Застосування розподіленої волоконно-оптичної системи моніторингу температури нафтової свердловини, тиск, швидкість потоку та інші рішення

Вибійний тиск, температурні та інші дані нафтових і газових свердловин є необхідною основою для динамічного аналізу розробки нафтогазових родовищ і формулювання планів коригування розробки. тому, для отримання відповідних даних у процесі видобутку нафтових і газових свердловин необхідні часті випробування. Проте, з поглибленням розробки родовищ нафти і газу, переривчасті одноточкові дані більше не можуть ефективно підтримувати своєчасне коригування нафтових і газових свердловин. Технологія постійного моніторингу тиску та оптоволоконного моніторингу дозволяє безперервно контролювати нафтові та газові свердловини протягом тривалого часу, отримати криві вибійного тиску і температури в реальному часі, і керувати нафтовими та газовими свердловинами для здійснення видобутку за прийнятної різниці тиску в режимі реального часу. Шляхом стабільного або нестабільного випробування свердловин, динамічні резерви, проникність, шкірний фактор, тощо. однієї свердловини можна розрахувати, і багатоточковий контроль можна використовувати для перевірки зв'язку продуктивних пластів між свердловинами.

Система постійного моніторингу свердловинного тиску використовує вдосконалені датчики тиску та електронні мікросхеми. Після більш ніж десяти років застосування на нафтових родовищах у таких країнах, як Канада, США, Ірак, Іран, Росія, Малайзія, тощо, він повністю продемонстрував свою перевагу в технології випробування нафтових і газових свердловин. У середині 1980-х — на початку 1990-х рр, 12 підрозділи спільно ініціювали дослідження щодо застосування технології волоконно-оптичних датчиків у постійному моніторингу нафтових пластів. В даний час, клітковина оптичні системи моніторингу, такі як температура та тиск системи вимірювання та розподілені системи вимірювання температури досягли зрілості та використовуються для моніторингу температури нафтових свердловин, тиск, швидкість потоку, тощо.

В даний час, Інтервальна операція сталевим дротом в основному використовується в Китаї для вимірювання даних про тиск і температуру на дні нафтових і газових свердловин, технологія постійного моніторингу використовується рідко. Ця стаття зосереджуватиметься на підсумку основних принципів та можливості адаптації різних методів тестування, надання довідки для вибору методів випробувань нафтових і газових свердловин, особливо для ключових методів випробування нафтових і газових свердловин, таких як висока температура і високий тиск.

Традиційний метод інтервального тестування перевіряє нафтові та газові свердловини в певний час відповідно до потреб виробництва. Манометр вставляється в свердловину за допомогою сталевих дротів або кабелів для отримання даних про вибійний тиск і температуру під час випробування. Після завершення операції, манометр піднімають з гирла свердловини. Перевагою цього методу є низька вартість однієї операції тестування, але він не може отримати довгострокові дані про тиск і температуру. Одночасно, манометри, які використовуються переважно з дорогоцінних каменів або кварцові електронні манометри, з діапазоном тиску о 105 МПа і діапазон температур о 177 ℃, які більше не можуть відповідати вимогам тестування свердловин високого тиску та високої температури.

Наразі існує три широко використовувані процеси тестування:

(1) Підйомно-складський тип зі сталевого дроту: перше, запрограмувати електронний манометр і підключити його до електрики. Use steel wire equipment to lower the pressure gauge into the target layer. After the test is completed, the pressure gauge is lifted out of the wellhead along with the steel wire, and pressure and temperature data is replayed on the ground.

(2) Steel wire salvage storage type: After programming the electronic pressure gauge and connecting it with electricity, it is lowered into the target layer with the steel wire, released from the pressure gauge, and lifted out of the steel wire. At the end of the test, use steel wire tools to salvage the pressure gauge and replay pressure and temperature data on the ground.

(3) Cable lifting and direct reading type: Connect the electronic pressure gauge to a single core cable, use a winch to send it to the target layer at the bottom of the well, і живити підземний манометр на поверхні. Тестові дані передаються назад на поверхню в реальному часі через кабель, і манометр піднімають після завершення випробування.

Метод тестування зберігання використовує батареї для живлення манометра, у той час як метод перевірки прямого зчитування використовує кабелі для живлення підземного манометра. Час тестування більше не обмежується енергією акумулятора, але є проблема з герметизацією гирла випробувальної свердловини. В даний час, основним методом тестування є використання методу підйому та зберігання за допомогою сталевого дроту, який перетворює тиск і температуру на глибині нафтового шару на основі кривої градієнта тиску в свердловині, виміряної під час процесу підйому сталевого дроту.

The testing operation is a wellhead pressure operation, and the high-temperature and high-pressure well testing operation requires high pressure levels for well control equipment such as blowout preventers and spray pipes. Due to the heavy weight of the steel wire tool string, high requirements are also placed on the tensile performance of the steel wire, which poses a high risk for the testing operation.

The Permanent Downhole Monitoring System (PDMS) is a technology that places an electronic pressure gauge into a pressure gauge holder connected to an oil pipe, and lowers it into the well along with the oil pipe. The high-precision sensors in the pressure gauge sense the pressure and temperature underground, and the processed pressure and temperature signals are transmitted to the surface through cables. The surface data acquisition system controls and stores the underground pressure and temperature signals transmitted to the surface, and real-time pressure and temperature data is recorded. PDMS can use ground direct reading to monitor oil reservoirs and well conditions in real-time, continuously, and long-term, facilitating timely understanding of oil and gas well production dynamics, optimizing oil and gas well working systems and lifting parameters.

The system mainly consists of two parts: underground and surface. The ground part consists of a cable wellhead lead out device, a data acquisition system, and a solar automatic power supply system. The underground part consists of an electronic pressure gauge, a pressure gauge support cylinder, armored cables, and cable protectors.

The ground data acquisition system is used to supply power to the underground pressure gauge and issue control commands to it, change the sampling interval of the underground electronic pressure gauge, and collect and store pressure and temperature data transmitted by the underground pressure gauge. The data is stored using an SD card, with a storage capacity of up to 15 million sets of data. The solar automatic power supply system provides reliable power to the surface data acquisition system and underground pressure gauge. Reserve cable exit holes on the tubing hanger and Christmas tree, install cable wellhead lead out devices, and the main function is to seal the cables that pass through the wellhead. The sealing pressure is 20kPsi, а матеріал - інконель 718. Він приймає повне металеве ущільнення, який може забезпечити довготривалий ефект ущільнення та підходить для нафтових і газових свердловин високого тиску та високої температури.

Кабель - це канал передачі живлення та даних, з твердими мідними дротами всередині, внутрішній ізоляційний шар і ізоляційний наповнювальний шар посередині, і шар металевої упаковки на самому зовнішньому шарі. Матеріал сталевої труби - Incoloy 825 (високонікелевий сплав), з максимальним робочим тиском 25 кПа, максимальна робоча температура 200 ℃, міцність на розрив 1000 кг, і специфікація жилового дроту 18 AWG. Має хорошу стійкість до стиснення, стирання, і корозії, і придатний для тривалого використання під землею. Кабельні протектори використовуються для кріплення кабелів до масляних труб і забезпечують захист кабелів у з’єднаннях труб. Існують варіанти легких протекторів штампованого типу та сталевих протекторів для важких умов експлуатації. Важкі протектори кабелю зазвичай використовуються на нижньому кінці колони нафтопроводів і в спеціальних стовбурах свердловин. Вони можуть протистояти зносу і витримувати значні зовнішні навантаження, захист кабелю від повного пошкодження в суворих підземних умовах; Легкі кабельні протектори зазвичай використовуються у верхній частині колони нафтопроводу, який може не тільки закріпити кабель, але й витримати звичайну силу удару в свердловині.

Електронний манометр є основною частиною підземної системи PDMS, з використанням високоточних кварцових датчиків тиску і температури з високою роздільною здатністю. Виробнича конструкція схеми заснована на новітній технології гібридної схеми та упакована за допомогою технології вакуумного зварювання. Ущільнення між електронним датчиком манометра та зовнішнім циліндром контуру здійснюється за допомогою технології зварювання іонним променем. Матеріал зовнішнього циліндра виготовлений з надміцного антикорозійного сплаву на основі нікелю Інконель 718, з максимальним зовнішнім діаметром 0.875 дюймів і максимальний номінальний тиск 25000 Псі. Він може безперервно працювати більше ніж 10 років при високих температурах 200 ℃/392 ℉, і може працювати протягом тривалого часу в суворих умовах свердловини, таких як висока температура та високий тиск.

Опорний циліндр манометра забезпечує монтажне положення та механічний захист манометра. Ущільненням між манометром і опорним циліндром є металеве ущільнення. Тиск всередині зовнішнього корпусу опорного циліндра можна контролювати або тиск всередині масляної труби можна відчути та контролювати через отвір для передачі тиску. Також на одному опорному циліндрі можна встановити одночасно два манометри.

Система постійного свердловинного моніторингу дозволяє безперервно контролювати вибійний тиск і температуру нафтових і газових свердловин протягом тривалого часу.. Використовується для динамічного аналізу видобутку нафтових і газових свердловин, аналіз випробування свердловин, чисельне моделювання нафтових і газових покладів, оптимізація робочих параметрів штучного підйому, запобігання утворення піску, та інші питання дослідження. Основними його характеристиками є: (1) має тривалу стабільність в роботі. The solar power supply system can ensure continuous and reliable operation of the system; Adopting ultra large scale integrated circuit design, it has strong seismic and anti-interference capabilities; The latest pressure sensor technology and circuit technology are adopted, and the continuous monitoring time can reach more than 10 років, with high working stability and reliability.

(2) Suitable for monitoring high temperature and high pressure wells. The maximum pressure level of the electronic pressure gauge can reach 25kPsi, and it can work continuously for more than 10 років при високих температурах 200 ℃/392 ℉. It can be used for monitoring harsh well conditions such as high temperature, високий тиск, and high corrosiveness.

(3) Continuous real-time monitoring of multi-layer pressure. The permanent underground monitoring system can not only achieve single-layer pressure monitoring, but also achieve simultaneous and real-time monitoring of single well and multi-layer underground data. Крім того, it is possible to choose to monitor the pressure inside the casing outside the support tube or the pressure inside the oil pipe inside the support tube.

Permanent fiber optic monitoring technology fiber optic sensing technology is a new type of sensing technology that uses light waves as carriers and optical fibers as media to perceive and transmit external measured signals. The permanent fiber optic pressure/temperature monitoring technology is to lower the fiber optic sensor into the well along with the completion string. The wellhead laser emits a laser, and the optical signal reaches the downhole sensor through the fiber optic. Датчик модулює інформацію про температуру та тиск у спектрі відбиття. Детектор гирла свердловини приймає спектр, відбитий від датчика, і отримує дані про температуру та тиск за допомогою аналізу спектру перешкод.. Постійний оптоволоконний моніторинг може досягати реального часу, довгострокові, і стабільний моніторинг даних про вибійний тиск і температуру в нафтових і газових свердловинах. За допомогою регіонального та багатоточкового моніторингу даних, це може стати основою для розробки планів розробки нафтових і газових родовищ.

Зазвичай волоконно-оптичні датчики під землею включають розподілені волоконно-оптичні датчики температури (DTS) і датчики тиску оптоволокна (PT). Основою вимірювання DTS є вплив температури на коефіцієнт розсіювання світла. Шляхом виявлення інформації про порушення зовнішнього розподілу температури на волокні, інформація про температуру отримується для досягнення розподіленого вимірювання температури. Технічною основою вимірювань є технологія волоконного комбінаційного розсіювання. Лазер випромінює світлові імпульси вздовж оптоволокна, які розділені на два пучки через розгалужувач. Два фільтри з різними центральними довжинами хвиль підключені внизу, щоб відфільтрувати стоксове та антистоксове світло, які перетворюються в електричні сигнали фотодетекторами та надсилаються до блоку збору та обробки даних. Після виявлення та обробки, нарешті виводиться значення температури.

Заснований на принципі постійної швидкості світла, можна виміряти точну глибину відбитих світлових сигналів від оптичних волокон

Most fiber optic pressure sensors use pressure gauges based on the principle of Fabry Perot interferometer. The cavity formed by two fiber end faces is called a Fabry Perot cavity in optics, abbreviated as a Fabry Perot cavity. When the laser enters the Faber cavity from one end of the fiber, some of the light energy is reflected on the end face of the fiber at that end; The remaining optical energy continues to propagate forward, then is reflected from the second fiber end face and enters the first section of the fiber in the opposite direction. The laser reflected twice forms interference on the surface of the detector, and the interference spectrum is uniquely determined by the length of the Fabry cavity, which is a sine wave in the frequency domain. By measuring the period and phase of the sine wave, the cavity length can be accurately determined. The external pressure P will compress the Faber cavity, causing the cavity length of the Faber cavity formed between the two fiber end faces to change with the change of external pressure. тому, by measuring the length of the Faber cavity, the external pressure P can be inferred.

Composition of a permanent fiber optic pressure/temperature monitoring system

The ground part mainly includes buried optical cables and modulators, while the underground part mainly includes fiber optic sensors, sensor supports, оптичні кабелі, and cable protectors. The ground spectral demodulator emits a continuous wavelength scanning laser of 1510-1590nm. The laser is transmitted to the F-P cavity pressure sensor and FBG temperature sensor underground through a signal fiber, а потім лазер відбивається резонатором F-P і FBG для формування спектру відбиття. Спектр відбиття передає інформацію про тиск і температуру поблизу датчика назад до демодулятора по тому ж волокну, і демодулятор посилає спектральний сигнал на комп'ютер. Комп'ютер розраховує значення тиску і температури під землею відповідно до програми демодуляції, і дисплеї, зберігає або віддалено надсилає їх у режимі реального часу відповідно до необхідного формату бази даних.

Наземний блок управління складається з демодулятора і портативного комп'ютера, а програмне забезпечення, яке відповідає демодулятору, вбудоване в комп’ютер. A demodulator is a device that interprets the spectral signal reflected back by the downhole temperature and pressure sensor into a visible temperature and pressure value for the user. It can sequentially demodulate the pressure and temperature signals of 16 channel sensors, and display and store the current temperature and pressure. Buried optical cables are mainly used to transmit optical signals from the wellhead to the equipment, and are generally constructed in a buried manner. Armored optical cables provide a channel for signal transmission between sensors and ground demodulators. The outer armor material is 316L or Inconel825, and the middle hydrogen resistant metal layer can delay hydrogen loss by about 140 разів, greatly extending the service life of optical cables under high temperature conditions. The service life of optical cables can reach more than 10 років.

Fiber optic sensors are the core components of a permanent fiber optic pressure/temperature monitoring system underground, with a maximum working pressure of 15kPsi and a maximum working temperature of 300 ℃.

The advantages of permanent fiber optic monitoring technology mainly include:

(1) The sensor is small in size, легкий, with very few components and no moving parts. The optical sensor has a lifespan of more than 15 років.

(2) Fiber optic is both a sensor and a signal transmission medium, without underground electronic devices, resistant to strong electromagnetic interference, and highly reliable.

(3) All quartz structure, stable chemical properties, laser micro processing technology, надійна продуктивність.

(4) The armored optical cable is made of 316L or Inconel825 alloy material, which is resistant to H2S/CO2 corrosion.

(5) Є кілька точок вимірювання, які можна підключати послідовно або паралельно для моніторингу тиску та температури кількох шарів в одній свердловині. А 1/4 “волоконно-оптичний кабель в одній свердловині може забезпечити до 12 сигнали тиску і температури, і набір гирлового обладнання можна підключити 16 датчики температури і тиску одночасно.

(6) Може використовуватися для свердловин високого тиску/високої температури: може витримати 300 ˚ Висока температура, 15000Пси тиск, а також вібрації та удари, спричинені потужним потоком повітря.

Робота зі сталевим дротом підходить для тестування вертикальних свердловин і свердловин з невеликим нахилом. Його перевага в тому, що вартість однієї операції низька, але подальша вартість зростає з кількістю операцій. Може використовуватися для тимчасового моніторингу низькотемпературних і низьконапірних звичайних розробних свердловин. Постійний моніторинг тиску та оптоволоконний моніторинг підходять для вертикальних і горизонтальних свердловин, з високими початковими інвестиціями, але без подальших експлуатаційних витрат. Кластерні/платформні свердловини можуть спільно використовувати поверхневе обладнання, значно зменшуючи загальні витрати. Їх можна використовувати для постійного моніторингу високої температури в реальному часі, високонапірні або ключові свердловини.

(1) Технологія безперервного моніторингу забезпечує потужну підтримку даних для вдосконаленого керування нафтовими та газовими свердловинами, що допомагає своєчасно оптимізувати систему роботи нафтогазових свердловин, запобігання утворення піску у водоймах, і пригнічують швидке конусоподібне утворення крайової та придонної води.

(2) Технологія постійного моніторингу тиску та волоконно-оптична технологія моніторингу можуть ефективно вирішити проблему динамічного моніторингу свердловин високого тиску та високої температури, and can reduce the engineering accident rate of testing operations while providing dynamic data of oil and gas wells.

(3) Taking into account technical and economic factors, it is recommended to conduct long-term continuous monitoring of key wells. Permanent pressure monitoring technology should be used for high-pressure wells, and fiber optic monitoring technology should be used for high-temperature wells.

Оптоволоконний датчик температури, Інтелектуальна система моніторингу, Розповсюджений виробник оптоволокна в Китаї