Применение оптоволоконных систем при реализации комплексных технологий заканчивания и долговременного мониторинга работы скважин

UDK: 550.832:622.245
DOI: 10.24887/0028-2448-2022-8-94-99
Ключевые слова: оптическое волокно, долговременный мониторинг, разрешающая способность, время накопления, тепловая инерция
Авт.: А.П. Лаптев (ПАО «Пермнефтегеофизика»), к.г-м.н., А.Д. Савич (Пермский гос. национальный исследовательский университет), к.т.н., В.И. Костицын (Пермский гос. национальный исследовательский университет), д.т.н., А.В. Шумилов (Пермский гос. национальный исследовательский университет), д.т.н., О.Л. Сальникова (ПАО «Пермнефтегеофизика»), Д.Г. Халилов (ПАО «Пермнефтегеофизика»)

Рассмотрены возможности систем оптоволоконной термометрии, предназначенных для мониторинга работы скважин и глубинного оборудования, а также их специфика, связанная с особенностями регистрации данных. Потенциальная возможность оптоволоконных распределенных датчиков термометрии измерять температурное поле вдоль всего ствола скважины позволяет практически мгновенно регистрировать его изменения, вызванные сменой событий в продуктивных объектах, а также трансформацию аномалий температуры, отражающих изменение технологических режимов эксплуатации скважин и глубинного насосного оборудования. Это дает возможность решать многие задачи и, в частности, определять работающие интервалы, измерять забойные и пластовые давления, дифференцированно определять количество воды в продукции и гидродинамические параметры пластов. Представлен опыт комплексных исследований многозабойной горизонтальной скважины при помощи оптоволоконной термометрии и геофизического прибора. В скважине определен профиль притока, выделены работающие участки основного ствола и места поступления флюида из второго и третьего боковых стволов. Сравнение результатов термометрии с применением разнотипных систем показали их хорошую сходимость только в конце горизонтального участка, что предполагает наличие незначительного притока из «носочной» части ствола. В то же время, обе системы в процессе освоения скважины не зарегистрировали экстремальных изменений температуры при вызове притока компрессированием, что свидетельствует о случайном характере выполнения измерений оптоволоконной системой. Замеры не совпадали по времени с переходными процессами, т.е. регистрация температуры выполнялась до или после формирования дроссельных аномалий, которые быстро расформировывались за счет конвективного теплообмена. Несмотря на преимущества стандартной термометрии в точности измерений и ее более надежное метрологическое обеспечение, измерять температурные аномалии быстропротекающих локальных процессов, длительность которых составляет первые десятки минут, можно только при помощи оптоволоконных распределенных датчиков термометрии или термокос со значительным количеством точечных датчиков. Проведение долговременного мониторинга требует применения защищенных от коррозии геофизических кабелей с оптоволоконными модулями, как правило, армированных (покрытых полимером), что снижает теплопроводность. Для повышения точности измерений с целью регистрации кратковременных температурных процессов необходимо использовать оптоволоконные системы с максимально возможной чувствительностью, которая определяется тепловой инерцией и зависит в основном от удельной теплоемкости и теплопроводности слоев кабеля. Показано, что достижение высокой точности измерений на этапе скважинных исследований заключается в разностороннем учете влияния искажающих факторов, а также разрешения и тепловой инерции оптоволоконного геофизического кабеля в целом.

Список литературы

1. Клишин И.А. Перспективные методы исследования действующих нефтяных и газовых скважин. В сб. Геология и нефтегазоносность Западно-Сибирского мегабассейна (опыт, инновации) // Материалы десятой международной научно-технической конференции (посвященной 60-летию Тюменского индустриального университета). – Тюмень: ТИУ, 2016. – С. 66–70.

2. Лапшина Ю.В., Рыбка В.Ф. Результат применения оптоволоконных технологий распределенной термометрии при освоении скважины с помощью ЭЦН // Экспозиция Нефть Газ. – 2013. – №7 (32). – С. 13–16.

3. Комплексирование геофизических технологий вторичного вскрытия и долговременного мониторинга работы пластов / В.И. Костицын, А.Д. Савич, А.В. Шумилов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2019. – №9. – С. 108–113. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2019-9-108-113

4. Определение индивидуальных гидродинамических характеристик пластов по результатам долговременного мониторинга работы скважин геофизическим комплексом «Спрут» / М.В. Якин, И.Р. Сафиуллин, В.М. Коровин, И.Я. Адиев // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. – 2016. – №12. – С. 80-93.

5. Цифровые системы внутрискважинного мониторинга давления и температуры без глубинной электроники для газовых скважин / В.В. Береснев, А.А. Арбузов, И.Д. Вахитов [и др.] // Газовая промышленность. – 2020. – №7 (803). – С. 32–33.

6. Инновационная комплексная система мониторинга скважин «ПетроЛайт» / В.Д. Малкина, Т.И. Галимов, С.И. Васютинская, А.Г. Киселев // Научный журнал российского газового общества. – 2015. – №2–3. – С. 59–64.

7. Поляков А.В., Прокопенкова Т.Д. Автоматизированная оптоэлектронная измерительная система // В сб. Международный конгресс по информатике: информационные системы и технологии: Материалы международного научного конгресса. – 2016. – С. 793–797.

8. Турбин А.И., Калас В.О., Васютинская С.И. Система мониторинга протяженных объектов «Омега»: новые возможности волоконно-оптических датчиков // Русский инженер. – 2015. – №4(47). – С. 27–31.

9. https://silixa.com/technology/ultima-dts/.

10. Буянов А.В. Мониторинг профиля притока (приемистости) в горизонтальных скважинах по результатам распределенной нестационарной термометрии: дис. ... канд. техн. наук. – М., 2019. – 146 с.

11. Физика. Оптика. Ч. 2. Волновая оптика. Издание второе, переработанное и дополненное / А.В. Парамонов, Л.В. Никольская, И.А. Клепинина, А.В. Ермолов. – Тула: Изд-во Тульского государственного педагогического университета им. Л. Н. Толстого, 2013. – 109 с.

12. Smolen J.J., van der Spek A., Distributed temperature sensing - A DTS primer for oil & gas production. - Shell International Exploration and Production, Netherlands, Hague, 2003. - 97 p.

13. Distributed strain and temperature sensing over 50 km of SMF with 1 m spatial resolution employing BOTDA and optical pulse coding / M.A. Soto, G. Bolognini, F. Di Pasquale, L. Thẻvenaz // 20th international conference on optical fiber sensors. – 2009. – Р. 750383-4.- DOI:10.1117/12.848791

14. Simplex-coded BOTDA fiber sensor with 1 m spatial resolution over a 50 km range / M.A. Soto, G. Bolognini, F. Di Pasquale, L. Thẻvenaz // Optics letters. – 2010. – №2. – С. 259–261. - DOI:10.1364/OL.35.000259



Внимание!
Купить полный текст статьи (формат - PDF) могут только авторизованные посетители сайта.