала. Свойство может представлять собой, по меньшей мере, амплитуду, фазу или частоту. Обработка детектированного акустического сигнала может включать идентифицирование переднего фронта акустического сигнала, генерируемого осцилляторным устройством.
При выполнении операции 408 модифицируют функционирование (работу) компонента ствола скважинной системы на основе результатов анализа детектированных акустических сигналов. Например, функционирование инструмента, установленного в скважине, может быть, по меньшей мере частично, основано на результатах детектирования акустического сигнала.
На фиг.4В представлена блок-схема, иллюстрирующая способ 420 детектирования акустических сигналов, генерируемых в скважинной системе. В некоторых вариантах способ 420 предназначен для детектирования акустических сигналов, испускаемых в связи с инжектированием нагретой рабочей текучей среды в скважину. Такие акустические сигналы могут включать акустические сигналы, генерируемые парогенератором или другим источником нагретой рабочей текучей среды, паровым свистком или другим осцилляторным устройством и/или другим компонентом оборудования. Например, способ 420 может быть реализован в любой из скважинных систем 100а, 100b, 100с, 100d по фиг.1A-1D и/или в скважинной системе 200 по фиг.2. В своих различных вариантах способ 420 может включать одинаковое или различное количество операций, причем операции способа могут выполняться в том же или в различном порядке.
При выполнении операции (шага) 422а обеспечивают генерирование первого акустического сигнала компонентом ствола скважиной системы. При выполнении операции 422b обеспечивают генерирование второго акустического сигнала компонентом ствола скважиной системы. Первый и/или второй акустические сигналы могут генерироваться в связи с нагнетанием нагретой рабочей текучей среды в скважину. В некоторых случаях первый акустический сигнал содержит первый набор частот, а второй акустический сигнал - второй набор частот, не включенных в первый набор частот. В некоторых случаях первый акустический сигнал генерируют в течение первого временного периода, а второй акустический сигнал - в течение второго временного периода, следующего за первым временным периодом, и/или в течение первого временного периода.
При выполнении операций 424а и 424b детектируют акустические сигналы. Все акустические сигналы или их часть могут детектироваться одним датчиком или группой различных датчиков, находящихся в различных точках внутри скважины, над поверхностью и/или в пласте.
При выполнении операции 426 анализируют детектированные акустические сигналы, чтобы идентифицировать первый и второй акустические сигналы, сгенерированные в связи с нагнетанием нагретой рабочей текучей среды в скважину. При этом детектированные акустические сигналы могут быть подвергнуты обработке с целью идентифицировать первую часть и/или вторую часть детектированного акустического сигнала, в связи с нагнетанием нагретой рабочей текучей среды в часть скважины, находящуюся в пласте.
При выполнении операции 428 идентифицированные части первого и второго акустических сигналов анализируют, чтобы идентифицировать свойства скважинной системы или подземной формации. Идентифицированные части детектированных акустических сигналов могут быть использованы для извлечения информации, по меньшей мере, об одной нагнетаемой нагретой рабочей текучей среде или о пласте. Идентифицированные части детектированных акустических сигналов могут быть использованы также, чтобы идентифицировать движение границы текучей среды в пласте, основываясь, по меньшей мере частично, на указанных первой и второй частях. При этом идентифицирование движения границы текучей среды может включать идентифицирование движения фронта потока пара. В некоторых случаях анализ сигналов включает сравнивание свойств первой части сигналов со свойствами второй части сигналов. В частности, анализ сигналов может включать идентифицирование различий между первой и второй частями.
Некоторые из вышеописанных операций, такие как анализирование, фильтрация, а также преобразование в цифровую форму и другие операции, использующие детектированные акустические сигналы, могут выполняться с использованием цифровых электронных контуров или компьютерных программ, а также специализированного или стандартного оборудования. Некоторые варианты могут быть реализованы с использованием одного или более компьютерных программных продуктов (например, введенных в машиночитаемое запоминающее устройство), обеспечивающих управление аппаратурой обработки данных (например, программируемым процессором, компьютером или группой компьютеров). Компьютерная программа (именуемая также программным обеспечением, программным приложением или кодом) может быть записана на любом языке программирования, включая транслируемые или интерпретируемые языки. При этом она может быть реализована в различных формах, например в виде отдельной программы или программного модуля, компонента программы, подпрограммы, или в ином виде, пригодном для использования вычислительной техникой. Компьютерная программа может быть активирована для ее выполнения на одном компьютере или на группе компьютеров, установленных в одном месте или пространственно удаленных друг от друга и связанных коммуникационной сетью.
Были описаны различные варианты осуществления изобретения. Однако должно быть понятно, что, не выходя за пределы объема изобретения, в описанные варианты можно внести многочисленные модификации. Соответственно, эти модификации охватываются прилагаемой формулой изобретения.