Пролить свет (волокно) на колодцы

Equinor использует волоконную оптику на своем Johan Sverdrup и планирует использовать ее на скважинах Martin Linge. (Фото: Эквинор)

На первый взгляд, внутрискважинное наблюдение и мониторинг кажутся очевидной и полезной вещью. Изучение того, что происходит в скважинах, может означать, что операторы могут заставить их производить больше, менять нагнетание или газлифт, методики, разблокировать закрытые скважины. Оффшорный Инженер смотрит на недавнюю деятельность.

Ассортимент инструментов и возможности этих инструментов с каждым годом улучшаются, и данные, которые они могут собирать, быстро растут. Из прослушивания происходящего или контроля температуры в скважине они могут определить, например, точное местоположение прорыва воды, если клапан закрыт или нет, или даже тип и количество жидкости, протекающей через скважину. Во всяком случае, с помощью этих технологий может быть создано больше данных, чем операторы в настоящее время знают, что делать.

Некоторые из этих технологий были изложены на семинаре SPE по надзору и мониторингу скважин в Абердине, Великобритания, в конце прошлого года. Но был парадокс; В Северном море Великобритании очень мало наблюдения, несмотря на доступные технологии.

Гленн Браун из Управления по нефти и газу (OGA) указал на данные за 2018 год, которые показали, что из 550 мероприятий по вмешательству в 2200 скважинах Великобритании только 58 предназначались для наблюдения (в 2017 году общее количество вмешательств составило 627). Числа могут не рассказать всю историю; наблюдение с использованием инструментов, предварительно установленных в скважине, не учитывается, поскольку это не вмешательство или деятельность по доступу к скважине. Тем не менее Майкл Ханнан, ранее работавший в OGA, указывает на знание трех скважин в Северном море с постоянно установленной технологией волоконно-оптического мониторинга (доступны и другие технологии мониторинга).

«Мы в очень плохом месте», - говорит Браун. «У нас есть около 2500 активных скважин, а в прошлом году было проведено менее 60 наблюдательных работ. Мы считаем, что это неправильно.

«Если скважина полностью оснащена электрическими погружными насосами и испытывается каждые две недели, то, вероятно, ноль - это хорошо. Но на многих полях этого нет. Это о понимании возможности и движении вперед. Я ожидаю, что уровень наблюдения составит 20%. Почему бы тебе не сделать это? Это низко висящий фрукт. Мы царапаем наши головы. Почему мы не делаем больше этого?

Отсутствие надзора, возможно, является одной из причин того, что количество закрытых скважин в 2018 году остается точно таким же, как и в 2017 году - на уровне 30% от общего числа. Никто не смотрит в эти колодцы, чтобы увидеть, что можно сделать, чтобы восстановить их.

По словам Саймона Стромбега, менеджера по недропользованию в EnQuest, отчасти проблема заключается в стимулах. Он говорит, что одним из показателей, который должен быть стимулом, является эффективность производства (PE), фактически не стимулирует эту работу. Показатели PE улучшились: с 60% в 2012 году до 74-75% в 2017–2018 годах (по-прежнему не достигая цели в 80%). Но «показатель эффективности производства в Северном море не реален», - говорит Стромбег. «Это обусловлено необходимостью метрики. Но, если я скажу, что у нас 92% эффективности производства, мой генеральный директор считает, что у меня есть 92% того, что доступно, оптимизировано и произведено. На самом деле это не так. Я думаю, что большинство людей смотрит на мощность и ставит над ней производство ». Вместо этого он говорит, что должна быть какая пропорция экономического предела. «Если это так, я могу быть честным в отношении заложенного потенциала», - говорит он. «Это означает, что у меня есть возможность, которую я должен преследовать. Это означает, что мой менеджер должен быть заинтересован в этом потенциальном потенциале ».

У Стромбега есть «модель удушья», чтобы взглянуть на эту возможность более позитивно. В нем рассматривается то, что возможно в текущем состоянии, что возможно при дополнительной работе и что неэкономично с нынешней технологией, исходя из текущей добычи, текущей мощности и экономических ограничений по всему производственному потоку, от резервуара до скважин и систем сбора и т. Д. на. «Все начинается с наблюдения», - говорит он, поскольку это движет всем, но тогда необходимо наблюдение за каждым звеном производственной цепочки.

«OGA должен переосмыслить эталонный тест PE, чтобы он стал инструментом для привлечения инвестиций, а не инструментом для управляющих директоров, с помощью которого они могли бы противостоять целям управления», - говорит Стромбег. Также были бы полезны другие стимулы, как, например, сотрудничество между полями для расширения масштабов операций и упрощение активов, которые, построенные для месторождений, производящих 100 000 баррелей нефтяного эквивалента в день (баррелей в день), теперь поддерживают только 5000.

Ну-Sense
Техническая фирма Aberdeen Well-SENSE разработала FiberLine Intervention (FLI), жертвенную оптоволоконную технологию для наблюдения за скважинами. Он падает в колодец и наматывает на себя голое волокно. Оказавшись на глубине скважины, волокно затем обнаруживает различные параметры - то есть звук (распределенное акустическое зондирование / DAS) и температуру (распределенное зондирование температуры / DTS), в зависимости от того, что требуется - и эти данные передаются на поверхность в режиме реального времени.

Несколько волокон могут быть намотаны одновременно, и система может включать в себя одноточечные датчики для различных применений, таких как давление и температура, расположение обсадной колонны и т. Д. Когда операция завершена, зонд и волокно могут оставаться в скважине на усмотрение оператора, где оно ухудшается.

Первый раунд развертывания технологии на шельфе был проведен в прошлом году (2019 г.) при выполнении операций DTS и DAS в Малайзии и Северном море. По словам Крейга Фехерти из Well-SENSE, следующее поколение, которое скоро выйдет, предложит измерения удержания и удельного сопротивления. Данные могут быть использованы для обнаружения утечек, профилирования впрыска, диагностики газлифта, вертикальной сейсмической и микросейсмической, а также плановых, направленных исследований.

«Удивительная вещь в распределенных измерениях на голом волокне - высокий уровень чувствительности», - говорит Фехерти. «Более важно то, что вы можете смотреть в реальном времени по всей длине волокна в скважине. Проводное ведение журнала требует много времени, и вам нужно добраться до нужной точки в нужное время. Благодаря распределенным измерениям мы смотрим на все в нужное время, в режиме реального времени, и это очень эффективно, мы можем быстро проводить опросы и выявлять проблемы ».

Well-Sense FLI зонд и пусковая установка.
(Изображение: Well-Sense)

Silixa
Silixa производит волоконно-оптические сенсорные системы для стационарных скважинных установок и для прокладки кабелей по проводной или гладкой линии. Сочетание DAS и DTS может быть мощным, позволяя получать количественные данные, говорит Vero Mahue из Silixa. По ее словам, волокно может использоваться для обнаружения утечек в стволе скважины, профилирования добычи и закачки, а также для сбора сейсмических данных наряду с другими измерениями в скважине. Система Carina Silixa, использующая разработанное волокно Constellation, способна определять звук на 20 децибел (дБ) ниже DAS на основе стандартных волокон, что делает ее чувствительной даже к небольшим утечкам в стволе скважины. По ее словам, измеряя скорость звука с помощью волокна и применяя доплеровский анализ, можно получить профиль скорости потока всей скважины, предоставляя количественную информацию, а не только качественную. Измеряя скорость звука, он также может определить, что течет через скважину и границы раздела газ / нефть - жидкость или газ (поскольку звук распространяется быстрее через жидкость, чем через газ).

Silixa использует оптоволокно для наблюдения за скважиной.
(Изображение: Силикса)

OptaSense
OptaSense, компания QinetiQ, внедряет оптоволоконную технологию DAS для сбора данных о постоянном потоке, сейсмическом и вертикальном сейсмическом профиле (VSP) для клиентов. Это дешевле, чем использование дна океана (OBN), а также предоставление постоянного широкополосного датчика в скважине для покадровой съемки, с помощью которой вы можете измерять другие процессы в скважине, такие как воздействие наводнений, регулирующих клапанов подъема газа или притока, говорит Я. Андрес Чаваррия, из OptaSense. «Прелесть волокна в том, что вы можете видеть всю динамику по всей скважине», - говорит он. «Волокно чувствительно к акустике и температуре; DAS очень точный с хорошим пространственным разрешением. Когда вы связываете это с измерениями скорости потока для каждой точки закачки, мы начинаем строить модель влияния добычи на пласт в зависимости от проекта заканчивания ».

Он может даже обнаружить землетрясение с небольшой магнитудой, которое может быть полезно, если оператору необходимо показать, что оно пришло не с их поля.

Чаваррия говорит, что эта технология использовалась на шельфе, включая скважины с глубиной воды 1 км в Мексиканском заливе США, для проверки зон заканчивания и проверки модели добычи путем построения профилей добычи по всему резервуару с различными зонами потока.

«Следующая граница - подводные скважины», - говорит он. «Как далеко вы можете достичь с помощью этих систем, через длинный шлангокабель?» Важность этого заключается в поддержании целостности данных, проходящих через оптоволокно, когда они проходят через различные соединители, в том числе влажные соединения, до достижения блока запроса. OptaSense получила сейсмические данные для этой установки, используя 25-километровый шлангокабель, с 5-километровым активным участком в скважине и 30 000 каналов одновременно.

OptaSense внедряет оптоволоконную технологию DAS для сбора данных о постоянном потоке, сейсмическом и вертикальном сейсмическом профиле (VSP). (Изображение: OptaSense)

Resman Tracers
Норвежский Resman разработал технологию трассировки, которая была установлена в завершении. При отборе проб эксплуатационных жидкостей оператор будет точно знать, где находится скважина. «Они предназначены для выброса при контакте со специфическими жидкостями, такими как вода, для определения места внутри скважины, где происходит прорыв воды», - говорит Эдурн Элгезабал. Их обнаружение может также использоваться для оценки целостности оборудования для заканчивания скважин, такого как клапаны, муфты и пакеры. Технология Resman была установлена более чем на 200 месторождениях по всему миру, включая все скважины на месторождении Кракен в Северном море, входящем в EnQuest. аудитории отметил, чтобы информировать операции закачки воды.

Metrol, тем временем, предлагает датчики, которые могут быть установлены на насосно-компрессорных трубах, за пределами заканчиваний и на экранах, которые по беспроводной связи затем отправляют данные в устье скважины с помощью электромагнитных сигналов, избегая проблем с соединителями мокрого сопряжения, во время операций бурения, обеспечивая локализованные данные по участкам, которые в противном случае трудно получить.

Технология трассировки Resman установлена в завершении, чтобы предоставить информацию о стволе скважины.
(Изображение: Resman)

Фото: Ян Арне Волд, Woldcam / Equinor Ричард Тёндел из энергетической компании Equinor говорит, что у компании более 50 скважин с постоянно развернутыми оптоволоконными системами. Все они находятся над эксплуатационным пакером, а не в рабочей зоне и в основном используются для передачи данных от скважинных датчиков. По его словам, более новые установки будут иметь волоконно-оптические системы, которые обеспечивают как передачу данных, так и распределенное зондирование. Это включает в себя восемь скважин на гигантском месторождении Йохан Свердруп, которое было введено в эксплуатацию в октябре 2019 года, опять же, вплоть до добывающего пакера. Однако это тоже меняется. «В течение 2020 года мы надеемся установить наш первый оптоволоконный кабель в секции пласта (в Йохан-Свердрупе) и с 2022 года стремимся к установке оптоволоконных установок в подводных скважинах», - говорит Тёндел. С 2020 года в некоторых скважинах на Мартине Линге будет также волокно для мониторинга и данных. «Мы считаем, что волоконная оптика может быть использована для улучшения мониторинга целостности скважины, а также для расширения ваших знаний о том, как происходит добыча и закачка в скважину», - говорит Тёндел. «Ценность неотразима. Наблюдения могут быть сделаны, когда что-то происходит в скважине, в соседних скважинах или даже на больших расстояниях. Когда вы закрываете и открываете клапан, вы можете услышать это. Постоянные волоконно-оптические установки позволят вам получать данные, не мешая производству. Вы получаете более высокую повторяемость и возможность наблюдать более тонкие изменения ». По словам Тёндела, Equinor тестирует DTS и DAS с 2010 года. В последние два года Equinor также постоянно экспериментирует с DAS в реальном времени в скважине, чтобы научиться передавать данные в реальном времени, а также анализировать и визуализировать. Одной из основных проблем является обработка потенциально огромного количества данных и способов их перемещения, организации и обработки. В настоящее время Equinor разрабатывает систему на основе Johan Sverdrup на основе технологии с открытым исходным кодом, говорит Тёндел. Equinor также планирует интегрировать использование внутрискважинных волоконно-оптических кабелей с постоянной системой мониторинга резервуара, которая устанавливается на месторождении, путем прослушивания запланированных сейсмических съемок, которые проводятся каждый год.