Оптоволоконные измерения температуры в скважинах. Опыт, проблемы, перспективы

Аннотация

В статье кратко описан опыт работ с оптоволоконными системами измерения температуры (ОВСт) в ООО «ПИТЦ «Геофизика». Проведено сравнение технологии ОВСт с аналогами, имеющимися на сегодняшний день, и рассмотрены проблемы ее внедрения.
Имеющаяся технология уже сейчас позволяет решать задачи определения профиля притока и контроля работы скважины. ОВСт может определять процентное соотношение дебита пластов, водо-нефтяного раздела в стволе скважины и интервалы поступления воды при соблюдении определенных условий. Ее дальнейшая модификация с добавлением режима СТД и барометрии позволит решать эти задачи однозначно. Область действия ОВСт – мониторинг работы скважин. Назначение технологии в первую очередь – это управление работой месторождения.
Системы интеллектуальных скважин и интеллектуальных месторождений рано или поздно займут лидирующее положение в нефтегазодобыче. Без этих систем невозможна дальнейшая оптимизация добычи. Для того чтобы занять этот рынок услуг, необходима работа с дальнейшим продвижением ОВСт. Компания ООО «ПИТЦ «Геофизика» уже сейчас готова предложить сотрудничество в работе с данной технологией.

Ключевые слова: оптоволокно, термометрия, контроль за разработкой, профиль притока, контроль работы скважины.

Предыстория
ООО «ПИТЦ «Геофизика», начиная с 2012 года, развивает и внедряет в производство оптоволоконные системы измерения температуры (ОВСт) по стволу скважины. На сегодняшний день это замеры в более чем 30 скважинах. [1] Получен положительный результат, и настало время подвести промежуточный итог.

Опыт, технологии
Рассмотрим в этой главе те области применения, в которых ОВСт однозначно превосходят другие способы измерения. Сравнение с имеющимися технологиями проведем ниже.

• ОВСт однозначно решает задачи определения уровня жидкости в стволе скважины при механизированном способе добычи (рис. 1-3). Проверено на 3 скважинах с ЭЦН и на 2 с ШГН. При этом уровень определяется при работе насоса и его остановках не более чем за сутки. Определяется именно уровень жидкости, а не верх пены, как эхолотами.

Рис. 1. Динамический уровень при работе ЭЦН на 45 Гц, снижение уровня при переходе на 50 Гц

Рис. 2. Динамический уровень при остановке и запуске ЭЦН

Рис. 3. Динамический уровень при работе и остановке ШГН

Контроль уровня легко автоматизировать и затем получить автоматическое управление эффективностью добычи. Работа скважины с минимальным уровнем в большинстве случаев позволяет получить максимальный дебит.
Кроме того, имеется возможность контроля температуры насоса. При понижении уровня и нагреве насоса (рис. 1) насос должен быть автоматически переведен на меньшую производительность.

2. ОВСт определяет водо-нефтяной раздел в стволе скважины и интервалы поступления воды (рис. 4, 5) при соблюдении определенных условий работы скважины и наличии в продукции нефти. Это позволяет определить источники обводнения при смене скважинной продукции и изменить негативное развитие ситуации, управляя системой ППД. Процесс может быть автоматизирован контролем состава и дебита жидкости на устье и «ручным» принятием решения при выходе контролируемых параметров за заданные пределы по данным ОВСт.

Рис. 4. Работа пластов водой при остановке ЭЦН

Рис. 5. Уровень (выделено овалом) и ВНР (выделено прямоугольником) при остановке и работе ШГН

Следует отметить, что лучшим решением для определения состава поступающей жидкости было бы распределенное измерение давления или распределенные датчики состава. Работа в развитии этих направлений на сегодняшний момент выполнена не более чем на 30%. Реально работающие промышленные системы нам неизвестны. Ведутся работы на основе брэгговских решеток и распределенных электронных манометров.

Рис. 6. Приток газа из трещины ГРП

Отдельно стоит затронуть тему определения притока газа. Поскольку дроссельный эффект при поступлении газа имеет отрицательное значение, определение пропластков, работающих газом, – задача, решаемая однозначно. В исследуемых нами скважинах был только один пример поступления газа. При этом дроссельный эффект наблюдался в трещине ГРП, и амплитуда его в скважине была низкой. На серии температурных кривых приток газа из трещины ГРП определяется однозначно (рис. 6).

3. ОВСт может определять дебит пластов (рис. 7). Точнее, по данным термометрии можно определить процентное соотношение дебитов различных пропластков или определить максимально и минимально работающие интервалы.

Рис. 7. Разделение дебита по данным термометрии

Однако точность и достоверность таких определений мала из-за сложной зависимости дроссельного эффекта от объема притока и наложения других термодинамических эффектов. Для увеличения точности измерений дебита необходимо осуществить нагрев кабеля на 2–3°С пропусканием через его токоведущие жилы электрического тока. Это позволит получить так называемый режим СТД и измерять степень охлаждения кабеля, которая зависит от объема притока.
Резюмируя все вышесказанное, можно утверждать, что имеющаяся технология уже сейчас позволяет решать задачи определения профиля притока и контроля работы скважины. Ее дальнейшая модификация с добавлением режима СТД и барометрии позволит решать эти задачи однозначно.
Сравним ОВСт с имеющимися технологиями.

СРАВНЕНИЕ ТЕХНОЛОГИЙ

Сразу же надо обозначить, что в настоящее время развиты технологии профиля притока (ухода), которые выполняются на геофизическом кабеле. И область их применения – «лечение» скважин.
Т.е. технологии применимы тогда, когда извлечено насосное оборудование из скважин, скважина заглушена и цель работ – поиск проблемы, возникшей в скважине. Иногда ведется превентивный поиск проблемы перед спуском насосного оборудования. Существуют только два исключения – фонтанирующие скважины и скважины, оснащенные Y-tool. Причем при возникновении проблемы фонтанирующие скважины, как правило, перестают отдавать продукцию и их необходимо останавливать и «лечить».
ОВСт не смогут в ближайшее время составить конкуренцию комплексному прибору на кабеле. Суммарная стоимость оборудования существенно выше, а даже дополнительное оснащение ОВСт распределенным давлением и составом жидкости не позволит решать задачу на том же техническом уровне, что стандартный комплексный прибор. Следовательно, там, где «ходит» комплексный прибор, ОВСт менее эффективны.

Область действия ОВСт – мониторинг работы скважин. То есть область «профилактики», а не «лечения». И в ряде случаев у него нет альтернативы. Выделим основные преимущества:

• нет движущихся частей – мониторинг легко реализовать без участия геофизической партии, используя только системы передачи данных;

• получаемые данные не зависят от квалификации начальника партии и используемого прибора: проще организовать автоматическую обработку и принятие решений;
• отсутствуют стыковочные элементы и датчики: возможна работа в агрессивной среде весь межремонтный период и дольше.

В сравнении с Y-Tool ОВСт проигрывает в качестве измерений, преимущество только в контроле уровня жидкости. Однако оснащение всех скважин: замена парка ЭЦН и приобретение Y-Tool – задача более сложная и дорогая, чем оснащение скважин ОВСт.
Но что будет, если спустить комплексный прибор под насос и оставить его на забое на межремонтный период, проводя измерения по мере необходимости? В ОАО «Оренбургнефть» проводили подобные измерения, комплексный прибор не выдержал межремонтный период, а работа с ним требовала подъемника и партии ГИС. ОВСт в этом случае вне конкуренции.
Однако ОВСт и другие методы каротажа в процессе разработки применимы в большей части не для поиска возникших проблем со скважиной. Их назначение – управление работой месторождения. Управлять работой одной скважины или куста практически бессмысленно.
Определившись с областью применения ОВСт, перейдем к проблемам внедрения технологии.

ПРОБЛЕМЫ

Первая проблема – «болезнь» роста. Технологии оптоволоконной термометрии были «выброшены» на рынок «сырыми». Точность, чувствительность и разрешающая способность систем оказалась ниже уровня, необходимого для решения задач профиля притока. Приведем пример диаграмм именитых и не очень производителей, не называя их имен (рис. 8-9). Всю информацию можно найти в презентациях в интернете. Несмотря на высокие заявленные характеристики, реальные результаты далеки от решения задачи. «Шумы» на температурных кривых 1 и более °С, шаг по глубине – 1 м.

Рис. 8-9. «Зашумленность» температурных кривых, грубая температурная шкала

Какие параметры измерительной установки позволят решить задачу профиля притока в нефтяной скважине?

Во-первых, разрешающая способность по глубине (длине кабеля) не больше 0.15 м. Мы работаем с шагом по глубине 0.12 м, что позволяет фиксировать аномалии не менее чем тремя точками.
Во-вторых, чувствительность – не хуже 0.1°С. Аномалии дроссельного разогрева имеют амплитуду около 0.4°С. Мы работаем с чувствительностью 0.05°С, что позволяет уверенно фиксировать аномалии от работы пропластков и заколонных перетоков. В газовых скважинах допустима чувствительность 0.5 °С. Обратите внимание на температурные шкалы рис. 2-4.
При этом время накопления – величина, тесно связанная с чувствительностью, – не должно превышать 15 мин., иначе не фиксируются переходные процессы. Для распознавания заколонных перетоков сверху пластов, работающих с малым дебитом на фоне высокодебитных, то есть «быстрых» задач, время накопления необходимо уменьшить до 30 сек.

Вторая проблема связана с областью применения каротажа в процессе разработки. Развитие систем контроля опередило развитие систем управления работой скважин и месторождения в целом.
Системы принятия решений просто не создавались. Вкладывать деньги в установку систем контроля без возможности управления и последующей оптимизации добычи неперспективно. Однако и оптимизировать разработку углеводородов без внедрения управляющих систем невозможно.

Третья проблема: кто создаст готовое решение, такое как «интеллектуальное месторождение»? Если иностранные компании, такие как Halliburton, Schlumberger, производят полный комплекс оборудования и услуг для нефтегазодобычи и имеют возможность изготовить и связать все компоненты в систему, то отечественных компаний, способных на такую интеграцию, не наблюдается. А по отдельности в разных компаниях создать системы контроля, управления и принятия решений не то что невозможно, но потребует очень много времени. Нефтегазодобывающие предприятия предпочитают купить готовое решение, а не вкладывать деньги в разработку.
В 2012-2013 годах только ленивый не рекламировал оптоволокно для нефтянки. На сайтах многих компаний до сих пор упоминаются «готовые» решения для мониторинга скважин, жаль только, что решений нет. Сейчас страсти поостыли, аппаратура оптоволоконной термометрии заняла свое место (исходя из технических характеристик) на контроле трубопроводов и электрических линий. Находит ОВСт применение при паронагнетании – технических характеристик «хватает».

В чем-то постоянное упоминание оптоволокна сыграло и отрицательную роль – из новшества оно превратилось в «неработающее старое».

Сухой остаток

Системы интеллектуальных скважин и интеллектуальных месторождений рано или поздно займут лидирующее положение в нефтегазодобыче. Это не дань моде, без этих систем невозможна оптимизация добычи.

Кто займет рынок услуг по оснащению месторождений – иностранные компании, инжиниринговые компании при нефтегазодобывающих предприятиях, объединение компаний – поставщиков услуг и оборудования, компании, выращенные в «бизнес – инкубаторах»? Однозначно тот, кто предложит лучший продукт и лучшее его продвижение!

Наша компания уже сейчас готова предложить сотрудничество по следующим направлениям:

1. Перфорация на депрессии с последующим мониторингом работы скважины. При этом перфорационная система и манометр спускается под ЭЦН или ШГН на оптоволоконном геофизическом кабеле совместно с глубинным насосом (рис. 10). Крепление к НКТ обеспечивает хождение кабеля. Далее перфорационная система позиционируется напротив пласта, насосом создается депрессия. Производится подрыв перфоратора и регистрируются давление. Далее перфоратор опускается на забой скважины, запускается насос и производится контроль работы пластов с помощью ОВСт и глубинного манометра весь период освоения. Определяются рабочие интервалы, интервалы поступления воды, гидродинамические параметры. Подбирается оптимальный режим работы насоса. После выхода скважины на режим геофизический кабель «сбрасывается» с подъемника и остается в скважине для последующего мониторинга работы, который рекомендуется производить ежеквартально или при смене производительности (продукции) скважины. Преимущества: очистка пластов во время вскрытия, полностью контролируется работа пластов в эксплуатационном режиме без затрат времени на остановку и глушение скважины и ГИС.
2. Контроль работы фонтанирующих скважин. Манометр спускается на оптоволоконном геофизическом кабеле с жестким креплением за НКТ. Контролируется выход скважины на режим, работа пластов, гидродинамические параметры. Подбирается оптимальный режим работы скважины. Кабель и манометр остаются в скважине весь межремонтный период. Единственная нерешенная задача – пакер с проходным отверстием под кабель.
3. Совместная разработка и внедрение услуг с применением ОВСт.

Дальнейшее развитие технологии ОВСт и наращивание ее дополнительными измерительными системами ООО «ПИТЦ «Геофизика» будет проводить уже после наработки достаточного количества скважин.