Система мониторинга состоит из кабель датчика, точечного датчика температуры и давления, наземного регистратора распределенной температуры, наземного регистратора температуры и давления в точке, коммуникационного контроллера и программного обеспечения.

Кабель датчик, предназначен для построения гибридных измерительных систем и позволяет проводить измерения распределенной температуры, акустических колебаний и подключать к нему точечные датчики температуры и давления, размеры и конструкция датчика приведены в таблице 2.

Таблица 2 Конструкция кабель датчика.

	№ Поз	Описание
	1	Оптоволокно 4 шт. 9/125 2 шт 62,5/125 1 шт 50/125 2 шт
	2	Стальная нержавеющая трубка диаметром 1,8 мм. Заполненная гидрофобным гелем.
	3	Оболочка Стальной трубки. Толщина стенки 0,9 мм.
	4	Повив брони. Проволока 1,5 мм
	5	Оболочка кабеля. Толщина стенки 1,2 мм.
	Основные характеристики
	№	Величина	Значение
	1	Диапазон регистрируемых температур	-60 до +130
	2	Пространственное разрешение	0,25 м
	3	Точность	0,05%
	4	Пространственная точность	0,5 м
	5	Температурная инерционность	21 сек
	6	Минимальный диаметр изгиба	100 мм

Точечный датчик температуры и давления переназначен для непрерывного измерения температуры и давления в точке расположения датчика.

В качестве наземного оборудования для регистрации точечной температуры и давления, применяется регистратор давления и температуры Геоптикс. При отсутствии связи, регистратор позволяет накапливать значения температуры и давления в течение 12 месяцев. При восстановлении связи информация передается на сервера.

В качестве наземной аппаратуры для регистрации распределенной температуры применяется регистратор распределенной температуры производства ЗАО Геоптикс,

Регистратор распределённой температуры позволяет измерять температуру вдоль оптического волокна расположенного в кабель датчике с интервалами от 1 до 120 минут, и с пространственным разрешением от 25 о 200 сантиметров. Это позволяет каждый раз, при проведении исследований выбрать оптимальное время усреднения и оптимальное разрешение от которого зависит чувствительность и воспроизводимость измерений.

Например, при времени измерения 1 минута, воспроизводимость будет примерно 0,5 градуса.. При этом чувствительность зависит от зависит от типа волокна и его длины.

По сути чувствительность - это способность фиксировать изменение температуры по времени или на соседнем участке на заданную величину.Также чувствительность (воспроизводимость) падает с уменьшением интервала, на котором измеряется температура.

Согласно схеме, представленной на рисунке 2.15, регистрация температуры по стволу скважины осуществляется средствами оптоволоконной системы измерения распределенной температуры, основным элементом которой является закрепленный на внешнем диаметре оптоволоконный кабель-датчик.



Рис. 2.14Общая схема подземного и наземного оборудования

Рис.2.15. Общая принципиальная схема системы волоконно-оптического непрерывного мониторинга распределенной температуры и непрерывного мониторинга забойного давления скважины.

В качестве чувствительного элемента применено оптическое волокно. Регистрация данных термометрии в градусах Цельсия осуществляется ежеминутно по все длине кабеля, и в дальнейшем усредняется для повышения точности и с интервалом от 5 до 60 минут. В зависимости от проводимого исследования. Регистратор позволяет измерять температуру с шагом от 25 до 200 сантиметров. Шаг регистрации температуры можно менять. Исследования проводились в основном шагом регистрации температуры 25 и 50 сантиметров.егистрация забойного давления осуществляется датчиком давления, установленным в мандрели под погружным насосомна глубине. Шаг регистрации забойного давления в МПа по времени 1 секунда - усреднение от 12 секунд до 10 минут.[10]

е показания датчиков сохраняются в блок регистрации, расположенный в всепогодном шкафу на поверхности.и средствами спутниковой связи передаются на удаленный сервер. Доступ к информации стороннего пользователя осуществляется через программное обеспечение.

Интерпретационным критерием была выбрана тепловая инерция подземного оборудования и различная теплоемкость воды, газа и воды насыщенной газом и процессы теплопереноса этим вызванные. Это позволило оценивать динамический уровень жидкости в межтрубном пространстве, регистрируя температурные аномалии вызванные процессом теплообмена между жидкостью в НКТ, металлом НКТ и жидкостью и газом межтрубного пространства. На (рис. 2.19) можно увидеть как изменяющийся динамический уровень формирует соответствующую температурную аномалию.

Рис.2.19По характеру термограммы можно определить динамический уровень при условии если в НКТ движется поток жидкости.

Характерные особенности температурного поля в стволе скважины, регистрируемые ОВС.

Анализ поля температуры, регистрируемой ОВС в скважине, позволяет выделить следующие характерные особенности, отраженные ниже.[9]

При работающем насосе поле температуры в стволе скважины формируется следующими процессами:

- потока газа, поступающего из перфорированных интервалов с выходом на устье по межтрубному пространству;

- потока воды, поступающей из перфорированных интервалов и стекающей по межтрубному пространству на забой;

- поток воды, поднимаемый внутри НКТ работой насоса;

- тепловыделение внутри насоса и за счет трения штанг о стенки НКТ.

Учитывая наличие встречных потоков воды и неконтролируемых процессов тепловыделения, связанных с работой насосного оборудования, корректный анализ поля температуры в таком режиме не выполним. В связи с этим, данный режим работы скважины в дальнейшем не используется.

Поле потока жидкости после прекращения работы насоса состоит из полей формируемых:

- потоком газа, поступающего из перфорированных интервалов с выходом на устье по межтрубному пространству;

- потоком воды, поступающей из перфорированных интервалов и стекающей по межтрубному пространству на забой.

Отключение глубинно-насосного оборудования исключает дополнительные мешающие температурные эффекты в стволе скважины. В этом случае поле температуры формируется только за счет встречных потоков воды и газа с учетом термодинамических процессов идущих в пласте и внутрискважинном пространстве.[12]

В данном предположении, учитывая наклон скважины, поток воды движется в виде отдельных капель или тонкой струйки по нижней образующей эксплуатационной колонны, практически не взаимодействуя с ОВС, фиксируемой на колонне НКТ. Таким образом, поле температуры, регистрируемое ОВС, формируется преимущественно за счет потока газа, при условии, что дебит воды мал, что соответствует реальной ситуации на скважине.

Учитывая сказанное, дальнейший анализ исходных материалов проводился в предположении, что температурный вклад от потока воды мал, и не вносит существенных искажений в температурное поле газового потока.

А Б

Рис. 2.20 Потоки в стволе скважины при различных режимах.

А - режим работы винтового насоса,

Б - режим остановки

Рис.2.21Расположение термодатчика на основе ОВС относительно потоков води и газа внутри ствола скважины с учетом гравитационного расслоения потоков и преимущественной ориентации колонны НКТ

2.5 Описание и анализ результатов по измерению температуры в скважинах

Скважина Нарыкско-Осташкинского месторождения имеет 11интервалов перфорации и оборудована винтовым насосом для откачки жидкости через НКТ. Их расположение и основные характеристики отражены в таблице.

Для оценки интенсивности поступления флюида из перфорированных угольных пластов по кривым термометрии использованы показания температур против кровли и подошвы каждого пласта, дебет вычислен по абсолютной величине перепада температуры между ними. Затем определена процентная составляющая перепада температуры против каждого пласта от суммы всех перепадов температуры, приходящихся на все пласты. При этом сделано два существенных допущения:

- температурное поле обладает свойством аддитивности;

-перепад давления (депрессия) на каждый угольный пласт одинакова.

Очевидно, что оба допущения не соответствуют действительности, поэтому процентное участие каждого из пластов в общем дебите скважины названо вероятным.

В период наблюдений из скважины сначала откачивалась жидкость, затем скважина жидкостью заполнялась, давление в скважине.

Рис. 2.22Забойное давление с февраля по сентябрь.

Для примера рассмотрим Пласт 1 и 2.

Пласт 1 работает газом, при увеличении депрессии возникает явная положительная термоаномалия, вызванная, скорее всего вытеснением жидкости из пласта, при максимальной депрессии скважина пласт начинает работать газом более интенсивно. Внося существенный вклад в общий дебит.



Рис.2.23 Пласт1 на различных режимах.

Рис.2.24 Увеличение притока газа с увеличением депрессии.

На рисунке 2.24 хорошо видно, что сначала с увеличением депрессии часть пласта работает водой, но при максимальной депрессии доля газа уже весьма велика. Работа газом прекращается только при сильном затоплении кривые.

Пласт 2.



Рис. 2.25 Термограммы пласта 2 на различных режимах работы.

Против данного интервала наблюдается устойчивая отрицательная термоаномалия, соответствующая поступлению из пласта газа.при увеличении депрессии наблюдается постепенное закономерное увеличение отрицательно аномалии Рис. 2.25.

Рис.2.26Увеличение отрицательно термоаномалии при увеличении депрессии, пласт 2.

Следует также отметить что термоаномалия вызванная вытеканием газа прослеживается главным образом напротив нижней части пласта рис.(2.26).

Рис. 2.27 отрицательная термоаномалияпаста 2

В момент затопления пласта 2, о чем свидетельствуют резкое снижение общего суточного дебита. (Рис.2.27)а так же явное уменьшение амплитуды термоаномалий за данный промежуток времени.мы наблюдаем полное отключение пласта 2 (рис 2.28).

Рис. 2.28Снижение дебита в пласте 2 в процессе затопления до момента отключения.

Рис.2.29 затухание отрицательной термоаномалии пласта 2 при затоплении скважины.

Выводы

Полученные при выполнении исследовательской части дипломной работы результаты позволили сделать следующие выводы.

1. Анализ патентного поиска по ключевым словам «измерение температуры в скважине» выявил наличие десяти патентов на различные способы и устройства по измерению температуры в скважине общим охватом по времени от 1991 до 2015 год. Поиск по ключевым словам «термометрия в скважине» выявил наличие двух патентов от 2002 и 2016 годов. Поиск по ключевым словам «оптоволокно, температура, волновод, скважина» как в отдельности, так и в комбинациях слов, не выявил каких-либо зарегистрированных разработок.

2. Применяемое оборудование показало себя работоспособным, показывающим стабильную работу и хорошим метрологические характеристики.

Изучили применение эффекта Рамана в оптоволоконных сетях.

Измерение температуры позволяет дистанционно диагностировать процесс затопления или осушение пластов.

Точность и чувствительность датчика давления, позволяет не только оценивать плотность жидкости в скважине, но и наблюдать самопроизвольные поглощения воды при ее заполнении.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В исследовательской части дипломной работы обосновали выбор оборудования волоконно-оптической системы непрерывного мониторинга распределенной температуры.

Основные выводы и рекомендации сводятся к следующему.

Применяемое оборудование показало свою высокую надежность и способность работать в тяжелых погодных условиях.

Оборудование системами непрерывного мониторинга с программным обеспечением наибольшего числа скважин на месторождениях метана угольного пласта в Кузбассе позволяет проводить разработку месторождений наиболее эффективно.

Непрерывный волоконно-оптический мониторинг, это тот инструмент, который при массовом использовании позволит управлять разработкой месторождений на новом качественном уровне, добиваясь большей эффективности и увеличения коэффициента извлечения углеводородного сырья.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1.Балакирев, Ю.А. Гидропрослушивание и термографирование нефтяных скважин и пластов / Ю.А. Балакиев. - Баку:Азернешр, 1965. - 200с.

2. Баренблатт, Г.И. Движение жидкостей и газов в неоднородных пластах / Г.И. Баренблатт, В.М. Ентов, В.М. Рыжик. - М: Недра, 1972. - 88с.

3. Бойко, В.С. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений. Учебник для вузов / В.С. Бойко. - М: Недра, 1990. - 427с.

4.Патент РФ на изобретение № 2087703 от 20.08.1997 года. Автор: Кузнецов А.И. Патентообладатель: научно-техническое общество с ограниченной ответственностью «Волго-уральский геоэлектрический центр».

5. Листвин, А.В. Оптические волокна для линий связи/ А.В. Листвин, В.Н Листвин, Д.В. Швырков - М: ЛЕСА Рарт, 2003. - 288с.

6. Адамс М. Введение в теорию оптических волноводов/ С.Г. Кривошлыкова, В.А. Черных - Пер. с англ. - М.:Мир, 1984. - 512с.

7. Унгер Х.Гинагнетательных. Планарные и волоконные оптические волноводы/ В.С. Соболев, Т.А. Богданова, Н.И. Баранова - Пер. на русский - М.:Мир,1980. - 646с.

8. Ефимов И.Е., Шермина Г.А Волноводные линии передач/ И.Е. Ефимов, Г.А. Шермина - М: Связь, 1979.-232с.

9. Исаев В.А. Оптоволоконные технологии для «интелектуальных» скважин и геофизических исследований нефтяных, газовых и нагнетательных скважин/ В.А. Исаев - ООО НПО «ГИРСОВТ»: М, 2012-6с.

10. Браун Д. Волоконно- оптическое распределенное измерение температуры в скважине/Д.Браун - Пер. с англ.- Нефтегазовое обозрение, 2009-20с.

Размещено на Allbest.ru