Решения по мониторингу параметров в нефтяных и газовых скважинах основаны на волоконно-оптической системе распределенного мониторинга температуры и акустики, позволяющих измерять температуру и регистрировать акустическую шумометрию с использованием одного и того же погружного волоконно-оптического кабеля-сенсора с несколькими оптическими волокнами в конструкции. Интегрированная система распределенного волоконно-оптического измерения температуры, акустики и давления осуществляет одновременный сбор данных по всей длине скважин без «слепых зон» в режиме реального времени.

Основные компоненты системы мониторинга

• Анализатор (наземная панель);
• Погружной волоконно-оптический сенсор и датчик давления (опционально);
• Программное обеспечение.

Возможности применения

• Периодические исследования
• Постоянный мониторинг

Технологии мониторинга

• Рассеяние Рамана – интенсивность антистоксовой компоненты зависит от температуры.
• Рассеяние Мандельштама-Бриллюэна – сдвиг частоты бриллюэнновского рассеяния зависит и от температуры, и от деформации (сжатия-растяжения волокна).
• Рассеяние Рэлея – детектирование и анализ быстрых изменений интенсивности позволяет детектировать акустические поля и вибрации.
• Световые сигналы посылаются лазером по оптическому волокну.
• Физическая среда воздействует на структуру оптического волокна и локально преобразовывает световой сигнал.
• Аппаратура и программное обеспечение анализирует изменение светового сигнала.

Мониторинг газовых скважин

Распределенный мониторинг температуры

• Поддержание стабильного притока газа и дебита (особенно актуально на поздних стадиях разработки месторождений);
• Определение относительных значений дебита каждого пласта/ пропластка;
• Контроль технического состояния скважины и внутрискважинного оборудования (определение и локализация мест негерметичности колонны, пакеров и др.);
• Определение интервалов прорыва воды и образования гидратов в НКТ.

Мониторинг давления

• Контроль динамики истощения пласта;
• Использование данных для анализа работы пласта на неустановленных режимах;
• Подбор режимов работы скважины и ГТМ;
• Использование данных для мониторинга и исторической адаптации газодинамических моделей.

Постоянный мониторинг

• Обнаружение выпадения жидкости на забое напротив интервалов перфорации из-за разницы в коэффициентах теплообмена газа и жидкости (конденсация паров воды и газа, приток пластовой воды);
• Определение интервалов выноса песка и образования песчаных пробок (непрерывный мониторинг температуры и акустических воздействий);
• Расчет выпадения парафинов, подбор количества метанола для предотвращения гидрат образования.

Мониторинг добывающих скважин газлифтным способом

• Мониторинг процесса разгрузки скважины в режиме реального времени;
• Оценка эффективности работы скважины;
• Выявление возможных проблем с разгрузочными клапанами и своевременная оптимизация их работы.

Мониторинг нагнетательных скважин

• Оптимизация системы поддержки пластового давления;
• Повышение эффективности заводнения;
• Снижение затрат на исследования с помощью ГНКТ или скважинного трактора;
• Регулярная           оценка профиля приемистости;
• Контроль    технического;
• состояния скважины      и спущенного оборудования;
• Оптимизация проведения КРС.

Комплекс предоставляемых услуг

• Разработка дизайна компоновки;
• Моделирование и выполнение расчетов для определения возможности спуска оборудования до забоя без риска получения проблем при спуске;
• Согласование с Заказчиком Программы работ и Программы СПО;
• Осуществление инженерно-технического сопровождения спуска компоновки;
• Осуществление инженерно-технического сопровождения спуска и опрессовки пакерного оборудования в присутствии;
• представителя Компании производителя пакера;
• Осуществление разделки кабеля для установки кабельного ввода и его опрессовки;
• Выполнение пуско-наладки, проведение измерений и предоставление отчетов по интерпретации.

Мониторинг добывающих скважин

Добывающие скважины с МГРП (постоянный мониторинг):

• Оценка профиля притока (определение работающих интервалов) после проведения МГРП;
• Оптимизация дизайна МГРП для повышения эффективности разработки;
• Выявление работающих интервалов в течение 2-3 мес. после МГРП, определение проблемных интервалов.

Добывающие скважины с ЭЦН:

• Контроль за разработкой;
• Оценка профиля притока (разный НДПИ для пластов);
• Контроль технического состояния скважины и внутрискважинного оборудования;
• Обеспечение       возможности проведения    исследований в горизонтальных скважинах с ЭЦН.

Возможности при постоянном мониторинге:

• Оценка профиля притока (определение работающих интервалов) после МГРП в течение 2-3 мес;
• Оценка профиля притока без проведения ПГИ (для вертикальных скважин необходима разница в геотермальном градиенте не менее 1.0-1.5°С) для многопластовой залежи;
• Определение интервалов прорыва воды и газа, наличия перетоков и герметичности оборудования;
• Увеличение срока службы ЭЦН за счет контроля состояния электрокабеля и насоса;
• Контроль динамики изменения давления для определения параметров пласта.

Промысловые геофизические исследования

Определение профиля притока, источника обводнения и технического состояния с помощью оптоволоконных систем, основанных на различных оптических эффектах:

• рассеяния Рамана;
• рассеяния Мандельштама- Бриллюэна;
• рассеяния Рэлея.

Интегрированные решения (волоконно-оптическая система распределенного мониторинга температуры, акустики и давления)

• Повторяющиеся сейсмические измерения скважины с помощью акустического мониторинга;
• Мониторинг проведения операций ГРП с помощью измерения температуры, давления и акустики;
• Постоянное измерение профиля притока с помощью измерения температуры, давления и акустики.
• Увеличение информативности;
• Своевременное принятие решений;
• Эффективное планирование ГТМ (ПГИ, КРС); Снижение себестоимости добычи;
• Увеличение коэффициента извлечения.

Мониторинг систем нефте и газосбора

Волоконно-оптические системы мониторинга могут быть установлены для контроля технического состояния систем нефте-и газосбора, а также для постоянного мониторинга:

• Нагнетательных и горизонтальных скважин;
• Вертикальных и горизонтальных добывающих скважин (с МГРП);
• Паронагнетательных скважин;
• Газовых скважин;
• Один анализатор может опрашивать до 20 волоконно-оптических кабелей;
• Один температурный анализатор позволяет   контролировать волоконно-оптический   кабель протяженностью до 80 км;

Один акустический анализатор позволяет контролировать кабель протяженностью до 40 км;