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新系统助你实时监测油环动态

永久式光纤井筒液位监测系统

永久式光纤井筒液位监测系统提高对储层的理解,缩短生产延期,减少运营支出,降低HSE风险。

来自 | E&P
编译 | 白小明

为了有效地开发介于气、水层之间油环,避开其上的气顶或其下的含水层,监测油环的位置是非常重要的。在高度裂缝性的碳酸盐岩储层(例如阿曼的一些地区)中,油环可能很薄且处于高度的动态变化之中。因此,能够监测油环的相关数据对于采用智能采油方法显得尤其重要,智能采油方法是指作业公司在整个油藏打很多井后,选择特定的生产速率和时间表,并确定是否在油藏上、下方注水和气以控制油环的位置。

背景

监测油环动态变化的常规方法是在观察井中周期性地进行磁力勘查,即下入一系列电缆测井仪器测量井筒中流体的液位和成分。在高渗透性或高度裂缝性储层,地层和射孔后的观察井之间的流体具有良好的连通性,因此井筒中的流体液位给操作人员提供了有关储层内油环的足够信息,以便采用智能油井生产方法。

虽然利用磁力勘查数据进行生产优化非常有用,但它确实存在一些缺点。整个测量过程中每次都需要有电缆设备和人员在场进行油井干预作业:开井、测量过程中的压力控制、关井。这使得整个过程成本较高,并且在开井状态时带来HSE相关风险。因此,采用磁力勘测方法的频率很低,可能每年只在一些关键的观察井进行一次或两次测量。

从最近的作业中发现,正是由于测量油环位置的频率太低,导致没能识别到由生产作业引起的油环数据的动态变化,最终失去了许多优化产量的机会。许多作业案例已经证实,缺乏及时的磁力勘查数据导致失去了对油环的控制和严重的生产延期。

开发和试验

早在21世纪初,壳牌位于Rijswijk的井筒技术团队就认识到,可以在井筒内不同流体中部署一系列永久压力表来测量相邻压力表之间介质的密度,从而可以精确地计算出不同密度介质间的界面。如图1所示,这种方法所得的结果与周期性磁力勘查的结果相同(例如,井筒中夹在上部气层和下部含水层之间的油环的位置和厚度)。

永久式光纤井筒液位监测系统

图1 – 使用分布式压力计计算实时流体界面的方法。

虽然压力传感器已被行业使用了数十年,然而这些电子仪表并不适用于本文所描述的应用场景,因其在井筒的高温条件下使用寿命相对较短,而且在单井中部署含多个电子仪表的工具串存在后勤保障难度和高成本问题。相反,可以考虑用于测量压力的光纤布拉格光栅(FBG)。FBG技术有能力提供用于流体界面监测所需的永久性分布式压力和温度传感(DPTS),该仪表不需要井下电子设备,因而能够在井下高温条件下长时间工作;这种技术具备长期稳定地监测由较小的液位变化引起的细微压力变化的能力;而且可以将数十个FBG压力计串联在一条光缆上,连接到单个地面采集单元(SAU)。

2003年,壳牌开始与英国智能纤维公司(Smart Fibres)合作开发膜片式压力计,它能够提供永久性的井下DPTS功能。传感器(图2)将其周围流体静压力的变化转换成压力敏感型膜片的形变,然后转换成附着在膜片上的光纤的应变。该应变可以通过SAU利用所谓的布拉格方程从FBG反射的波长来测量。

永久式光纤井筒液位监测系统

图2 – 基于FBG技术的膜片式压力传感器示意图。首先,带有光栅PFBG的光纤1连接到压敏膜片2上进行压力测量。接下来,带有光栅TFBG的光纤3连接到热膨胀试件4以进行温度测量和补偿。

在一个合作开发项目中,智能光纤公司负责设计用于长期稳定测量的井下测量仪和地面询问机,而壳牌负责测量数据的部署方法,以及将数据整合到其运营单位的信息技术基础设施中,以将油环位置数据实时传输到桌面计算机。2010年在碳酸盐岩储层进行了第一次试验,将9个井下仪表部署在3-1/2in的油管上,再通过井下光缆连接到太阳能驱动的SAU。分布式压力和温度数据由SAU通过远程遥测单元传输,然后使用预定的算法处理成流体接触面位置数据。

首次试验对于开发商业化的DPTS系统具有里程碑式的意义。2012年和2014年,又进行了2次试验,以证明该解决方案的可重复性,并验证了对系统的改进。此外,在2次商业化应用中还开发和验证了一种新的部署方法,将井下压力/温度计阵列在运输到现场前预先组装并进行了工厂验收测试。这种脱机部署方法可缩短现场安装时间,从而降低部署成本和HSE风险。

结果

3次试验获得的数据精确度和系统的可靠性不断提高,特别是来自井下光学测量仪所测得的压力数据稳定性非常高,这对于避免误判流体界面变化至关重要。图3显示了来自一口相对稳定的井中14个仪表的数据,这些数据可以相互印证,除了一个仪表被认为处于油相到气相的过渡带,显示压力减小。为了给出刻度指示,气相中压力表之间的压差大约为1kPa(0.15psi),这证明了各个压力表测量值的稳定性。

永久式光纤井筒液位监测系统

图3 – 系统安装时的示例数据。左边显示的是来自14个压力表的高度稳定的压力数据,除了1个压力表处于油气过渡带;右边显示了6个月时间内,测得的油环消失了2次。

作业公司的工程师使用这套可视化工具,能够查看实时和历史的压力、温度和液位数据,这些数据将改变他们的生产优化方案。图3显示了一个实例数据集,我们可以看到观测井中的油层在6个月内消失了两次。有了这种对油环动态行为的实时认识,工程师就可以采取预防性措施来维持油环的厚度和位置。

系统价值

由于产量和其他作业统计数据的保密性,无法对系统价值进行定量分析。但系统提供价值的方式还是可以总结如下:

(1)提高对储层的理解。首先,从不确定的对观察井进行周期性磁力勘查,向实时监测转变,本身就是一种必然趋势和要求;而且在不考虑与注气压缩机的限制和正常运行时间相关的额外收益的情况下,就可获得大量的生产优化预期效益。

(2)缩短生产延期。使用实时监测技术可以防止老问题的重复发生,如磁力勘查可能未监测到油环变薄和位置下降,最终导致整个油田的产量下降。

(3)减少运营支出。将部署单个DPTS系统与重复采用磁力勘查的成本进行比较时,长期来看,可以看到成本的降低。

(4)降低HSE风险。DPTS系统在完井期间只需要一次油井干预作业,而重复的磁力勘查则需要多次干预,并使现场工作人员处于HSE风险中。

(5)系统可扩展能力。DPTS系统中使用的光纤也可用于分布式声波传感、垂直地震剖面分布或分布式温度传感,可以很轻松地加入其他监测系统。

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