Применение распределенной волоконно-оптической системы мониторинга температуры нефтяных скважин, давление, Расход и другие решения

Забойное давление, Температурные и другие данные нефтяных и газовых скважин являются необходимой основой для динамического анализа разработки нефтяных и газовых месторождений и составления планов корректировки разработки. Следовательно, Необходимы частые испытательные операции в процессе добычи нефтяных и газовых скважин для получения актуальных данных. Однако, с углублением разработки месторождений нефти и газа, Прерывистые данные по одной точке больше не могут эффективно поддерживать своевременную корректировку нефтяных и газовых скважин. Технология постоянного контроля давления и оптоволоконного мониторинга позволяет осуществлять непрерывный мониторинг нефтяных и газовых скважин в течение длительного времени, Получение кривых забойного давления и температуры в режиме реального времени, и направлять нефтяные и газовые скважины для осуществления добычи при разумных перепадах давлений в режиме реального времени. При проведении испытаний стабильных или нестабильных скважин, Динамические резервы, проницаемость, Фактор кожи, и так далее. одной скважины может быть рассчитано, А многоточечное управление может быть использовано для проверки связности эксплуатационных пластов между скважинами.

В системе постоянного контроля внутрискважинного давления используются современные датчики давления и электронные чипы. После более чем десятилетнего опыта работы на нефтяных месторождениях в таких странах, как Канада, Соединенные Штаты, Ирак, Иран, Россия, Малайзия, и так далее., Она в полной мере продемонстрировала свое превосходство в технологиях испытания нефтяных и газовых скважин. В середине 1980-х – начале 1990-х годов, 12 Подразделения совместно инициировали исследования по применению технологии волоконно-оптических датчиков в постоянном мониторинге нефтяных пластов. Настоящее время, волокно optic monitoring systems such as temperature and pressure measurement systems and distributed temperature measurement systems have matured and are used for monitoring oil well temperature, давление, расход, и так далее.

Сейчас, интервальная работа со стальной проволокой в основном используется в Китае для измерения давления и температуры на дне нефтяных и газовых скважин, и технология непрерывного мониторинга применяется редко. В этой статье речь пойдет об обобщении основных принципов и адаптивности различных методов тестирования, предоставление справочной информации по выбору методов испытаний нефтяных и газовых скважин, Особенно для ключевых методов исследования нефтяных и газовых скважин, таких как высокая температура и высокое давление.

Традиционный метод интервальных испытаний позволяет испытывать нефтяные и газовые скважины в определенное время в соответствии с производственными потребностями. Манометр вставляется в скважину с помощью стальной проволоки или троса для получения данных о забойном давлении и температуре во время испытательной операции. После завершения операции, Манометр поднимается из устья скважины. Преимущество этого метода заключается в том, что стоимость одной операции тестирования невелика, Но он не может получать долгосрочные непрерывные данные о давлении и температуре. В то же время, Используемые манометры в основном представляют собой драгоценные камни или кварцевые электронные манометры, с диапазоном давления около 105 МПа и температурный диапазон около 177 °С, которые больше не могут соответствовать требованиям испытаний высокотемпературных и высоконапорных скважин.

В настоящее время существует три наиболее часто используемых процесса тестирования:

(1) Тип подъема и хранения стальной проволоки: Первый, Запрограммируйте электронный манометр и подключите его к электричеству. Используйте оборудование из стальной проволоки для опускания манометра в целевой слой. После завершения теста, Манометр поднимается из устья скважины вместе со стальной проволокой, а данные о давлении и температуре воспроизводятся на земле.

(2) Тип склада стальной проволоки: После программирования электронного манометра и подключения его к электричеству, Он опускается в целевой слой с помощью стальной проволоки, освобождается от манометра, и поднят из стальной проволоки. По окончании теста, Используйте инструменты из стальной проволоки, чтобы спасти манометр и воспроизвести данные о давлении и температуре на земле.

(3) Подъем кабеля и прямое считывание: Подключите электронный манометр к одножильному кабелю, Используйте лебедку, чтобы отправить его к целевому пласту на дне скважины, и подача питания на подземный манометр на поверхности. Данные испытаний передаются обратно на поверхность в режиме реального времени по кабелю, и манометр поднимается после завершения испытания.

При использовании метода испытаний при хранении для питания манометра используются аккумуляторные батареи, в то время как метод тестирования с прямым считыванием использует кабели для питания подземного манометра. Время тестирования больше не ограничено энергией батареи, Но есть проблема с герметизацией испытательного устья скважины. Сейчас, Основным методом проведения испытательных операций является использование метода подъема и хранения стальной проволоки, который преобразует давление и температуру на глубине нефтяного слоя на основе кривой градиента давления в стволе скважины, измеренной в процессе подъема стальной проволоки.

Испытательная операция представляет собой операцию под устьевым давлением, А для испытания скважин при высоких температурах и высоком давлении требуются высокие уровни давления для оборудования для управления скважиной, такого как противовыбросовые превенторы и распылительные трубы. Из-за большого веса инструментальной колонны из стальной проволоки, Высокие требования предъявляются и к прочности стальной проволоки на разрыв, что создает высокий риск для проведения испытаний.

Система постоянного внутрискважинного мониторинга (ПДМС) — это технология, при которой электронный манометр помещается в держатель манометра, подключенный к масляной трубе, и опускает его в скважину вместе с нефтяной трубой. Высокоточные датчики в манометре измеряют давление и температуру под землей, а обработанные сигналы давления и температуры передаются на поверхность по кабелям. Наземная система сбора данных контролирует и хранит сигналы подземного давления и температуры, передаваемые на поверхность, и записываются данные о давлении и температуре в режиме реального времени. PDMS может использовать прямое считывание данных с земли для мониторинга нефтяных пластов и состояния скважин в режиме реального времени, беспрерывно, и долгосрочные, Содействие своевременному пониманию динамики добычи нефтяных и газовых скважин, оптимизация систем работы нефтяных и газовых скважин и параметров подъема.

Система в основном состоит из двух частей: Подземные и наземные. Наземная часть состоит из кабельного устьевого выводного устройства, система сбора данных, и солнечная автоматическая система электроснабжения. Подземная часть состоит из электронного манометра, Опорный цилиндр манометра, бронированные кабели, и протекторы кабелей.

Наземная система сбора данных используется для подачи питания на подземный манометр и выдачи ему управляющих команд, изменение интервала отбора проб подземного электронного манометра, а также собирать и хранить данные о давлении и температуре, передаваемые подземным манометром. Данные хранятся с помощью SD-карты, с емкостью хранения до 15 миллионов наборов данных. Солнечная автоматическая система электроснабжения обеспечивает надежное питание наземной системы сбора данных и подземного манометра. Резервные отверстия для выхода кабеля на подвеске для труб и новогодней елке, Установка кабельных устьевых выводных устройств, А основная функция заключается в герметизации кабелей, которые проходят через устье скважины. Давление уплотнения составляет 20 кPsi, а материал - Инконель 718. Он имеет цельнометаллическое уплотнение, который может обеспечить долгосрочный герметизирующий эффект и подходит для высоконапорных и высокотемпературных нефтяных и газовых скважин.

Кабель — это канал передачи питания и данных, с прочными медными проводами внутри, внутренний слой изоляции и слой заполнения изоляции посередине, и металлический упаковочный слой на самом внешнем слое. Материал стальной трубы – Incoloy 825 (Сплав с высоким содержанием никеля), с максимальным рабочим давлением 25 кPsi, максимальная рабочая температура 200 °С, прочность на разрыв 1000 кг, и спецификация сердечника 18 СРГ. Обладает хорошей устойчивостью к сжатию, ссадина, и коррозия, и подходит для длительного использования под землей. Протекторы кабелей используются для крепления кабелей к масляным трубопроводам и обеспечивают защиту кабелей на муфтах труб. Существуют варианты штамповочных легких протекторов и сверхпрочных протекторов кабеля из литой стали. Тяжелые кабельные протекторы обычно используются на нижнем конце колонны нефтепровода и в специальных конструкциях ствола скважины. Они могут противостоять износу и выдерживать большие внешние силы воздействия, Защита кабеля от полного повреждения в суровых подземных условиях; Легкие протекторы кабеля обычно используются в верхней части колонны масляной трубы, которые могут не только зафиксировать кабель, но и выдержать обычную забойную ударную силу.

Электронный манометр является основной частью системы PDMS под землей, Использование высокоточных кварцевых датчиков давления и температуры с высоким разрешением. Производственная конструкция контура основана на новейшей технологии гибридных контуров и упакована с использованием технологии вакуумной сварки. Герметизация между электронным датчиком манометра и внешним цилиндром контура выполняется с использованием технологии ионно-лучевой сварки. Материал внешнего цилиндра изготовлен из сверхпрочного антикоррозионного сплава на основе никеля Inconel 718, с максимальным наружным диаметром 0.875 дюймов и максимальное номинальное давление 25000 Пси. Он может работать непрерывно более чем 10 лет при высоких температурах 200 °C/392 °F, и может работать в течение длительного времени в суровых условиях скважины, таких как высокая температура и высокое давление.

Опорный цилиндр манометра обеспечивает монтажное положение и механическую защиту манометра. Уплотнение между манометром и опорным цилиндром представляет собой металлическое уплотнение. Можно контролировать давление внутри внешнего корпуса опорного цилиндра или измерять давление внутри масляной трубки и контролировать через отверстие для передачи давления. Два манометра также могут быть установлены одновременно на одном опорном цилиндре.

Система постоянного внутрискважинного мониторинга позволяет осуществлять непрерывный контроль забойного давления и температуры нефтяных и газовых скважин в течение длительного времени. Применяется для динамического анализа добычи нефтяных и газовых скважин, Анализ испытаний скважин, Численное моделирование нефтяных и газовых коллекторов, оптимизация рабочих параметров механизированной добычи, предотвращение образования пластовых песков, и другие вопросы исследований. Его основными характеристиками являются: (1) Он обладает долгосрочной стабильностью в работе. Солнечная система электроснабжения может обеспечить непрерывную и надежную работу системы; Внедрение сверхкрупномасштабных интегральных схем, Он обладает сильными сейсмическими и помехоустойчивыми свойствами; Используются новейшие технологии датчиков давления и контурные технологии, а время непрерывного мониторинга может достигать более 10 годы, с высокой стабильностью работы и надежностью.

(2) Подходит для мониторинга скважин с высокой температурой и высоким давлением. Максимальный уровень давления электронного манометра может достигать 25 кФунтов на квадратный дюйм, и он может работать непрерывно более чем 10 лет при высоких температурах 200 °C/392 °F. Его можно использовать для мониторинга суровых условий скважины, таких как высокая температура, высокое давление, и высокая коррозионная стойкость.

(3) Непрерывный мониторинг многослойного давления в режиме реального времени. Система постоянного подземного мониторинга может не только обеспечить одноуровневый контроль давления, а также обеспечить одновременный мониторинг в режиме реального времени данных об одной скважине и многопластовых подземных данных. В дополнение, Можно выбрать контроль давления внутри обсадной трубы снаружи опорной трубы или давления внутри масляной трубы внутри опорной трубы.

Технология постоянного мониторинга оптоволокна Технология волоконно-оптического зондирования — это новый тип технологии зондирования, которая использует световые волны в качестве носителей и оптические волокна в качестве среды для восприятия и передачи внешних измеряемых сигналов. Технология постоянного оптоволоконного контроля давления/температуры заключается в опускании оптоволоконного датчика в скважину вместе с колонной заканчивания. Устьевой лазер излучает лазер, и оптический сигнал доходит до скважинного датчика по оптоволокну. Датчик модулирует информацию о температуре и давлении в спектре отражения. Устьевой детектор получает спектр, отраженный от датчика, и получает данные о температуре и давлении путем анализа интерференционного спектра. Постоянный оптоволоконный мониторинг может осуществляться в режиме реального времени, долгосрочный, и стабильный мониторинг данных о забойном давлении и температуре в нефтяных и газовых скважинах. Благодаря региональному и многоточечному мониторингу данных, Он может стать основой для разработки планов разработки нефтяных и газовых месторождений.

К широко используемым оптоволоконным датчикам под землей относятся распределенные оптоволоконные датчики температуры (ДТС) и оптоволоконные датчики давления (ТОЧКА). В основе измерений DTS лежит влияние температуры на коэффициент рассеяния света. За счет обнаружения информации о возмущениях при распределении внешней температуры на волокне, Информация о температуре получается для достижения распределенного измерения температуры. Технической основой измерения является технология волоконного комбинационного рассеяния. Лазер излучает световые импульсы вдоль оптоволокна, которые разделены на два луча с помощью разветвителя. Два фильтра с разными длинами волн в центре соединены внизу для фильтрации света Стокса и антистоксова света, которые преобразуются в электрические сигналы фотоприемниками и отправляются на блок сбора и обработки данных. После обнаружения и обработки, Значение температуры окончательно выводится.

Основан на принципе постоянной скорости света, Можно измерить точную глубину отраженных световых сигналов от оптических волокон

В большинстве оптоволоконных датчиков давления используются манометры, основанные на принципе интерферометра Фабри Перо. Резонатор, образованный двумя торцевыми гранями волокна, в оптике называется резонатором Фабри Перо, сокращенно полость Фабри Перо. Когда лазер входит в резонатор Фабера с одного конца волокна, Часть световой энергии отражается на торцевой поверхности волокна на этом конце; Оставшаяся оптическая энергия продолжает распространяться вперед, затем отражается от торцевой поверхности второго волокна и входит в первый участок волокна в обратном направлении. Дважды отраженный лазер создает помехи на поверхности детектора, а спектр интерференции однозначно определяется длиной резонатора Фабри, который представляет собой синусоиду в частотной области. Путем измерения периода и фазы синусоиды, Длина полости может быть точно определена. Внешнее давление P сожмет полость Фабера, в результате чего длина полости полости Фабера, образованной между двумя торцами волокна, изменяется с изменением внешнего давления. Следовательно, путем измерения длины полости Фабера, можно сделать вывод о внешнем давлении P.

Состав стационарной волоконно-оптической системы контроля давления/температуры

Наземная часть в основном включает в себя заглубленные оптические кабели и модуляторы, в то время как подземная часть в основном включает в себя оптоволоконные датчики, Опоры для датчиков, Оптические кабели, и протекторы кабелей. Наземный спектральный демодулятор излучает непрерывный сканирующий лазер с длиной волны 1510-1590 нм. Лазер передается на резонаторный датчик давления F-P и датчик температуры FBG под землей по сигнальному волокну, а затем лазер отражается резонатором F-P и FBG для формирования спектра отражения. Спектр отражения переносит информацию о давлении и температуре вблизи датчика обратно к демодулятору по тому же волокну, и демодулятор отправляет спектральный сигнал на компьютер. Компьютер рассчитывает значения давления и температуры под землей в соответствии с программой демодуляции, и дисплеи, хранит или удаленно отправляет их в режиме реального времени в соответствии с необходимым форматом базы данных.

Наземный блок управления состоит из демодулятора и портативного компьютера, А программное обеспечение, соответствующее демодулятору, встроено в компьютер. Демодулятор — это устройство, которое интерпретирует спектральный сигнал, отраженный от скважинного датчика температуры и давления, в видимое для пользователя значение температуры и давления. Он может последовательно демодулировать сигналы давления и температуры 16 Датчики каналов, а также отображать и хранить текущую температуру и давление. Заглубленные оптические кабели в основном используются для передачи оптических сигналов от устья скважины к оборудованию, и, как правило, построены в заглубленных помещениях. Бронированные оптические кабели обеспечивают канал передачи сигнала между датчиками и заземляющими демодуляторами. Материал внешней брони - 316L или Inconel825, А средний водородостойкий металлический слой может замедлить потерю водорода примерно на 140 раз, значительное увеличение срока службы оптических кабелей в условиях высоких температур. Срок службы оптических кабелей может достигать более чем 10 годы.

Волоконно-оптические датчики являются основными компонентами постоянной оптоволоконной системы контроля давления/температуры под землей, с максимальным рабочим давлением 15 кPsi и максимальной рабочей температурой 300 °С.

К преимуществам технологии постоянного оптоволоконного мониторинга в основном можно отнести:

(1) Сенсор имеет небольшие размеры, легкий, с очень небольшим количеством компонентов и без движущихся частей. Срок службы оптического датчика составляет более 15 годы.

(2) Оптоволокно является одновременно и датчиком, и средой передачи сигнала, без подземных электронных устройств, устойчив к сильным электромагнитным помехам, и высокая надежность.

(3) Полностью кварцевая структура, Стабильные химические свойства, Технология лазерной микрообработки, Надежная работа.

(4) Бронированный оптический кабель изготовлен из сплава 316L или Inconel825, устойчивый к коррозии H2S/CO2.

(5) Существует несколько точек измерения, которые могут быть подключены последовательно или параллельно для контроля давления и температуры нескольких пластов в одной скважине. A 1/4 “Оптоволоконный кабель в одной скважине может обеспечить до 12 сигналы давления и температуры, и комплект устьевого оборудования может быть подключен 16 датчики температуры и давления одновременно.

(6) Может использоваться для скважин с высокой температурой/высоким давлением: выдерживает 300 ° Высокая температура, 15000Давление psi, а также вибрации и удары, создаваемые мощным потоком воздуха.

Стальная проволока подходит для испытания вертикальных скважин и скважин с небольшим наклоном. Его преимущество в том, что стоимость одной операции невысока, Но последующая стоимость увеличивается с количеством операций. Может быть использован для временного мониторинга низкотемпературных и низконапорных обычных эксплуатационных скважин. Постоянный мониторинг давления и оптоволоконный мониторинг подходят для вертикальных и горизонтальных скважин, с высокими первоначальными инвестициями, но без последующих эксплуатационных расходов. Кустовые/платформенные скважины могут совместно использовать наземное оборудование, Значительное снижение общих затрат. Они могут использоваться для непрерывного мониторинга высоких температур в режиме реального времени, Высоконапорные или ключевые скважины.

(1) Технология непрерывного мониторинга обеспечивает надежную поддержку данных для уточненного управления нефтяными и газовыми скважинами, что помогает своевременно оптимизировать систему работы нефтяных и газовых скважин, Предотвращение образования песка в водоемах, и подавить быстрое нахождение краевых и придонных вод.

(2) Технология постоянного контроля давления и технология оптоволоконного мониторинга могут эффективно решить проблему динамического мониторинга высокотемпературных и высоконапорных скважин, и может снизить аварийность при проведении испытательных работ, обеспечивая при этом получение динамических данных нефтяных и газовых скважин.

(3) Учет технических и экономических факторов, Рекомендуется проводить долгосрочный непрерывный мониторинг ключевых скважин. Для скважин высокого давления следует использовать технологию постоянного контроля давления, а для высокотемпературных скважин должна использоваться технология оптоволоконного мониторинга.

Волоконно-оптический датчик температуры, Интеллектуальная система мониторинга, Производитель распределенного оптоволокна в Китае