RU2805636C1 - Method for locating trip cementing plug in casing string. - Google Patents
Method for locating trip cementing plug in casing string. Download PDFInfo
- Publication number
- RU2805636C1 RU2805636C1 RU2022133126A RU2022133126A RU2805636C1 RU 2805636 C1 RU2805636 C1 RU 2805636C1 RU 2022133126 A RU2022133126 A RU 2022133126A RU 2022133126 A RU2022133126 A RU 2022133126A RU 2805636 C1 RU2805636 C1 RU 2805636C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- casing
- plug
- acoustic signal
- pressure
- cementing
- Prior art date
Links
Abstract
Description
Область техникиTechnical field
[1] Настоящее описание в целом относится к операциям цементирования. В частности, описание относится к использованию импульсов давления для определения положений скребковых пробок и продавочных цементировочных пробок внутри обсадной колонны.[1] This description applies generally to cementing operations. In particular, the description relates to the use of pressure pulses to determine the positions of scraper plugs and cementing plugs within a casing string.
Предпосылки создания изобретенияPrerequisites for creating the invention
[2] При строительстве подземных скважин во время и после бурения используют трубчатый корпус, такой как хвостовик или обсадная колонна, и закрепляют его цементом, который закачивают в затрубное пространство вокруг наружной поверхности трубчатого корпуса. Цемент используют для поддержания трубчатого корпуса и для обеспечения изоляции различных продуцирующих жидкости зон, через которые проходит скважина. С помощью последней функции можно предотвратить перекрестное загрязнение жидкостей из разных слоев. Например, цемент предотвращает проникновение пластовых жидкостей на уровень грунтовых вод и загрязнение питьевой воды или предотвращает попадание в скважину воды вместо нефти или газа. Более того, цементное кольцо предотвращает коррозию трубчатого корпуса.[2] In underground well construction, a tubular casing, such as a liner or casing, is used during and after drilling and secured with cement, which is pumped into the annulus around the outer surface of the tubular casing. Cement is used to support the tubular casing and to provide isolation of the various fluid-producing zones through which the well passes. With the latter function, cross-contamination of liquids from different layers can be prevented. For example, cement prevents formation fluids from penetrating the groundwater level and contaminating drinking water, or preventing water from entering a well instead of oil or gas. Moreover, the cement ring prevents corrosion of the tubular body.
[3] В этой отрасли процесс закачки цементного раствора называется первичным цементированием. В большинстве операций первичного цементирования используют способ цементирования с двумя цементировочными пробками. На Фиг. 1 показана типичная конфигурация 100 буровой площадки для операции первичного цементирования. Цементировочная головка 101 расположена на поверхности, а обсадную колонну 103 опускают в ствол 102 скважины. По мере опускания обсадной колонны 103 в ствол 102 скважины внутреннее пространство обсадной колонны заполняется буровым раствором 108. Обсадную колонну центрируют в стволе скважины центраторами 104, прикрепленными к наружной поверхности обсадной колонны. Центраторы размещают на критических секциях обсадной колонны, чтобы избежать прихвата при спуске обсадной колонны в скважину. Кроме того, они удерживают обсадную колонну в центре ствола скважины и обеспечивают укладку равномерного цементного кольца в затрубном пространстве между обсадной колонной и стволом скважины. Нижний конец обсадной колонны защищен направляющим башмаком 105 и муфтой 109 с обратным клапаном. Направляющие башмаки представляют собой устройства конической формы, обычно с пулевидным концом, которые направляют обсадную колонну к центру скважины, чтобы свести к минимуму столкновения с неровными краями или размывы во время установки. Направляющий башмак отличается от муфты с обратным клапаном тем, что в нем нет обратного клапана. Обратный клапан в муфте с обратным клапаном может предотвращать обратный поток жидкостей или их перетекание по U-образной траектории из затрубного пространства в обсадную колонну. Внутри цементировочной головки 101 находятся нижняя цементировочная пробка 106 и верхняя цементировочная пробка 107. Цементировочные пробки, также называемые цементировочными скребковыми пробками или скребковыми пробками, представляют собой эластомерные устройства, которые создают физический барьер между разными жидкостями, перекачиваемыми через внутреннее пространство обсадной колонны. Большинство цементировочных пробок изготовлены из литого алюминиевого корпуса с формованными резиновыми ребрами.[3] In this industry, the process of pumping cement slurry is called primary cementing. Most primary cementing operations use the two-plug cementing method. In FIG. 1 shows a typical well site configuration 100 for a primary cementing operation. The cementing head 101 is located at the surface, and the casing 103 is lowered into the wellbore 102. As the casing 103 is lowered into the wellbore 102, the interior of the casing is filled with drilling fluid 108. The casing is centered in the wellbore by centralizers 104 attached to the outer surface of the casing. Centralizers are placed on critical sections of the casing to avoid sticking when running the casing into the well. In addition, they hold the casing in the center of the wellbore and ensure that a uniform ring of cement is placed in the annulus between the casing and the wellbore. The lower end of the casing is protected by a guide shoe 105 and a coupling 109 with a check valve. Guide shoes are conical shaped devices, usually with a bullet end, that guide the casing toward the center of the well to minimize rough edge collisions or washouts during installation. A guide shoe differs from a check valve clutch in that it does not have a check valve. The check valve in a check valve coupling can prevent fluids from flowing back or flowing in a U-shaped path from the annulus into the casing. Within the cementing head 101 are a lower cementing plug 106 and an upper cementing plug 107. Cementing plugs, also called cementing pigs or scraper plugs, are elastomeric devices that provide a physical barrier between the different fluids pumped through the interior of the casing. Most cement plugs are made from a cast aluminum body with molded rubber fins.
[0004] Цели операции первичного цементирования заключаются в удалении бурового раствора и из внутреннего пространства обсадной колонны и ствола скважины, размещении цементной суспензии в затрубном пространстве и заполнении внутреннего пространства обсадной колонны вытесняющей жидкостью, такой как соляной раствор или вода. Нижняя цементировочная пробка 106 отделяет цементную суспензию от промывочной жидкости, а верхняя цементировочная пробка 107 отделяет цементную суспензию от вытесняющей жидкости.[0004] The objectives of the primary cementing operation are to remove drilling fluid from both the casing and wellbore interior, place a cement slurry in the annulus, and fill the casing interior with a displacement fluid such as brine or water. The lower cement plug 106 separates the cement slurry from the drilling fluid, and the upper cement plug 107 separates the cement slurry from the displacement fluid.
[0005] Как правило, цементные суспензии и промывочные жидкости химически несовместимы. Смешивание жидкостей может приводить к образованию более вязкой или гелеобразной массы на границе раздела, которую сложно удалять из ствола скважины, это может затруднять укладку однородного цементного кольца по всему объему затрубного пространства. Таким образом, помимо скребковых пробок для обеспечения разделения жидкостей инженеры также применяют и химические средства. Между цементной суспензией и промывочной жидкостью можно перекачивать промывочные жидкости с химическими реагентами и буферные жидкости. Эти жидкости обладают дополнительным преимуществом, которое заключается в том, что они очищают поверхности обсадной колонны и пласта, за счет чего можно добиться хорошего связывания с цементом.[0005] Generally, cement slurries and drilling fluids are chemically incompatible. Mixing of fluids can result in a more viscous or gel-like mass at the interface that is difficult to remove from the wellbore and may make it difficult to place a uniform cement ring throughout the annulus. Thus, in addition to scraper plugs, engineers also use chemical means to ensure liquid separation. Between the cement slurry and the flushing fluid, chemical flushing fluids and buffer fluids can be pumped. These fluids have the added benefit of cleaning the casing and formation surfaces so that good cement bonding can be achieved.
[0006] На Фиг. 2 показаны промывочная жидкость 201 с химическими реагентами и буферная жидкость 202, которые закачивают между промывочной жидкостью 103 и нижней цементировочной пробкой 106. Цементная суспензия 203 следует за нижней цементировочной пробкой. Нижняя цементировочная пробка имеет мембрану, которая разрывается при достижении дна обсадной колонны, что позволяет цементной суспензии проходить через нижнюю цементировочную пробку и попадать в затрубное пространство (Фиг. 3).[0006] In FIG. 2 shows a chemical flush 201 and a buffer fluid 202 that are pumped between the flush fluid 103 and the lower cement plug 106. The cement slurry 203 follows the lower cement plug. The lower cement plug has a membrane that ruptures when it reaches the bottom of the casing, allowing the cement slurry to pass through the lower cement plug and into the annulus (Figure 3).
[0007] После закачивания достаточного объема цементной суспензии для заполнения кольцевой области между обсадной колонной и стенкой ствола скважины освобождается верхняя цементировочная пробка 107, за которой следует вытесняющая жидкость 301. Верхняя цементировочная пробка 107 не имеет мембраны, поэтому при ее посадке гидравлическое сообщение между внутренним пространством обсадной колонны и затрубным пространством прерывается (Фиг. 4). По окончании операции цементирования инженеры ожидают, когда цемент застынет и наберет прочность, что называется «ожиданием затвердевания цемента» (ОЗЦ). По истечении времени ОЗЦ можно приступать к выполнению последующих операций, таких как более глубокое бурение или перфорирование обсадной колонны.[0007] Once a sufficient volume of cement slurry has been pumped to fill the annular region between the casing and the wellbore wall, the top cement plug 107 is released, followed by the displacement fluid 301. The top cement plug 107 does not have a membrane, so when it is seated, there is hydraulic communication between the internal space casing and annulus is interrupted (Fig. 4). At the end of the cementing operation, engineers wait for the cement to harden and gain strength, which is called “waiting for cement to harden” (WCS). Once the OPC time has expired, subsequent operations, such as deeper drilling or perforating the casing, can begin.
[0008] Традиционные цементировочные пробки закачивают непосредственно с поверхности, поскольку они проходят через одну трубу с постоянным внутренним диаметром (ВД). С другой стороны, хвостовики не проходят от поверхности, а вместо этого их опускают в скважину на бурильной колонне на глубину установки. Как правило, хвостовики имеют гораздо больший ВД, чем бурильная колонна. Таким образом, с поверхности невозможно закачать одну цементировочную пробку. Таким образом, продавливание осуществляют с использованием двух пробок. Одна пробка, называемая продавочной цементировочной пробкой, находится в поверхностном оборудовании для цементирования. Вторая пробка крепится либо к нижней, либо к верхней части спускного инструмента хвостовика в сборе. Вторая пробка называется скребковой пробкой хвостовика.[0008] Traditional cement plugs are pumped directly from the surface as they pass through a single pipe with a constant internal diameter (ID). On the other hand, liners do not extend from the surface, but instead are lowered into the hole on the drill string to installation depth. Typically, liners have a much higher ID than the drill string. Thus, it is impossible to pump a single cement plug from the surface. Thus, punching is carried out using two plugs. One plug, called a squeezing cement plug, is found in the surface cementing equipment. The second plug is attached to either the bottom or top of the liner bleed tool assembly. The second plug is called the liner scraper plug.
[0009] После закачивания цементной суспензии в хвостовик и бурильную колонну продавочную цементировочную пробку высвобождают от поверхностного оборудования для цементирования. По достижении верхней части хвостовика продавочная цементировочная пробка фиксируется в скребковой пробке хвостовика. После этого продавочная цементировочная пробка и скребковая пробка хвостовика становятся единым разделителем между цементной суспензией и вытесняющей жидкостью. Эту схему можно наблюдать в скважинах удаленной досягаемости и в задачах по многоступенчатому цементированию.[0009] After pumping the cement slurry into the liner and drill string, the cementing plug is released from the surface cementing equipment. Upon reaching the top of the liner, the cementing squeezing plug is fixed in the liner scraper plug. After this, the cementing displacement plug and the liner scraper plug become a single separator between the cement slurry and the displacing fluid. This pattern can be observed in remote reach wells and multi-stage cementing applications.
[0010] Дополнительную информацию о цементировочных пробках, продавочных цементировочных пробках и операциях первичного цементирования можно найти в следующих публикациях: Leugemors Е et al.: Cementing Equipment and Casing Hardware, Nelson EB, Guillot D (eds.): Well Cementing - 2nd Edition, Houston, Schlumberger (2006) 343-458. Piot B, Cuvillier G: Primary Cementing Techniques, Nelson EB, Guillot D (eds.): Well Cementing - 2nd Edition, Houston, Schlumberger (2006) 459-501. Trogus M: Studies of Cement Wiper Plugs Suggest New Deepwater Standards, публикация SPE/IADC-173066-MS, представленная на конференции SPE/IADC Drilling Conference and Exhibition, г. Лондон, Великобритания, 17-19 марта 2015 г.[0010] Additional information on cementing plugs, squeezing cementing plugs and primary cementing operations can be found in the following publications: Leugemors E et al.: Cementing Equipment and Casing Hardware, Nelson EB, Guillot D (eds.): Well Cementing - 2nd Edition , Houston, Schlumberger (2006) 343-458. Piot B, Cuvillier G: Primary Cementing Techniques, Nelson EB, Guillot D (eds.): Well Cementing - 2nd Edition, Houston, Schlumberger (2006) 459-501. Trogus M: Studies of Cement Wiper Plugs Suggest New Deepwater Standards, publication SPE/IADC-173066-MS, presented at the SPE/IADC Drilling Conference and Exhibition, London, UK, March 17-19, 2015.
[0011] Возможны отклонения от идеальной операции цементирования, описанной выше. К возможным причинам относятся неровности стенок скважины, ведущие к неточным расчетам вытесняющего объема, колебания производительности насоса, различия между номинальной и фактической геометрией обсадной колонны, поглощение, деформация обсадной колонны и утечка жидкости. Следует отметить, что неровности стенок скважины, поглощение и утечка жидкости влияют на глубину верхней границы цементного кольца, а не на глубину положения сбрасываемого объекта внутри обсадной колонны. С учетом этих неопределенностей операторы и инженеры заинтересованы в том, чтобы обеспечить контроль положений цементировочной пробки в режиме реального времени.[0011] Deviations from the ideal cementing operation described above are possible. Possible causes include borehole wall irregularities leading to inaccurate displacement volume calculations, fluctuations in pump performance, differences between nominal and actual casing geometry, loss of circulation, casing deformation, and fluid leakage. It should be noted that borehole wall irregularities, absorption and fluid leakage affect the depth of the upper boundary of the cement ring, and not the depth of the dropped object inside the casing. Given these uncertainties, operators and engineers are interested in providing real-time monitoring of cement plug positions.
[0012] Кроме того, во время закачивания цементной суспензии в затрубное пространство вокруг наружной поверхности обсадной колонны нежелательно перепродавливать вытесняющую жидкость и допускать ее попадание в затрубное пространство. Перепродавка, которую часто называют «мокрым башмаком», может привести к загрязнению или отсутствию цемента в секции обсадной колонны между муфтой с обратным клапаном и башмаком обсадной колонны после первичного цементирования. Для ликвидации дефектов в цементной изоляции, обусловленных эффектом перепродавки, может потребоваться дорогостоящая восстановительная операция цементирования методом продавливания.[0012] In addition, when pumping a cement slurry into the annulus around the outer surface of the casing, it is undesirable to overpressure the displacing fluid and allow it to enter the annulus. Overpressure, often referred to as a “wet shoe,” can result in contaminated or missing cement in the casing section between the check valve sleeve and the casing shoe after initial cementing. To eliminate defects in cement insulation caused by the oversqueezing effect, an expensive restoration operation of cementing using the punching method may be required.
[0013] Традиционно момент прекращения операции продавливания цементирующего материала определяют, отслеживая положение верхней цементировочной пробки волюметрическим методом посредством деления вытесненного объема на площадь внутреннего поперечного сечения обсадной колонны. Однако волюметрический метод характеризуется неопределенностями, связанными со сжимаемостью вытесняющей жидкости, неэффективностью нагнетательного насоса, неточностью расходомера и разбросом диаметров муфт. При отслеживании пробки с помощью такого неточного волюметрической модели отслеживания пробки операторы при желании могут остановить процесс при достижении расчетного вытеснения с поправкой максимум на половину объема компоновки низа обсадной колонны. Таким образом можно снизить риск возникновения «мокрого башмака», но это может привести к закачиванию избыточного объема цемента внутрь обсадной колонны, что потребует больше времени для разбуривания или, в случае эксплуатационной обсадной колонны, в случае, если сразу после вытеснения запланирована перфорирования, может потребоваться дополнительное бурение для удаления схватившегося цемента.[0013] Traditionally, the point at which the cementing material forcing operation ceases is determined by monitoring the position of the upper cementing plug volumetrically by dividing the displaced volume by the internal cross-sectional area of the casing. However, the volumetric method is subject to uncertainties associated with the compressibility of the displacing fluid, the inefficiency of the injection pump, the inaccuracy of the flow meter and the variation in the diameters of the couplings. When tracking a slug using such an imprecise volumetric slug tracking model, operators can optionally stop the process when the design displacement is achieved, adjusted to a maximum of half the volume of the bottom casing assembly. This may reduce the risk of a wet shoe, but may result in excess cement being pumped into the casing, requiring more time to drill out or, in the case of production casing, if perforating is planned immediately after displacement. additional drilling to remove set cement.
Краткое описание графических материаловBrief description of graphic materials
[0014] На Фиг. 1 показана типичная конфигурация буровой площадки во время операции цементирования.[0014] In FIG. Figure 1 shows a typical well site configuration during a cementing operation.
[0015] На Фиг. 2 показан процесс выполнения операции цементирования. Нижняя цементировочная пробка была освобождена и отделяет цементную суспензию от химических промывочных жидкостей, буферных жидкостей бурового раствора.[0015] In FIG. Figure 2 shows the process of performing the cementing operation. The lower cement plug has been released and separates the cement slurry from the chemical drilling fluids and mud buffer fluids.
[0016] На Фиг. 3 показан процесс выполнения операции цементирования. Нижняя цементировочная пробка опустилась на муфту с обратным клапаном. Мембрана в нижней цементировочной пробке разрывается, в результате чего цементная суспензия может попасть в затрубное пространство между обсадной колонной и стенкой ствола скважины.[0016] In FIG. Figure 3 shows the process of performing the cementing operation. The lower cement plug dropped onto the coupling with a check valve. The membrane in the lower cement plug ruptures, allowing cement slurry to enter the annulus between the casing and the wellbore wall.
[0017] На Фиг. 4 показана завершенная операция цементирования. Цементная суспензия заполняет затрубное пространство, обе цементировочные пробки опустились на муфту с обратным клапаном, а внутреннее пространство обсадной колонны заполнено вытесняющей жидкостью.[0017] In FIG. Figure 4 shows the completed cementing operation. The cement suspension fills the annular space, both cement plugs are lowered onto the coupling with a check valve, and the internal space of the casing is filled with displacing fluid.
[0018] На Фиг. 5 показаны волны давления в стволе скважины.[0018] In FIG. Figure 5 shows pressure waves in the wellbore.
[0019] На Фиг. 6 показаны резонансные и антирезонансные зоны в волнах давления при движении сбрасываемого объекта вдоль обсадной колонны.[0019] In FIG. Figure 6 shows resonant and anti-resonance zones in pressure waves when the dropped object moves along the casing.
[0020] На Фиг. 7 приведен пример зависимости глубины пробки от внутреннего объема обсадной колонны.[0020] In FIG. Figure 7 shows an example of the dependence of the plug depth on the internal volume of the casing.
[0021] На Фиг. 8 показано изменение амплитуды и периодичности давления на поверхности в результате прохождения верхней пробки через зону большего внутреннего диаметра обсадной колонны во время операции цементирования.[0021] In FIG. Figure 8 shows the change in surface pressure amplitude and periodicity as a result of the top plug passing through the larger ID zone of the casing during the cementing operation.
[0022] На Фиг. 9 показаны данные измерений в сравнении с данными модельного прогнозирования, полученные в ходе перемещения пробки вдоль обсадной колонны и ее прохождения через зону большего внутреннего диаметра обсадной колонны во время операции цементирования.[0022] In FIG. Figure 9 shows measured data versus model prediction data obtained as the plug moves along the casing and passes through the larger ID zone of the casing during a cementing operation.
[0023] На Фиг. 10 показаны прогнозируемые траектории времени отражения и расчетное распределение времени отражения во время операции цементирования, показанной на Фиг. 8.[0023] In FIG. 10 shows the predicted reflection time trajectories and the estimated reflection time distribution during the cementing operation shown in FIG. 8.
[0024] На Фиг. 11 показано семейство траекторий τ(t; dV, С) и вероятности распределений плотности времени перемещения Pτ(t) во время операции цементирования, показанной на Фиг. 8.[0024] In FIG. 11 shows a family of trajectories τ(t; dV, C) and probability distributions of the travel time density P τ (t) during the cementing operation shown in FIG. 8.
[0025] На Фиг. 12 показаны прогнозируемые распределения времени перемещения при изменении внутреннего диаметра обсадной колонны на глубине 3000 м.[0025] In FIG. Figure 12 shows the predicted distributions of travel time when changing the internal diameter of the casing at a depth of 3000 m.
[0026] На Фиг. 13 представлена зависимость глубины от вытесненного объема для взятой в качестве примера скважины с 5-дюймовой обсадной трубой и глубиной 5791 м.[0026] In FIG. Figure 13 shows the dependence of depth on the displaced volume for an example well with a 5-inch casing and a depth of 5791 m.
[0027] На Фиг. 14 представлены данные по операции цементирования, включающие поверхностное давление и расходы, полученные по расходомеру и по количеству ходов поршня, а также спектрограмма и кепстрограмма давления в устье скважины.[0027] In FIG. Figure 14 presents data from the cementing operation, including surface pressure and flow rates obtained from the flow meter and the number of piston strokes, as well as a spectrogram and cepstrogram of the pressure at the wellhead.
[0028] На Фиг. 15 показаны амплитуды гармоник, полученные во время операции цементирования, показанной на Фиг. 8.[0028] In FIG. 15 shows the harmonic amplitudes obtained during the cementing operation shown in FIG. 8.
[0029] На Фиг. 16-18 показаны распределения вероятностей поправочных объемов и поправочных коэффициентов, а также прогнозируемые траектории времени отражения и распределения вероятностей времени отражения и вытесненных объемов для нескольких временных интервалов.[0029] In FIG. 16-18 show the probability distributions of correction volumes and correction factors, as well as predicted reflection time trajectories and probability distributions of reflection time and displaced volumes for several time intervals.
[0030] На Фиг. 19 показано комбинированное распределение вероятности времени отражения. В начале и в конце оно совпадает с данными кепстрального анализа. В середине смещения траектория пробки является более выраженной по сравнению с данными на кепстрограмме.[0030] In FIG. Figure 19 shows the combined reflection time probability distribution. At the beginning and at the end it coincides with the data of cepstral analysis. In the middle of the displacement, the trajectory of the plug is more pronounced compared to the data in the cepstrogram.
Краткое описание сущностиBrief description of the entity
[0031] В одном аспекте варианты осуществления относятся к способам определения положения сбрасываемого объекта внутри обсадной колонны. Сбрасываемый объект (например, цементировочную пробку или продавочную цементировочную пробку) помещают внутрь обсадной колонны, заполненной первой жидкостью. За сбрасываемым объектом закачивают вытесняющую жидкость, в результате чего сбрасываемый объект продвигается по внутреннему пространству обсадной колонны. Гидравлические насосы генерируют гармонический акустический сигнал в форме волн давления, которые проходят вниз по обсадной колонне и отражаются от сбрасываемого объекта. Данные о давлении регистрируются и передаются в систему сбора данных о давлении. Затем данные о давлении обрабатываются математически для оценки двойного времени пробега гармонического акустического сигнала, отраженного сбрасываемым объектом. Определяют скорость распространения акустического сигнала, а затем рассчитывают положение сбрасываемого объекта в обсадной колонне.[0031] In one aspect, embodiments relate to methods for determining the position of a discharged object within a casing. The release object (eg, a cement plug or cement squeezing plug) is placed inside a casing string filled with the first fluid. A displacing fluid is pumped behind the discharged object, as a result of which the discharged object moves along the internal space of the casing. Hydraulic pumps generate a harmonic acoustic signal in the form of pressure waves that travel down the casing and are reflected from the discharged object. Pressure data is recorded and transmitted to the pressure data acquisition system. The pressure data is then processed mathematically to estimate twice the travel time of the harmonic acoustic signal reflected by the dropped object. The speed of propagation of the acoustic signal is determined, and then the position of the dropped object in the casing is calculated.
Подробное описание изобретенияDetailed Description of the Invention
[0032] Прежде всего, следует отметить, что при разработке любого такого фактического варианта осуществления проверяют многочисленные конкретные варианты его реализации, чтобы достичь конкретных целей разработчика, таких как соответствие системным и коммерческим ограничениям, которые различаются для разных вариантов реализации. Более того, следует понимать, что несмотря на возможную сложность и продолжительность такой разработки, ее результат станет рутинным процессом для специалистов в данной области, которые могут воспользоваться преимуществами настоящего изобретения. Кроме того, использованная/описанная в настоящем документе композиция может также содержать некоторые компоненты, отличные от указанных. В кратком описании сущности и в настоящем подробном описании каждое числовое значение следует сначала читать в сопряжении с термином «приблизительно» (если в явной форме отсутствует в тексте), а в дальнейшем - без такого термина, если контекстом не определено иное. Следует также понимать, что в кратком описании сущности и в настоящем подробном описании при указании или описании диапазонов полезных, подходящих или т.п. концентраций подразумевают любые концентрации в пределах этого диапазона, включая конечные точки. Например, «диапазон от 1 до 10» означает указание на все возможные числа в непрерывном множестве от приблизительно 1 до приблизительно 10. Таким образом, даже если в пределах этого диапазона в явном виде указаны или подразумеваются конкретные точки данных либо не указаны и не подразумеваются никакие точки данных, следует понимать, что авторы изобретения учитывают и понимают, что все точки данных в пределах этого диапазона необходимо рассматривать как заданные и что авторы изобретения обладают знаниями обо всем диапазоне и всех точках в пределах этого диапазона.[0032] First, it should be noted that during the development of any such actual embodiment, numerous specific embodiments are tested to achieve the developer's specific goals, such as compliance with system and commercial constraints, which vary among different implementations. Moreover, it should be understood that while such development may be complex and time consuming, the result will be a routine process for those skilled in the art who can take advantage of the benefits of the present invention. In addition, the composition used/described herein may also contain some components other than those indicated. In the Summary of Subject Matter and in this Detailed Description, each numerical value should be read first in conjunction with the term “about” (unless explicitly stated in the text) and thereafter without such term unless the context otherwise requires. It should also be understood that in the summary and in the present detailed description, when indicating or describing ranges of useful, suitable, or the like. concentrations means any concentrations within this range, including endpoints. For example, “range from 1 to 10” means to refer to all possible numbers in the continuum from about 1 to about 10. Thus, even though specific data points are explicitly stated or implied within that range, or no specific data points are stated or implied data points, it is understood that the inventors recognize and understand that all data points within that range must be considered as given and that the inventors have knowledge of the entire range and all points within that range.
[0033] Настоящее описание относится к определению положения сбрасываемых объектов в обсадной колонне или хвостовике во время операции цементирования скважины. Сбрасываемые объекты могут содержать верхние или нижние цементировочные пробки или продавочные цементировочные пробки. Описываемый в настоящем документе способ основан на анализе шума от поршневых насосов, которые используют для подачи скважинных флюидов в подземные скважины.[0033] The present description relates to determining the position of release objects in a casing or liner during a well cementing operation. Discharged objects may contain top or bottom cement plugs or squeezing cement plugs. The method described herein is based on the analysis of noise from reciprocating pumps that are used to deliver well fluids into underground wells.
[0034] Способ и система определения местоположения скважинных объектов, отражающих гидравлический сигнал, описаны в патентной заявке WO 2018/004369. Контроль скважины основан на кепстральном анализе данных о давлении, зарегистрированных на устье скважины. Он предназначен для определения положения скважинных объектов, отражающих гидравлический сигнал. Датчик давления обнаруживает гидравлический сигнал, а затем происходит обработка данных о давлении для определения свойств, таких как значения времени отражения трубных волн. Одним (но не единственным) способом получения такой информации является кепстральный анализ. Этот анализ широко используется в различных сферах применения, например для контроля операций гидроразрыва пласта. Кепстрограмма позволяет обнаруживать объекты, отражающие гидравлический сигнал. Для операций гидроразрыва пласта в этом способе используют источники гидравлических сигналов, включая эффект гидравлического удара, шумы от работы поверхностных или погружных насосов и случаи перфорации.[0034] A method and system for locating downhole objects that reflect a hydraulic signal is described in patent application WO 2018/004369. Well control is based on cepstral analysis of pressure data recorded at the wellhead. It is designed to determine the position of downhole objects that reflect a hydraulic signal. The pressure sensor detects the hydraulic signal and then the pressure data is processed to determine properties such as pipe wave reflection times. One (but not the only) way to obtain such information is cepstral analysis. This analysis is widely used in various applications, such as monitoring hydraulic fracturing operations. The cepstrogram allows you to detect objects that reflect a hydraulic signal. For hydraulic fracturing operations, this method uses sources of hydraulic signals, including the effect of water hammer, noise from the operation of surface or submersible pumps, and perforation events.
[0035] В патенте США 6401814 В1 описан способ определения местоположения цементировочной пробки в подземной скважине во время операций цементирования с помощью отражений импульсов давления. После генерации импульсы давления передаются через вытесняющую жидкость, отражаются от цементировочной пробки и, наконец, принимаются датчиком давления. Местоположение пробки рассчитывают на основании времени отражения и скорости импульсов давления в данной среде. Способ генерации и передачи импульса давления через жидкость в обсадной колонне содержит мгновенное открытие клапана, установленного в трубопроводе скважины. Другие способы генерации импульсов давления включают пневмопушку, изменение частоты вращения двигателя насоса или отключение насоса.[0035] US Pat. No. 6,401,814 B1 describes a method for determining the location of a cement plug in a subterranean well during cementing operations using pressure pulse reflections. Once generated, the pressure pulses are transmitted through the displacement fluid, reflected from the cement plug, and finally received by the pressure transducer. The location of the plug is calculated based on the reflection time and the speed of the pressure pulses in the given medium. A method for generating and transmitting a pressure pulse through a liquid in a casing string comprises instantaneously opening a valve installed in the well pipeline. Other methods of generating pressure pulses include an air gun, changing the speed of the pump motor, or turning off the pump.
[0036] В патенте США 5754495 описан способ акустического определения длины жидкостного трубопровода. Он содержит обеспечение системы создания давления в закрытом пространстве, подключение датчиков давления, заполнение системы жидкостью, генерацию импульса давления, измерение распространения импульса давления до дистального конца жидкостного трубопровода и расчет длины жидкостного трубопровода. В варианте осуществления трубная волна генерируется путем резкого сброса давления в скважине через клапан.[0036] US Pat. No. 5,754,495 describes a method for acoustically determining the length of a liquid pipeline. It includes providing a system for generating pressure in a closed space, connecting pressure sensors, filling the system with liquid, generating a pressure pulse, measuring the propagation of the pressure pulse to the distal end of the liquid pipeline, and calculating the length of the liquid pipeline. In an embodiment, the tube wave is generated by abruptly depressurizing the well through a valve.
[0037] В патенте США 4819726 описан способ указания положения цементировочной скребковой пробки до ее прибытия на забой. В нем используется устройство, содержащее секцию колонны труб с внутренним срезаемым временным средством ограничения движения цементировочной скребковой пробки через секцию колонны труб. Прибытие цементировочной пробки в срезаемое временное средство ограничения в колонне труб регистрируется по повышению давления в колонне труб на поверхности и отслеживается датчиком давления.[0037] US Pat. No. 4,819,726 describes a method for indicating the position of a cementing scraper plug prior to its arrival at the bottom hole. It utilizes a device comprising a section of pipe string with an internal shearable temporary means for restricting the movement of a cement pig plug through the section of pipe string. The arrival of the cement plug at the cut-off temporary restraint in the pipe string is detected by the rise in pressure in the pipe string at the surface and is monitored by a pressure sensor.
[0038] В патенте США 9546548 описаны устройство и способ для анализа цементного кольца на основании распространения акустических волн. Используют устройство обнаружения акустических волн, содержащее оптоволоконный кабель, протянутый вниз в скважину, оптический источник и систему сбора данных. Акустический источник формирует продольную волну в обсадной колонне. Давление в затрубном пространстве определяют по мере застывания цементной суспензии, и это давление сравнивают с максимальным пластовым давлением в качестве показателя того, застыл ли цемент и набрал ли он достаточную прочность для поддержания эффективного уплотнения между пластом и обсадной колонной по затрубному пространству.[0038] US Pat. No. 9,546,548 describes an apparatus and method for analyzing a cement ring based on acoustic wave propagation. An acoustic wave detection device is used, containing a fiber optic cable stretched down into the well, an optical source and a data acquisition system. An acoustic source generates a longitudinal wave in the casing. The annulus pressure is determined as the cement slurry hardens, and this pressure is compared to the maximum formation pressure as an indication of whether the cement has set and developed sufficient strength to maintain an effective seal between the formation and the casing along the annulus.
[0039] Существует несколько способов отслеживания положения сбрасываемых объектов на основе анализа импульсов давления по мере того, как во время перемещения вниз по скважине сбрасываемые объекты взаимодействуют с изменениями внутреннего диаметра обсадной колонны.[0039] There are several ways to track the position of release objects based on analysis of pressure pulses as the release objects interact with changes in the internal diameter of the casing as they move downhole.
[0040] Существует несколько способов отслеживания положения верхней пробки на основе анализа импульсов давления, создаваемых верхней цементировочной пробкой, проходящей через муфты обсадной колонны с отрицательным или положительным изменением размера внутреннего поперечного сечения. В патенте US 2021/0062640 (Methods for Determining a Position of a Droppable Object in a Wellbor) предлагаются способы определения положения сбрасываемого объекта в стволе скважины, основанные на кепстральном анализе данных о давлении на цементировочной головке с высоким разрешением и их сочетании с фильтром Калмана: см. патент WO 2022/025790 (Methods for Determining a Position of a Droppable Object in a Wellbore). Кроме того, существует способ отслеживания положения пробок, в котором импульсы муфты обрабатываются фильтром частиц (не опубликован). Ограничение импульсных методов заключается в том, что для генерации импульсов требуется изменение диаметра внутреннего поперечного сечения муфт обсадных труб, а это не всегда возможно. В способе, основанном на кепстральном анализе, требуется наличие импульсов или широкополосного акустического сигнала в стволе скважины, что также не всегда возможно.[0040] There are several methods for monitoring the position of the top plug based on analysis of the pressure pulses generated by the top cement plug passing through casing sleeves with a negative or positive change in internal cross-sectional size. US 2021/0062640 (Methods for Determining a Position of a Droppable Object in a Wellbor) proposes methods for determining the position of a droppable object in a wellbore based on cepstral analysis of high-resolution cement head pressure data and its combination with a Kalman filter: see patent WO 2022/025790 (Methods for Determining a Position of a Droppable Object in a Wellbore). In addition, there is a method for tracking the position of plugs in which the clutch pulses are processed by a particle filter (unpublished). A limitation of pulse methods is that generating pulses requires changing the diameter of the internal cross-section of the casing couplings, which is not always possible. The method based on cepstral analysis requires the presence of pulses or a broadband acoustic signal in the wellbore, which is also not always possible.
[0041] Как описано выше, настоящее изобретение относится к способам обнаружения положения скважинных (или сбрасываемых) объектов в стволе скважины во время операций цементирования хвостовика или обсадной колонны. Способ основан на регистрации высокочастотных данных о давлении в стволе скважины, заполненном жидкостью, и анализе колебаний давления, создаваемых гидравлическими насосами во время операций цементирования. Гидравлические насосы генерируют гармонические сигналы, содержащие колебания давления в стволе скважины на нескольких частотах. Движущаяся цементная пробка выступает в качестве границы, отражающей сигнал давления и непрерывно изменяющей резонансные частоты колебаний давления в стволе скважины по мере перемещения пробки вниз по стволу скважины. Численная модель позволяет спрогнозировать резонансный отклик ствола скважины на основе геометрических характеристик обсадной колонны и скоростей закачки, при этом в качестве неизвестного параметра выступает двойное время пробега сигнала. Положение скважинной пробки определяют по двойному времени пробега и скорости распространения сигнала. Скорость распространения сигнала (трубной волны) можно оценить теоретически на основе свойств среды или определить путем калибровки в те моменты, когда пробка проходит компоненты заканчивания с известным положением, такие как точки изменения диаметра обсадной колонны или точка приземления сбрасываемого объекта.[0041] As described above, the present invention relates to methods for detecting the position of downhole (or drop) objects in a wellbore during liner or casing cementing operations. The method is based on recording high-frequency pressure data in a fluid-filled wellbore and analyzing pressure fluctuations created by hydraulic pumps during cementing operations. Hydraulic pumps generate harmonic signals containing pressure fluctuations in the wellbore at several frequencies. The moving cement plug acts as a boundary that reflects the pressure signal and continuously changes the resonant frequencies of pressure fluctuations in the wellbore as the plug moves down the wellbore. The numerical model allows one to predict the resonant response of the wellbore based on the geometric characteristics of the casing and injection rates, while the unknown parameter is the double travel time of the signal. The position of the well plug is determined by the double travel time and signal propagation speed. The propagation speed of the signal (pipe wave) can be estimated theoretically based on the properties of the medium or determined by calibration at times when the plug passes components of the completion with a known position, such as casing diameter change points or the landing point of a drop object.
[0042] В одном аспекте варианты осуществления относятся к способам определения положения сбрасываемого объекта внутри обсадной колонны. Сбрасываемый объект (например, цементировочную пробку или продавочную цементировочную пробку) помещают внутрь обсадной колонны, заполненной первой жидкостью. Первая жидкость в обсадной колонне может содержать промывочную жидкость, буферную жидкость или соляной раствор или цементную суспензию. За сбрасываемым объектом закачивают вытесняющую жидкость, в результате чего сбрасываемый объект продвигается по внутреннему пространству обсадной колонны. Гидравлические насосы генерируют гармонический акустический сигнал в форме волн давления, которые проходят вниз по обсадной колонне и отражаются от сбрасываемого объекта. Данные о давлении регистрируются и передаются в систему сбора данных о давлении. Данные о давлении могут регистрироваться по меньшей мере одним датчиком давления. Данные о давлении могут содержать как прямые, так и отраженные гармонические акустические сигналы. Затем данные о давлении обрабатывают математически для оценки двойного времени пробега гармонического акустического сигнала, отраженного от сбрасываемого объекта. Определяют скорость распространения акустического сигнала, а затем рассчитывают положение сбрасываемого объекта в обсадной колонне.[0042] In one aspect, embodiments relate to methods for determining the position of a discharged object within a casing. The release object (eg, a cement plug or cement squeezing plug) is placed inside a casing string filled with the first fluid. The first fluid in the casing may contain a flushing fluid, a buffer fluid, or a brine or cement slurry. A displacing fluid is pumped behind the discharged object, as a result of which the discharged object moves along the internal space of the casing. Hydraulic pumps generate a harmonic acoustic signal in the form of pressure waves that travel down the casing and are reflected from the discharged object. Pressure data is recorded and transmitted to the pressure data acquisition system. The pressure data may be recorded by at least one pressure sensor. Pressure data can contain both direct and reflected harmonic acoustic signals. The pressure data is then processed mathematically to estimate the double travel time of the harmonic acoustic signal reflected from the dropped object. The speed of propagation of the acoustic signal is determined, and then the position of the dropped object in the casing is calculated.
Волны давления в стволе скважиныPressure waves in the wellbore
[0043] В процессе цементирования скважины цементная суспензия вытесняется из внутреннего пространства обсадной колонны в затрубное пространство посредством верхней цементировочной пробки, которая в свою очередь выталкивается вытесняющей жидкостью, закачиваемой поршневыми насосами. Насосы генерируют гармонические колебания давления внутри обсадной колонны. Эти гармонические колебания состоят из основной частоты f0 и кратных ей частот 2f0, 3f0, 4f0, …, называемых гармониками.[0043] During the process of cementing a well, a cement slurry is forced from the interior of the casing into the annulus by means of an upper cement plug, which in turn is pushed out by a displacement fluid pumped by piston pumps. Pumps generate harmonic pressure oscillations within the casing. These harmonic oscillations consist of the fundamental frequency f 0 and its multiple frequencies 2f 0 , 3f 0, 4f 0 , ..., called harmonics.
[0044] Основная частота f0 колебаний давления, генерируемая поршневым насосом, пропорциональна производительности насоса:[0044] The fundamental frequency f 0 of pressure oscillations generated by a piston pump is proportional to the pump capacity:
В данном случае Q - производительность насоса, Npl - количество цилиндров в насосе, a FK - объем одного цилиндра насоса, также называемый K-фактором.In this case, Q is the pump performance, N pl is the number of cylinders in the pump, and F K is the volume of one pump cylinder, also called the K-factor.
[0045] Одно из этих гармонических колебаний давления с круговой частотой ω=2πf способствует генерации волн давления (известных также как «трубные волны»), которые распространяются вдоль ствола скважины. Распределение трубной волны по стволу скважины можно представить следующей суммой:[0045] One of these harmonic pressure oscillations with a circular frequency ω=2πf contributes to the generation of pressure waves (also known as “pipe waves”) that propagate along the wellbore. The distribution of the pipe wave along the wellbore can be represented by the following sum:
P(x,ω,t) = D(x,ω,t) + U(x,ω,t),P(x,ω,t) = D(x,ω,t) + U(x,ω,t),
где D(x,ω,t) = Aexp(iωt + ikx) - нисходящая волна, U(x,ω,t) = В exp(iωt - ikx) - восходящая волна, А и В - комплексные амплитуды соответствующих волн, х - пространственная координата вдоль скважины, a t - время. Величина k=ω/с является волновым числом. В дальнейших рассуждениях волновое число считается реальной величиной, а мнимой частью, отвечающей за затухание сигнала, можно пренебречь. И, наконец, с - скорость трубной волны, которая далее будет считаться постоянной.where D(x,ω,t) = Aexp(iωt + ikx) is a downward wave, U(x,ω,t) = B exp(iωt - ikx) is an upward wave, A and B are the complex amplitudes of the corresponding waves, x is the spatial coordinate along the well, and t is time. The quantity k=ω/с is the wave number. In further discussions, the wave number is considered to be a real quantity, and the imaginary part, responsible for the signal attenuation, can be neglected. And finally, c is the speed of the tube wave, which will be considered constant below.
[0046] Распространение волны давления, генерируемой колебаниями с частотой 10 Гц, в некоторый произвольный момент времени t=0 проиллюстрировано на Фиг. 5. Сплошными линиями показаны реальные компоненты комплексного пульсирующего давления, а заштрихованные области отражают амплитуды соответствующих волн.[0046] The propagation of a pressure wave generated by oscillations with a frequency of 10 Hz at some arbitrary time t=0 is illustrated in FIG. 5. Solid lines show the real components of the complex pulsating pressure, and the shaded areas reflect the amplitudes of the corresponding waves.
[0047] Верхняя цементировочная пробка формирует жесткую границу отражения трубных волн, поэтому производная давления по пространственной координате в положении отражателя обращается в нуль:[0047] The upper cement plug forms a rigid boundary for the reflection of pipe waves, therefore the derivative of pressure with respect to the spatial coordinate at the position of the reflector becomes zero:
[0048] где L - положение верхней цементировочной пробки. Если считать, что производная A exp(ikL) - В ехр(ikL) = 0, из А можно вывести комплексный амплитудный коэффициент восходящей волны В:[0048] where L is the position of the upper cement plug. If we assume that the derivative A exp(ikL) - B exp(ikL) = 0, from A we can derive the complex amplitude coefficient of the ascending wave B:
В=А ехр(2ikL).B=A exp(2ikL).
[0049] Чтобы упростить это выражение, можно использовать выражение для двойного времени пробега сигнала давления τ=2L/c, которое также называют временем отражения[0049] To simplify this expression, you can use the expression for the double travel time of the pressure signal τ=2L/c, which is also called the reflection time
В=А ехр(iωτ).B=A exp(iωτ).
[0050] Подставив выражение для В в уравнение волны давления, можно получить:[0050] Substituting the expression for B into the pressure wave equation gives:
P(x,ω,t) = A[exp(iωt + ikx) + exp(iωτ)exp(iωt - ikx)].P(x,ω,t) = A[exp(iωt + ikx) + exp(iωτ)exp(iωt - ikx)].
[0051] Волны давления в стволе скважины при наличии отражателя проиллюстрированы на фигуре 6. Амплитуда сигнала пульсирующего давления, измеренная на поверхности (х=0), является абсолютной величиной P(0,ω,t):[0051] The pressure waves in a wellbore in the presence of a reflector are illustrated in Figure 6. The amplitude of the pulsating pressure signal measured at the surface (x=0) is the absolute value P(0,ω,t):
[0052] На практике амплитуду сигнала пульсирующего давления на поверхности получают путем обработки методом дискретного преобразования Фурье (ДПФ) измеренного сигнала давления с последующим определением его абсолютного значения. Затем оценивают абсолютное значение ДПФ сигнала давления на поверхности на интересующей круговой частоте со.[0052] In practice, the amplitude of the surface pulsating pressure signal is obtained by discrete Fourier transform (DFT) processing of the measured pressure signal and then determining its absolute value. Then the absolute value of the DFT of the pressure signal on the surface at the circular frequency of interest is estimated.
[0053] Во время перемещения пробки ее положение L и двойное время пробега т в приведенных выше уравнениях фактически являются функциями времени: L(t) и τ(t), а переменная времени t для простоты опускается.[0053] During the movement of the plug, its position L and the double travel time t in the above equations are actually functions of time: L(t) and τ(t), and the time variable t is omitted for simplicity.
[0054] В процессе перемещения глубина верхней пробки монотонно увеличивается, поэтому амплитуда сигнала с поверхности |P(0,ω,t)| периодически изменяется между максимумом (резонансные зоны) и минимумом (антирезонансные зоны), как показано на Фиг. 6. Горизонтальные черные линии обозначают три последовательных положения границы отражения внутри скважины. На левом изображении отражатель находится на глубине, равной целому числу полудлин волн, что приводит к максимальной амплитуде на поверхности и свидетельствует о резонансном состоянии ствола скважины. В следующем положении отражателя амплитуда колебаний давления на поверхности принимает промежуточное значение. А на правом изображении число полудлин волн между отражателем и поверхностью равно некоторому целому числу плюс четверть длины волны. В этом последнем случае амплитуда сигнала на поверхности минимальна, что соответствует антирезонансному состоянию ствола скважины.[0054] During the movement, the depth of the upper plug monotonically increases, so the amplitude of the signal from the surface |P(0,ω,t)| periodically changes between a maximum (resonance zones) and a minimum (anti-resonance zones), as shown in Fig. 6. Horizontal black lines indicate three successive positions of the reflection boundary within the well. In the left image, the reflector is at a depth equal to an integer number of half-wavelengths, which results in maximum amplitude at the surface and indicates a resonant state of the wellbore. In the next position of the reflector, the amplitude of pressure fluctuations on the surface takes on an intermediate value. And in the right image, the number of half-wavelengths between the reflector and the surface is equal to some integer plus a quarter of the wavelength. In this latter case, the signal amplitude on the surface is minimal, which corresponds to the anti-resonant state of the wellbore.
Волюметрическая модель глубины пробкиVolumetric plug depth model
[0055] Амплитуда сигнала давления на поверхности |P(0,ω,t)| зависит от двойного времени пробега х, которое в свою очередь зависит от положения пробки L. В ходе операции цементирования положение пробки L отслеживается волюметрическим методом по измеренной скорости закачки и поперечным сечениям внутреннего пространства обсадной колонны. Для формулирования волюметрической модели отслеживания пробки вводят несколько определений. Объем обсадной колонны выше пробки, являющийся функцией глубины L ее расположения, называется вытесненным объемом Vd и определяется следующим интегралом:[0055] Surface pressure signal amplitude |P(0,ω,t)| depends on the double travel time x, which in turn depends on the position of the plug L. During the cementing operation, the position of the plug L is monitored volumetrically from the measured injection rate and cross-sections of the internal casing space. To formulate a volumetric plug tracking model, several definitions are introduced. The volume of the casing above the plug, which is a function of the depth L of its location, is called the displaced volume V d and is determined by the following integral:
где S(x)=0,25πd2(х) - профиль площади поперечного сечения внутреннего пространства обсадной колонны, являющийся функцией внутреннего диаметра обсадной колонн d(x), измеренного на расстоянии х от поверхности. Вытесненный объем Vd(L) вдоль обсадной колонны является кусочно-линейной монотонно возрастающей функцией. Следовательно, существует взаимно-однозначное соответствие между вытесненным объемом Vd и глубиной пробки L, благодаря чему можно определить глубину пробки как функцию вытесненного объема L(Vd), обратную Vd(L). Пример волюметрической модели глубины пробки как функции L(Vd) представлен на Фиг. 7.where S(x)=0.25πd 2 (x) is the profile of the cross-sectional area of the internal space of the casing, which is a function of the internal diameter of the casing d(x), measured at a distance x from the surface. The displaced volume V d (L) along the casing is a piecewise linear monotonically increasing function. Consequently, there is a one-to-one correspondence between the displaced volume V d and the plug depth L, due to which the plug depth can be determined as a function of the displaced volume L(V d ), the inverse of V d (L). An example of a volumetric model of plug depth as a function of L(V d ) is presented in Fig. 7.
Прямая модельStraight model
[0056] В операциях цементирования скважин вытесненный объем Vd оценивается по закачиваемому объему Vp, измеренному наземным расходомером или счетчиком числа ходов насоса. В общем случае вытесненный объем Vd близок по величине к закачиваемому объему Vp, но не равен ему. Расхождение между вытесненным и закачиваемым объемами обусловлено сжимаемостью вытесняющей жидкости, неэффективностью нагнетательного насоса, неточностью расходомера и разбросом диаметров муфт.[0056] In well cementing operations, the displaced volume V d is estimated from the injected volume V p measured by a surface flow meter or pump stroke counter. In the general case, the displaced volume V d is close in value to the injected volume V p , but is not equal to it. The discrepancy between the displaced and injected volumes is due to the compressibility of the displacing fluid, the inefficiency of the injection pump, the inaccuracy of the flow meter and the variation in the diameters of the couplings.
[0057] Неизвестный вытесненный объем Vd может быть выражен следующим уравнением как функция измеренного закачиваемого объема Vp:[0057] The unknown displaced volume V d can be expressed by the following equation as a function of the measured pumped volume V p :
Vd = dV + C ⋅ Vp,V d = dV + C ⋅ V p ,
где dV - поправочный объем, а С - поправочный коэффициент. При объединении этих уравнений можно получить следующее выражение для амплитуды сигнала давления на поверхности:where dV is the correction volume, and C is the correction factor. By combining these equations, the following expression for the amplitude of the surface pressure signal can be obtained:
[0058] Скорость трубной волны с в приведенном выше уравнении является еще одним неизвестным параметром. Для определения времени отражения этому параметру присвоено постоянное значение по умолчанию с=1500 м/с. Однако для отслеживания глубины пробки его можно оценить теоретически на основе свойств среды или определить путем калибровки в те моменты, когда пробка проходит компоненты заканчивания с известным положением, такие как точки изменения диаметра обсадной колонны или точка приземления сбрасываемого объекта.[0058] The tube wave velocity c in the above equation is another unknown parameter. To determine the reflection time, this parameter is assigned a constant default value of c=1500 m/s. However, to track plug depth, it can be estimated theoretically based on media properties or determined by calibration at times when the plug passes completion components with known positions, such as casing diameter change points or the landing point of a drop object.
[0059] Ниже приведен гипотетический пример амплитуды сигнала давления на поверхности, генерируемого во время первичного цементирования скважины при постоянной скорости закачки Q=0,005 м3/с. Поправочный объем в искусственной модели dV принят равным 0 м3, а поправочный коэффициент С=0,95. Амплитуда давления на поверхности соответствует постоянным колебаниям давления с частотой f=10 Гц, создаваемым гидравлическим насосом во время вытеснения верхней пробки. Диаметр обсадной колонны увеличивается с 80 мм до 110 мм, поэтому после прохождения точки изменения диаметра скорость пробки снижается, что приводит к увеличению периодичности амплитуды давления на поверхности (Фиг. 8).[0059] Below is a hypothetical example of the amplitude of a surface pressure signal generated during primary cementing of a well at a constant injection rate of Q=0.005 m 3 /s. The correction volume in the artificial model dV is taken equal to 0 m 3 , and the correction factor C = 0.95. The pressure amplitude on the surface corresponds to constant pressure fluctuations with a frequency of f = 10 Hz, created by the hydraulic pump during the displacement of the upper plug. The casing diameter increases from 80 mm to 110 mm, so after passing the diameter change point, the plug speed decreases, which leads to an increase in the periodicity of the pressure amplitude at the surface (Fig. 8).
Оценка параметровParameter Estimation
[0060] Для оценки неизвестных параметров dV и С вычисляют прогнозные амплитуды колебаний давления на поверхности Ppred(t,dV,C) на основе модели. На Фиг. 9 представлен пример сравнения измеренных данных с данными модельного прогнозирования для пар параметров: dV=0 м3, С=0,93 и dV=0 м3, С=0,97. Более низкие значения поправочного коэффициента С соответствуют меньшим прогнозируемым значениям времени отражения и вытесненного объема, а также более длительным периодам между прогнозируемыми резонансными состояниями ствола скважины. Аналогично более высокие значения параметра С соответствуют более высоким прогнозируемым значениям времени отражения и вытесненного объема, а также более коротким периодам между прогнозируемыми резонансными состояниями ствола скважины.[0060] To estimate the unknown parameters dV and C, predicted amplitudes of surface pressure fluctuations P pred (t,dV,C) are calculated based on the model. In FIG. Figure 9 shows an example of comparing measured data with model prediction data for pairs of parameters: dV=0 m 3 , C=0.93 and dV=0 m 3 , C=0.97. Lower values of the correction factor C correspond to smaller predicted values of reflection time and displaced volume, as well as longer periods between predicted wellbore resonant states. Similarly, higher values of the parameter C correspond to higher predicted values of reflection time and displaced volume, as well as shorter periods between predicted wellbore resonant states.
[0061] Оценка неизвестных параметров производится путем минимизации квадрата невязки между измеренными Pmeas(t) и прогнозными Ppred(t,dV,C) амплитудами колебаний давления на поверхности:[0061] Estimation of unknown parameters is made by minimizing the squared discrepancy between the measured P meas (t) and predicted P pred (t,dV,C) amplitudes of pressure fluctuations on the surface:
При этом, также определяются среднеквадратические отклонения параметров σdv и σс, что позволяет определить совместную функцию распределения At the same time, the standard deviations of the parameters σ dv and σ с are also determined, which makes it possible to determine the joint distribution function
На Фиг. 10 приведен пример совместной функци распределения оцененных параметров In FIG. Figure 10 shows an example of the joint distribution function of the estimated parameters
[0062] Каждая пара параметров соответствует «траектории» пробки в терминах времени прохождения τ(t;dV,C), а соответствующее значение определяет вес или вероятность этой траектории. Вероятность распределения плотности времени прохождения Pτ(t) определяют интегрированием семейства траекторий τ(t;dV,C), взвешенных по L(dV,C), в диапазонах параметров для dV и C:[0062] Each parameter pair corresponds to the “trajectory” of the traffic jam in terms of travel time τ(t;dV,C), and the corresponding value determines the weight or probability of this trajectory. The probability distribution of the travel time density P τ (t) is determined by integrating the family of trajectories τ(t;dV,C), weighted by L(dV,C), in the parameter ranges for dV and C:
[0063] Примеры семейства траекторий τ(t;dV,C) и вероятности распределения плотности времени прохождения Pτ9t) показаны на Фиг. 11.[0063] Examples of the family of trajectories τ(t;dV,C) and the probability distribution of the travel time density P τ 9t) are shown in Fig. eleven.
[0064] Чтобы преобразовать распределение вероятности отражения в распределение вероятности положения пробки, можно использовать скорость трубной волны, рассчитанную теоретически на основе свойств среды или определенную путем калибровки в те моменты, когда пробка проходит компоненты заканчивания с известным положением, такие как точки изменения диаметра обсадной колонны или точка приземления сбрасываемого объекта.[0064] To convert the reflection probability distribution to a plug position probability distribution, tubular wave velocity can be used, calculated theoretically from media properties or determined by calibration at times when the plug passes completion components with known positions, such as casing change points. or the landing point of a dropped object.
[0065] В данном примере калибровку трубной скорости можно выполнить в точке изменения диаметра на глубине 3000 м. Пробка проходит эту точку в момент времени 3150 с при времени отражения 3,9 с. При таком измерении скорость трубной волны становится равной с=2*3000 м/3,9 с=1538,46 м/с (Фиг. 12).[0065] In this example, the pipe velocity calibration can be performed at the diameter change point at a depth of 3000 m. The plug passes this point at time 3150 s with a reflection time of 3.9 s. With this measurement, the speed of the pipe wave becomes equal to c=2*3000 m/3.9 c=1538.46 m/s (Fig. 12).
Пример реальных данныхExample of real data
[0066] Приведен пример обработки данных по продавливанию цементирующего материала в 5-дюймовой обсадной колонне. Внутренний диаметр (ВД) обсадной колонны составляет 121,4 мм, глубина посадочной муфты составляет 5791 м. Зависимость глубины от вытесненного объема в скважине показана на Фиг. 13.[0066] An example of data processing on the injection of cementing material in a 5-inch casing is given. The internal diameter (ID) of the casing is 121.4 mm, the depth of the landing sleeve is 5791 m. The dependence of the depth on the displaced volume in the well is shown in Fig. 13.
[0067] Для проверки наличия отраженного сигнала рассчитывают кепстрограмму (Фиг. 14). Отраженный сигнал от пробки во время перемещения заглушается шумом. Однако при приземлении наблюдается сильный гидравлический удар, время отражения которого составляет около 8 секунд.[0067] To check for the presence of a reflected signal, a cepstrogram is calculated (Fig. 14). The reflected signal from the plug is drowned out by noise during movement. However, upon landing, a strong hydraulic shock is observed, the reflection time of which is about 8 seconds.
[0068] Для определения амплитуды сигнала на частотах гармоник шума от работы насосов рассчитывают спектрограмму. Частоты гармоник были получены на основе зарегистрированного расхода, измеренного по количеству ходов переднего и заднего насосов. Амплитуды гармоник были вырезаны из спектрограммы на соответствующих частотах (Фиг. 15).[0068] A spectrogram is calculated to determine the signal amplitude at the harmonic frequencies of the noise from the pumps. The harmonic frequencies were obtained from the recorded flow rates measured by the number of strokes of the front and rear pumps. The harmonic amplitudes were cut out from the spectrogram at the corresponding frequencies (Fig. 15).
[0069] Распределения вероятностей поправочных объемов и поправочных коэффициентов, а также прогнозируемые траектории времени отражения и распределения вероятностей времени отражения и вытесненных объемов для нескольких временных интервалов показаны на Фиг. 16-18.[0069] Probability distributions of correction volumes and correction factors, as well as predicted reflection time trajectories and probability distributions of reflection time and displaced volumes for several time intervals are shown in FIG. 16-18.
[0070] Комбинированное распределение вероятности времени отражения показано на Фиг. 19. В начале и в конце оно совпадает с данными, представленными на кепстрограмме. В середине смещения траектория пробки является более выраженной по сравнению с данными на кепстрограмме.[0070] The combined reflection time probability distribution is shown in FIG. 19. At the beginning and at the end it coincides with the data presented on the cepstrogram. In the middle of the displacement, the trajectory of the plug is more pronounced compared to the data in the cepstrogram.
[0071] Хотя выше были подробно описаны лишь несколько примеров осуществления, специалистам в данной области будет сразу понятно, что возможны многие модификации примеров осуществления без существенного отклонения от настоящего изобретения. Соответственно, предполагается, что все такие модификации должны быть включены в объем настоящего описания, как определено в представленной ниже формуле изобретения.[0071] Although only a few embodiments have been described in detail above, those skilled in the art will readily appreciate that many modifications to the embodiments are possible without substantially deviating from the present invention. Accordingly, all such modifications are intended to be included within the scope of the present specification as defined by the claims below.
Claims (16)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| PCT/US2023/084156 WO2024130049A1 (en) | 2022-12-15 | 2023-12-15 | Methods for determining a position of a droppable object in a wellbore |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2805636C1 true RU2805636C1 (en) | 2023-10-23 |
Family
ID=
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU312936A1 (en) * | Опытно конструкторское бюро геофизического приборостроени | ACOUSTIC CEMENT | ||
| US4819726A (en) * | 1985-06-10 | 1989-04-11 | Amoco Corporation | Method for indicating the position of a cement wiper plug prior to its bottomhole arrival |
| US6401814B1 (en) * | 2000-11-09 | 2002-06-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method of locating a cementing plug in a subterranean wall |
| US20080239872A1 (en) * | 2007-03-26 | 2008-10-02 | Schlumberger Technology Corporation | Wireless Logging of Fluid Filled Boreholes |
| WO2018004369A1 (en) * | 2016-07-01 | 2018-01-04 | Шлюмберже Канада Лимитед | Method and system for locating downhole objects which reflect a hydraulic signal |
| RU2648743C2 (en) * | 2009-05-27 | 2018-03-28 | Оптасенс Холдингз Лимитед | Formation hydraulic fracturing monitoring |
| US20210062640A1 (en) * | 2019-08-28 | 2021-03-04 | Schlumberger Technology Corporation | Methods for Determining a Position of a Droppable Object in a Wellbore |
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU312936A1 (en) * | Опытно конструкторское бюро геофизического приборостроени | ACOUSTIC CEMENT | ||
| US4819726A (en) * | 1985-06-10 | 1989-04-11 | Amoco Corporation | Method for indicating the position of a cement wiper plug prior to its bottomhole arrival |
| US6401814B1 (en) * | 2000-11-09 | 2002-06-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method of locating a cementing plug in a subterranean wall |
| US20080239872A1 (en) * | 2007-03-26 | 2008-10-02 | Schlumberger Technology Corporation | Wireless Logging of Fluid Filled Boreholes |
| RU2648743C2 (en) * | 2009-05-27 | 2018-03-28 | Оптасенс Холдингз Лимитед | Formation hydraulic fracturing monitoring |
| WO2018004369A1 (en) * | 2016-07-01 | 2018-01-04 | Шлюмберже Канада Лимитед | Method and system for locating downhole objects which reflect a hydraulic signal |
| US20210062640A1 (en) * | 2019-08-28 | 2021-03-04 | Schlumberger Technology Corporation | Methods for Determining a Position of a Droppable Object in a Wellbore |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| AU2017424961B2 (en) | Methods and systems for wellbore integrity management | |
| CA2681622C (en) | Wireless logging of fluid filled boreholes | |
| AU2012216617B2 (en) | Apparatus and method for measuring the acoustic impedance of wellbore fluids | |
| US11098583B1 (en) | Method for determining the integrity of a solid bonding between a wellbore and a casing | |
| AU2017432180B2 (en) | Methods and systems for characterizing multiple properties of cement using p-waves of multiple frequencies | |
| US20040050167A1 (en) | Pipe inspection systems and methods | |
| WO2016175662A1 (en) | A method of identifying a material and/or condition of a material in a borehole | |
| US12065925B2 (en) | Methods for determining a position of a droppable object in a wellbore | |
| RU2805636C1 (en) | Method for locating trip cementing plug in casing string. | |
| OA12114A (en) | Leak detection method. | |
| CA2203361A1 (en) | Method for acoustic determination of the length of a fluid conduit | |
| WO2024130049A1 (en) | Methods for determining a position of a droppable object in a wellbore | |
| WO2016094119A1 (en) | Drilling system and method for identifying kick | |
| US12139996B2 (en) | Methods for determining positions of fluid interfaces and detecting cement setting in a subterranean wellbore | |
| EA044477B1 (en) | METHOD FOR DETERMINING THE POSITION OF A CEMENTING PLUG IN A WELLHOLE | |
| EA045646B1 (en) | METHOD FOR DETERMINING THE POSITION OF A RELEASED OBJECT IN A WELL HOLE | |
| US20240035355A1 (en) | Methods for Determining Positions of Fluid Interfaces and Detecting Cement Setting in a Subterranean Wellbore | |
| US20240035371A1 (en) | Methods for determining a position of a droppable object in a wellbore | |
| WO2023211508A1 (en) | Methods for determining a position of a droppable object in a wellbore | |
| GB2290811A (en) | Cementing process and apparatus | |
| CN108825214A (en) | Cementing plug positioning system and its localization method | |
| CN110685674A (en) | Shaft overflow detection system and detection method |