Май 12
Уважаемые коллеги,
подскажите, пожалуйста, какие компании в России использут в своих скважинах технологии оптволоконного мониторинга распределения температуры? В нагнетательных или в добывающих скважинах?
Опубликовано
03 мая 2012
Активность
53
ответа
9489
просмотров
21
участник
1
Рейтинг
Контекст
Halliburton x11
Halliburton: DTS (Distributed Temperature Sensing)
Halliburton - серисная компания. Как они могут постоянно мониторить добычу? Они могут только мониторить какую-то операцию. Или я что-то не так понимаю?
У них замеры ведутся только на время операций на скважине: ОПЗ, кислотки, может быть ещё и ГРП. Насчёт мониторинга температуры в процессе добычи не в курсе.
В "ВЧНГ" проводятся такие работы на 5 скважинах. Поставщиком оборудования является как раз таки Halliburton.
Подобные исследования в России более нигде не проводятся. Знаю это наверняка, потому что в свое время мониторил этот рынок в России и зарубежом.
Как насчет BackerHuges и Shlumberger? Оборудование в России у них есть, значит, и работы проводятся. Хотя я подозреваю, что это тоже кратковременные замеры для мониторинга определенных операций
на сколько мне известно, на месторождениях TNK-BP , работают шлюмы используя оптоволоконный мониторинг распределения температуры, в нагнетательной скважине. замер идет с каждого см , а то и мм ствола скв. интерпретацию замеров проводят шлюмы в мск, после предоставляют заказчику в виде отчета.
To Za
У Вас неправильная информация.
Обоснуйте , почему не правильная?
To Za
В компании TNK-BP оптиволоконный мониторинг распределения температуры в стволе не производится ни на одном из месторождений компании. Именно такой ответ мне дали при запросе данной информации в корпоративном центре TNK-BP. Что-то подобное реализуется в ВЧНГ. При этом аналогов подобных исследований в России нет. Хотя справедливости ради стоит заметить, что некоторые компании заявляют о том, что "что-то такое" у них делается. Слышав подобное я всякий раз обращался непосредственно к недропользователю и выяснял технические детали мониторинга распределения температуры. В лучшем случае - это три температурных датчика, расположенных в 500 метровом горизонтальном стволе. Как можно из этих данных судить о распределении температуры в стволе я не представляю.
политика конфиденциальности может? и когда был запрос примерно (месяц,год)? в Роспан Интернешнл, на одном из лицензионных участков, РАБОТАЮТ ШЛЮМЫ именно с таким "чудо кабелем", который по всему стволу замеряет температуру. когда его спускали, там треслись за каждый см. кабеля, чтобы все потом работало четко. скорее Вам не раскрыли всех карт.
Подскажите, пожалуйста, а зачем это делать в нагнетательной скважине? Чем стандартные ПГИ не устраивают?
To Krichevsky
Для нагнетательных скважин постоянный мониторинг профиля температуры шибко дорогое удовольствие, поэтому на таких скважинах можно обойтись и обычными ПГИ.
Какая разрешающая способность по температуре получилась в итоге? Какие задачи уже смогли решить? Публикации по данной теме уже есть?
To Lyric
Быстро сказка сказывается, да не скоро дело делается.
Не хотелось бы Вас дезинформировать, поэтому скажу лишь, что на данный момент идет ОПР. Сказать что-то конкретное смогу лишь после того, когда скважины отработают на разных режимах весьма продолжительное время (не меньше трех месяцев). Было бы оптимально в итоге где-нибудь получить приток воды и/или газа и посмотреть как будут меняться показания датчиков. Советую подождать немного, а там уже и публикации пойдут.
По поводу разрешающей способности. Геологические условия таковы, что аномалия в 0,05 градусов может свидетельствовать о наличии притока. Поэтому мы выбирали датчики, у которых чувтсвительность была не меньше 0,01 градуса.
Спаибо! С нетерепнием будем ждать.
Позволю себе вмешаться
Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз - Муравленконефть. Успешный пилотный проект по двум горизонтальным скважинам. Оптоволоконный мониторинг по всему стволу. Далее проект еще на 4-х скважинах с оптимизацией наземной части - все четыре сквжажины обслуживаются одним наземным комплексом, как следствие - удешевление. Там не только температуры, там же датчики давления. Проект делался если не путаю на Бованенковском меторождении. Оборудование компании Weatherford. Они же инженерное сопровождение и обеспечение обработки онлайн данных Такие же работы предлагались для ВЧНГ, но там пока думают и обсасывают. Работы проводились в 2011 году. Сейчас точно не знаю. Но могу выяснить. Конечно не все сразу было гладно, но тем не менее результы в итоге удовлетворительные.
На Каспии есть оснащенные оптоволкном скважины
Где на Каспии, Лукойл ?
На концеренции SPE в ноябре 2012 Роспан Интернешнл+Шлюмы+ТНК-ВР делали доклад по использованию DST на Русском месторождении. У кого есть материалы конференции, могут почитать сей доклад.
На той же конференции Total докладывал об использовании DST на Харьяге.
Прочитал в шлюмовской статье, что у оптоволокна есть зависимость точности измерения температуры от частоты замеров и дискретности по глубине. Может кто-то из коллег на собственном опыте сказать какая точность при замере раз в минуту и длине кабеля порядка 3000-4000м?
Коллеги, на сегодняшний день с волоконно-оптическими измерительными системами уже работают много компаний. Применяется для постоянного мониторинга любых скважин в которых дорого или невозможно произвести ПГИ, можно применять даже в парогравитационных скважинах... На 3-4 км., с многомодовым волокном будет очень хорошая точность измерения температуры не менее 0,01 гр.С... Некоторые компании устанавливали волокно в горизонтальных скважинах на полых штангах и на НКТ-33 под ЭЦН и проводили мониторинг, имеются отчёты и открытые публикации.
Если кого-то очень интересует данная тема, спрашивайте в личку.
От куда цифра по температуре в 0,01 градус? Чет у меня другая инфа от всех подрядчиков.
Физика там такая, что с большой точностью температуру померить тяжело. Не надо путать разрешение по температуре с точностью замера.
Pinnacle от Халов:
Features
TemperatureRange -20C to 300C
Temperature Resolution 0.01C
Temperature Accuracy 1C
Sampling Resolution 0.25 meter
Spatial Resolution 1 meter
Measurement Time down to a few minutes
Measurement Distance upto 15 kilometers
Сейчас как раз планируем спустить в две скважины перманентную компановку с постоянным мониторингом. Параметры съемки, такие как участки исследования и дискретность замеров может меняться через тырнет из офиса.....
Для нестационарных замеров планируем это: http://www.ziebel.com/home/. Сравнительно новая технология, пользовали Conoco в Норвегии и PDO - отзывы неплохие.
Только это не в России.....
А так, думаю хорошим вариантом по добыче инфы будет напрямую обратиться к поставщикам услуг. У всей большой тройки (HLB, SLB и Weatherford) есть свои услуги по DTS.
Ну вот, точность то... точность!
Количество знаков после запятой в любом цифровом устройстве можно задать сколь угодно большим.
Главный параметр, по измренению той или иной величины это точность или предел погрешности измерения данной величины.
Я вот не понимаю как с такой точностью вообще можно построить правильную картину притока? Вот кто-нибудь уже использовал эту технологию для получения профиля притока двухфазного флюида? Какой точности вы использовали оборудование? Просто я сейчас анализирую эту тему и у меня начинает складываться впечатление, что точности датчиков равной 0,1 К не достаточно для построения более-менее точного решения. Если кто-нибудь ответит, буду очень благодарен.
Т.е. вы хотите сказать, что если, допустим, один датчик в скважине врет на +0,05 К, то и все остальные тоже? Я бы не был так уверен. Все-таки в оптоволокне используется рассеяние волн и я думаю, что не получится сделать все датчики абсолютно одинаковыми. К тому же, я видел в SPEшной статье реальные показания датчиков и все они врали по-разному) А вот начет калибровки расходомером- это хорошая мысль, я её пару дней уже обдумываю, но мне просто интересно по какому принципу работают реально испольуемые пакеты программ для интерпретации температурных данных, хотя и понимаю, что вряд ли мне кто скажет об этом))
Если я вас неправильно понял или в чем-то ошибаюсь, то извиняюсь)
Дело в том что даже обычный расходемер имеет погрешность. Главное тут прикладное использование инструмента. То есть использовать не для того что бы использовать, а использовать потому что надо. Главная задача это видеть какой пласт примерно сколько дает. Есть ли перетоки. Есть ли прорыв воды. Есть ли прорыв газа. Все эти задачи можно сделать и с погрешностью в 1 С. Хотя я не знаю. Тут надо понять 1 С перепада это сколько в дебите? Если 10 куб на м в сут. то это существенное для малодебитной скважины, а для скважины с 800 куб м в сут. это всего лишь 1% погрешности.
Ну вот смотрите, для тестирования своей программы я взял данные с Харьягинского месторождения. Там рассматривался пласт мощностью ~200 м. Из него получали 200 кубов воды и столько же нефти. Так вот разница в температуре между верхней и нижней границей составляет менее 1,5 К. И при этом заявлено, что технология DTS применима.
Чем больше объем нефти "сдувается" тем отклонения выше по температуре. Исходя из этого можно посчитать объем притока.
Если честно я не эксперт в этом деле. Сорри.
Обьем притока с каждого участка считают по количественному соотношению потока с температурой X, который вышел из верхнего участка и потока с температурой X+dx, который вышел из нижнего участка. температура смеси будет что то между X и X+dx. По конечной температуре потока и измеряют количетсвенное соотношение.
Соответственно с сильнонаклонных скважинах и горизонтальных этот самый dX будет настолько мал, что никакое шаманство над данными не поможет вам получить адекватную оценку профиля притока.
Сложности так же возникают при наличии двухфазного потока нефть/вода с разными тепловыми емкостями, ибо конечную температуру потока можно получить с разными количественными соотношениями притока с разных участков и разными значениями обводненности пропластка.
Изменение температуры из-за понижения давления, ака эффект Джоуля Томпсона, для нефтяных скважин важен только при больших депрессиях: депрессия в 100 бар примерно изменяет температуру на 1 градус. В газовых скважинах этот эффект обязательно надо учитывать, ибо основные изменения температуры по стволу буду обуславливать им.
В нагнетательных скважинах оценить профиль распределения потока определить намного сложнее, так как температурна закачиваемой жидкости возле перфораций примерно одинакова и изменяется только из-за охлаждения/нагрева вдоль ствола (при отсутствии перетоков). Некоторые говорят, что можно оценить профиль нагнетания по профилю температуры в остановившейся скважине, хотя на практике этого мне сделать не получалость.
Ну проблему с различием воды и нефти теоретически можно решить, если знать кроме температурных данных ещё и профиль давления по стволу.
Странно, вроде с нагнетательной скважиной как раз проблем у меня меньше и адекватность данных получилась повыше. А все-таки, какой точности датчики вы использовали? (например в добывающих скважинах)
Датчиков, как таковых, в оптическом волокне нет. Температура в оптоволокне мерится косвенно, лазер подает сигнал в оптоволокно, свет рассеивается в кабеле на определенных интервалах, соответствующих длинам световой волны - 1м. А температура высчитывается косвенно, используя количественное соотнешение рамановских рассеиваний . Аccuracy измерения зависит от некоторых констант, которые вводятся как Input - на практике сколько получается сказать не могу, ибо температуру от оптоволокна сравнивать не с чем. А resolution измерения зависит от расстояния кабеля вдоль глубины, на которой происходит отражение и от времени одного acquisitiona, а точнее количетсва пульсов, выпущенных лазером за время acquisitiona. На практике temperature resolution на глубине 3000 метров при длительности одного измерения в 10 минут выходит порядка 0.1 градуса.
Каким методом вы определяли профиль нагнетания в нагнетательных скважинах? Я сравнивал результаты интерпретации PLT и профиль температуры в закрытой скважине (несколько дней грелась после остановки), никак не получилось получить корреляцию между температурой и профилем. Да, те интервалы, в которых больше всего менялся профиль соответствовали каким-то изменениям температуры, однако профиль нагнетания, который я бы определил по знакомой мне методике, не соответствовал бы реальному профилю скважины.
Я на практике не проверял, но просто расчитал температуру сразу за внешней границей скважины, и посчитал теплообмен между скважиной и флюидом за пределами скважины. Короче все стандартно, тот же метод что и для добывающей скважины. При сверке с данными из одной статьи, получился более-менее адекватный результат.
Раз вы от оборудования перешли к теории, то советую почитать материалы TGT.... У них одна из самых продвинутых температурных моделей в индустрии....
Скорее наоборот, оборудования я даже в глаза не видел, а вот программу, которая бы это считала, меня написать попросили) А вот за наводку спасибо, хотя у них на сайте все как-то слишком общо. Первый вопрос который возникает у любого- это с какой точностью они строят все эти профили притока? Я лично этой информации не нашел.
Одна относительно молодая компания предлагает доставку в горизонтальный ствол, в том числе и оптоволкна, с помощью стеклопластиковых трубок (аналог стеклопластиковой арматуры в строительстве) порядка 20мм диаметром. Кто-то сталкивался с такой технологией на практике?
Что за компания?
Спуск оптокабеля в горизонтальную скважину? срочно нужны контакты умельцев. Для них есть работа.
В фонтанную горизонталку можно и на НКТ спустить, такие инсталляции уже есть в РФ - можно например в ЛазерСолюшенс спросить. Проблема - горизонталки с ЭЦН. Геоптикс обещают в августе провести ОПР в такой скважине со своим самовыпрямляющимся кабелем, ждем результатов.
у меня ситуация - инжектор с большим горизонтальным участком, с уже спущенными НКТ, которые трогать не надо. и вот туда бы оптику пропихнуть....
Насколько мне известно, просто так оптику не впихнуть. Впихнуть можно только туда, где место уже предусмотрено до спуска комплишена.
Для чего он файбер оптик в горизонтальный ствол хочет засунуть? мониторить газ?
Спустите прямо через нкт койл с оптоволокном. Шлюм так работает - технология называется ГНКТ Active вроде, но там правда речь не идет о постоянном размещении - так что не знаю, есть ли решения чтобы отрезать койл и как-то закрепить на устье.
Еще слышал, что на SAGD проектах Татнефти спускают на постоянку дюймовую ГНКТ с пропущенным оптоволокном параллельно с ЭЦН.
У нас осенью-зимой будет эксперимент на ГС ППД: спуск оптоволокна внутри ГНКТ с отрывным якорем. Доходим до забоя, сажаем якорь, ГНКТ вытаскиваем, оптоволокно остается лежать в скважине.
Громче всех это озвучивали Геоптикс (Шароварин). ННГГФ также экспериментирует в этом направлении.
А ссылку можно? на сайте у геоптикса только система для спуска на НКТ. А на сайте ННГГФ ничего нет...
ссылок нет, надо им писать/звонить
Компания Ziebel давно разработала технологию с использованием композитного прутка со встроенным оптоволоконным модулем (https://www.ziebel.com/home), на сколько понимаю в основном используется для ПГИ в морских скважинах.
Страницы