Оптоволоконные датчики в бурении

(1)Подземный спектрометр

флюид тех. Анализатор(рис 4)

Рис 4 Структура флюид  анализатор

1   Флюоресценция   источник света ;2   флуоресценция каналов 1

5.   флуоресценция каналов 2 ; 4   отражение зонд
5.   Флуоресценция искать блок ;  6 Фонарь ; 7 спектрометр

можно использовать для  узнать начальный период разрабатыватьв процессесостав сырая нефть。он состоит  из два датчики , один всасывать спектральный спектрометр，другой флюоресценция  зонд

Подземный флюид через  залегание зонд

Вводить нефтепровод, Оптоволоконные датчики анализировать флюид  в трубе, флюид тех. Анализатор предложить анализ первоначальное Подземный флюид, и улучшить оценивать залегание  флюид.

(2) Распределённый температурный датчик

Самый популярный Оптоволоконные датчики подземелий. Практическийпример: контролировать система нагнетание воды пар добывать тяжёлая нефть

Вливать Пар до пластатяжёлой  нефти,снижать вязкость нефти,чтобы  густая нефть была легкодобывать, температура подземного пара выше 250С

 (3) Датчик давления

Работает дляконтролировать  сверхвысокий температур и давление под земли.

Высокойнадежностью и  высокоэффективность,низким потребляют. Оптоволоконные Продукты получить успех  в использовать нефти месторождение.

 

Оптоволоконные датчики  использовать в гис

 

Оптоволоконные технологии(ОВТ) уже давно используются в различных  областях техники, составляя основу не только средств передачи информации, но и разнообразных устройств  измерения и контроля. В последнее десятилетие ОВТ все интенсивнее проникают в нефтяную и газовую промышленность, особенно в такие взаимос вязанные разделы этой отрасли, как сейсморазведка, бурение, геофизические исследования в скважинах и добыча нефти и газа.

 

На   основе   ОВТ   разработаны различные измерительные  системы ,   которые ,   обладая   высокой точностью,  превосходят  электронные  устройс  тва  того же назначения в  части  с табильности и  термостойкости.   Измерительные   элементы  ( сенсоры)   таких   системне подвержены влиянию магнитных  и электрических  полей и  с тойки по отношению к вибрации и  ударам. Кроме  того,  при измерениях ,  производимых  на оптоволоконном каротажном   кабеле ,   скважинная часть  систем не  требует  электропитания и работает   только  с  истчниками  света. 

Трудно представить, что  оптоволокно тонкая кварцеваянить, сравнимая с человеческим волосом, позволяет измерять такие физические величины, как температура и давление, анализировать акустические колебания. И, что самое интересное, дает возможность все это регистрировать, получая необходимые данные из любой точки оптоволокна, каким бы длинным онони было 1 или 40 км.

 

Рассмотрим возможности  использования в интеллектуальных скважинах именно таких волоконных распределенных систем, где сам световод является чувствительным элементом. Одни системы находятся в стадии начала испытаний непосредственно наскважинах, другие уже активно работают и дают результаты.

 Отличительными особенностями  оптоволоконной распределенной  системы измерения параметров скважин в сравнении с традиционными методами являются:

*возможность измерения  поля (профиля) физических величин  подлине ствола скважины в  реальном времени без перемещения  датчика; 

*высокая надежность  и длительный срок работы ВО  системы вследствие отсутствия в скважине сложных электронных и механических устройств и электрического канала связи;

*высокая стабильность  функционирования и помехозащищенность

датчика,  обеспечивающие работу системы  термометрии в  течение

межремонтного периода  или жизни скважины;

*возможность исследования  и мониторинга работы скважин  со сложной схемой заканчивания, включая горизонтальные дополнительные  стволы, многоствольные скважины, интеллектуальные  скважины с размещением в стволе  управляемого оборудования и  управляющих устройств, конструкция которых не позволяет размещать в стволе традиционные приборы ГИС;

*использование одного  волоконного световода для измерения  разных физических величин.

 

Несомненно, что все  преимущества оптоволоконной технологии могут быть реализованы при наличии необходимых знаний и опыта. Например, для различных условий окружающей среды нужно использовать свой тип волоконных световодов и соответствующую конструкцию кабеля и т.д.

Оптоволоконный распределенный датчик температур (ОРДТ) наиболее распространен и используется практически всеми мировыми нефтяными компаниями.

На мировом рынке  услуг данная технология известна как Distributed Temperature Sensors (DTS), т.е. волоконно оптическая система термометрии скважин с распределенными датчиками температуры.

 В основу работы  этого класса оптоволоконных  сенсоров положено явление рассеяния   света внутри световода. В измерительных  системах используются три вида  рассеяния: рэлеевское, бриллюэновское  и рамановское.

Характерной особенностью сенсоров, регистрирующих рассеянное излучение, является их распределенность вдоль непрерывной световедущей сердцевины: отражения рассеянного света происходят на всем протяжении оптоволокна (ОВ), и отражение от каждого элементарного участка ОВ определяет состояние этого участка, обусловленное температурой или иными факторами. При этом регистрация отраженных сигналов позволяет оценить, как распределяется температура или деформация вдоль протяженного ОВ. Таким образом, временной метод выделения отраженных сигналов (OTDR) позволяет оценивать температуру либо в заданных точках, либо непрерывно вдоль всей протяженной линии ОВ.

 

ОВ система термометрии  включает в себя оптическое волокно, которое в составе кабеля размещается  в стволе скважины в исследуемом  интервале, и прибор регистратор, устанавливаемый на поверхности. В данном случае оптическое волокно является одновременно и распределенным датчиком температуры, и каналом передачи информации из ствола скважины на поверхность. Измерение теплового поля скважины производится посредством замера температуры вдоль оптического волокна, размещенного в стволе скважины. Полученная таким образом термограмма ствола скважины фиксируется в реальном времени.

ОВ система термометрии  с ОРДТ в режиме исследования и  мониторинга скважин обеспечивает:

*контроль работы продуктивной  толщи и отдельных пластов  в процессе добычи и нагнетания  при стационарных и динамических  режимах работы скважины в  реальном времени; 

*мониторинг канала  движения продукта (канал колонны  НКТ) с целью определения зон  возможного образования парафиновых и газогидратных пробок;

*оценку технического  состояния эксплуатационной колонны  и колонны НКТ, определение  зон негерметичности и заколонных  перетоков; 

*мониторинг работы  погружного насоса или системы  клапанов газлифта; *мониторинг работы крепи скважины в зоне многолетних мерзлых пород(ММП) при растеплении в процессе добычи и при обратном промерзании в процессе простоя или консервации скважины, а также контроль качества цементирования обсадных колонн в криолитозоне.

Одним из основных преимуществ ОВ системы термометрии является возможность мониторинга в реальном времени работы всего резервуара посредством термометрии продуктивной толщи с применением ОРДТ, установленных в нескольких скважинах по площади месторождения. При этом обеспечивается текущее уточнение геологической и гидродинамической моделей резервуара. В результате повышается надежность принятия решений на всех этапах процесса разработки месторождения.

 

Обработка информации и  ее последующая визуализация выполняются  с применением специального математического аппарата и программного обеспечения. Все указанные блоки за исключением оптического волокна сосредоточены в одном приборе, выполненном на базе промышленного компьютера.

В качестве распределенного  датчика температуры используется много модовое оптическое волокно диаметром 125  м, которое представляет собой одновременно датчик температуры и средство передачи информации.

Прибор регистратор  ОВ термометрии является главной  частью системы, тип и конструкция  защищенного оптического волокна подбираются взависимости от решаемой в скважине задачи.

Один прибор может  быть использован для постоянного  мониторинга одной скважины, для  периодического мониторинга нескольких скважин на кусте, для периодического мониторинга или исследования нескольких отдаленных скважин.

Компание ГИРСОВТ разработан ивнедрен комплекс оборудования для  термометрии скважин с применение волоконнооптического распределенного  датчика температуры.

Для решения геофизических  задачи работы в интеллектуальных скважинах  предлагается система, позволяющая производить измерения распределения температуры вдоль ствола скважины длиной в несколько километров с высокой абсолютной точностью несколько десятых градусов, высокой чувствительностью одна сотая градуса. Все эти данные могут быть получены за одну секунду с простран ственным разрешением 0,5 метра.

 Из за ограниченного  объема статьи рассмотрим только  несколько практических результатов,  полученных геофизическими компаниями, которые работают с применением  ОРДТ, предоставленного нашей компанией.

Прибор регистратор  обеспечивает визуализацию данных термометрии  в реальном времени, их математическую обработку и представление информации в виде LASSфайлов, используемых геофизическими службами для интерпретации результатов  геофизического исследования скважин (ГИС). Обеспечивается визуализация динамики изменения температурного поля в скважине за определенный период, а также представление данных термометрии в процессе мониторинга одной или нескольких скважин в измерении 3D в координатах "температура  глубина скважины время". Приборрегистратор работает со всеми типами и конструкциями кабелей, имеющимися на отечественном и за рубежных рынках.

Рис 5 суммарные результаты мониторинга  с применением ОВ термометрии  в измерении 3D в координатах  температура-глубина скважны –время.

На （рис 5）показаны суммарные результаты мониторинга с применением ОВ термометрии в измерении 3D в координатах "температура глубина скважины время". По замерам, выполненным с помощью оптоволоконного распределенного датчика температуры, четко отслеживается процесс прохождения фронта нагнетаемой воды в процессе закачки. Результаты получены ООО "НПФ "ЯСГК".

Сравнение данных измерения  температурного поля по стволу с использованием оптоволоконного распределенного  датчика температур в реальном времени с температурной кривой, записанной традиционной скважинной аппаратурой "ГранитОникс", показывает хорошую корреляцию замеров между собой. Выявлены работающие интервалы, место нарушения герметичности колонны, отбивается положение воронки НКТ, обнаружены дополнительные температурные аномалии, которые не выделяются традиционной измерительной аппаратурой.

Рис 6 термограммы фоновые  и в процессе закачки

На планшете ( рис 6 ) приведены термограммы фоновые и в процессе закачки. В правой колонке построены разностные термограммы между фоновой термограммой и соответствующими термограммами при закачке. Так как на фоновом замере имеется пикообразная аномалия в районе 20м, естественно, она появляется и наразностных термограммах, поэтому левее приведены разностные термограммы между замером сразу после начала закачки и последующими замерами при закачке. В интервале 1105-1108 м отмечается уход закачиваемой жидкости. Ниже указанного интервала движение жидкости отсутствует.

В приустьевой зоне до глубины 440 м отмечается движение фронта закачиваемой жидкости. Явных признаков поглощения жидкости в приустьевой зоне не наблюдается. Измерения проведены компанией ООО "Универсал Сервис", г. Пермь.

Сравнительные геофизические  первичные данные исследований скважин были обработаны ООО "НПФ "Гео ТЭК", г. Уфа. Результаты свидетельствуют о возможности опытнопромышленного применения предлагаемой технологии при геофизических исследованиях скважин и мониторинге тепловых полей разрабатываемых месторождений.

Конструкция геофизического оптоволоконного кабеля позволяет последовательно с измерениями, выполненными традиционной аппаратурой по контролю за разработкой месторождений, производить геофизические и гидродинамические исследования скважин. При этом с помощью традиционной аппаратуры решаются традиционные геофизические задачи, а оптоволоконный распределенный датчик температуры дает возможность в реальном времени измерять все статические и динамические параметры температурного поля постволу скважины во время ее остановки или работы, все переходные процессы с момента пуска скважины в работу или, наоборот, после ее остановки.

Оптическое волокно  в нефтегазовой отрасли может  быть использовано и для других, казалось бы, невозможных задач. Оптоволоконный кабель можно применять в скважинах как акустический датчик.

Представьте себе, что  если установить в вашей скважине ряд очень чувствительных микрофонов, то вы сможете слушать движение песка  в верх по трубопроводу (насосно  компрес сорной трубе), турбулентность потока, течь, слушать, как открываются и закрываются клапаны, чтобы проверить их состояние.

Если вы уже используете  оптоволоконный кабель в своих скважинах (для прочих нужд зондирования, таких  как измерение температуры, давления, расхода, сейсмические измерения), вы можете применять этот жекабель в качестве микрофона путем установки нового электронного блока на поверхности.

Прибор посылает световой сигнал вниз по волокну. Свет меняет свойства под воздействием шумов вокруг кабеля. Проанализировав отраженный световой сигнал, зарегистрированный прибором на поверхности, можно выяснить, какие шумы «услышал» оптоволоконный акустический датчик, и даже определить местоположение источника звука. Система позволяет синхронно регистрировать звук через каждый метр вдоль всего кабеля, а также его амплитуду (динамический диапазон более 90 дБ), частоту и фазу.