Мониторинг скважин посредством распределенной оптоволоконной термометрии.

ВВЕДЕНИЕ
1 Систематизация сведений, используемых при термометрическом методе измерений
1.1 Общие положения
1.2 Задачи диагностики нефтяных пластов и скважин
1.3 Особенности термометрии при решении задач диагностики
1.4 Категории диагностируемых скважин
1.5 Анализ применения оптоволоконных технологий для повышения качества диагностики скважин
1.6 Патентное исследование
1.7 Выводы и результаты по разделу 1
2 Волоконные Брэгговские решетки. Общие понятия и механизмы их образования
2.1 Методы измерения градиентов температуры в нефтегазовых скважинах
2.2. Оптоволоконные распределенные датчики температуры основанные на ВБР
2.3 Сенсорные свойства волоконных брэгговских решеток
2.4 Определение оптимального метода записи ВБР для скважинного оптоволоконного кабель-датчика
2.5 Выводы и результаты по разделу 2
3 Термогидродинамические исследования скважины
3.1 Концептуальная модель скважин с оптоволоконным кабель-датчиком
3.2 Способ реализации термометрии на примере оптоволоконного
кабель-датчика
3.3 Критерии влияющие на изменение температуры в скважине
3.4 Определение влияния параметров и коэффициентов на значения термометрии
3.5 Выводы и результаты по разделу 3
ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Весь текст будет доступен после покупки

Актуальность.
В последние годы довольно большое количество исследований производится
в сфере контроля и диагностирования пластов и скважин. Как показывает анализ полученных данных диагностики, достоверность результатов не всегда удовлетворяет задаваемым требованиям. Одним из ключевых факторов в этом вопросе является недостаточное оснащение производства современными методическими разработками по конкретным методам и комплексам геофизических методов в целом.
Одним из таких методов является термометрия проводимая с использованием оптоволоконных измерительных систем, где фиксация показателей происходит по всей глубине скважины и через определенные временные промежутки. Такая постоянная выборка позволяет комплексу распределенного измерения температуры определять время и положение точек температурных изменений по мере возникновения этих преобразований, что способствует лучшему пониманию процессов в данной скважине.

Весь текст будет доступен после покупки

1 Систематизация сведений, используемых при термометрическом методе измерений

1.1 Общие положения

Достоверность и полнота решения практических задач при контроле
за разработкой месторождений определяется используемым комплексом геофизических методов, методикой исследования скважин и методикой интерпретации (обработки) результатов исследований.
В контроле за разработкой можно выделить три основных направления:
- мониторинг процесса разработки запасов залежей нефти;
- диагностика состояния нефтяных пластов и скважин;
- оценка эффективности применения различных методов повышения коэффициента нефтеизвлечения.
Существующая же ситуация на производстве такова, что основной объем измерений осуществляется для решения задач, связанных с диагностикой состояния пласта и скважины. Основная задача контроля разработки - определение состояния выработки пласта. Исследования по третьему направлению осуществляются
в меньших объемах. Анализ геофизических данных для их решения обычно проводится соответствующими проектными институтами, тематическими и опытно методическими партиями. Кроме того исследования для этого осуществляются
в скважинах специальной конструкции.
Обычно задачи диагностики решаются в скважинах: простаивающих, оборудованных ШГН и ЭЦН, фонтанных, нагнетательных, а также в скважинах, выходящих из бурения и находящихся в капитальном ремонте (для проведения изоляционных работ или для интенсификации притока) в период их освоения и опробования. В данном случае геофизические исследования различными методами, как правило, осуществляют вдоль ствола скважины. Для диагностики разрабатываемых пластов проводят измерения параметров в скважине
на фиксированной глубине [1, 2].
1.2 Задачи диагностики нефтяных пластов и скважин

В направлении диагностики состояния нефтяных пластов и скважин выделяют три группы задач:
- задачи определения эксплуатационных характеристик продуктивного пласта:
а) определение интервалов притока и поглощения жидкости;
б) определение мест притока нефти, воды и газа;
в) определение продуктивности пласта и расхода флюида;
г) определение энергетических параметров пласта ( , , , ).
- задачи контроля технического состояния скважины, к которым относят:
а) определение мест нарушения герметичности обсадной колонны и забоя скважины;
б) выявление межпластовых заколонных перетоков в скважине;
в) исследование интервалов перфорации обсадных колонн.
- задача контроля работы насосно-подъемного оборудования. Сюда относят:
а) определение статического и динамического уровней жидкости и нефтеводораздела (НВР) в межтрубном пространстве;
б) определение места расположения и режима работы глубинного насоса;
в) определение герметичности насосно-компрессорных труб (НКТ);
г) определение мест расположения и работы мандрелей.

Весь текст будет доступен после покупки

-

Весь текст будет доступен после покупки