Оптоволоконное устройство для мониторинга температуры в скважине с горизонтальным заканчиванием Российский патент 2023 года по МПК E21B23/14 G02B6/50 E21B47/06 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к устройствам для перемещения, установки и фиксации, в наклонных скважинах и может быть использовано для оборудования скважин с горизонтальным заканчиванием оптоволоконной системой мониторинга температуры.

Появление и постоянное совершенствование стационарных информационно-измерительных систем способствовало переходу от технологий единичных периодических измерений к непрерывному мониторингу динамики промысловых и геофизических параметров. Вместо разовых исследований используют постоянный мониторинг температуры с помощью постоянно спущенного в скважину оптоволоконного кабеля, при этом само оптическое волокно может быть в виде распределенного датчика температуры и одновременно линией передачи информации, из ствола скважины на поверхность. Последующую количественную интерпретацию результатов термических исследований используют при изучении профилей притока (приемистости) в процессе контроля выработки пласта.

В случае особенности конструкций горизонтальных скважин (ГС), проведение в них геофизических исследований может оказаться либо дорогим, либо невозможным.

Проблема заключается, главным образом, в доставке геофизического оборудования к забою горизонтальной скважин, которая требует применения дополнительного оборудования.

Если же требуется выполнять продолжительный распределенный термомониторинг в скважинах с электроцентробежным насосом (ЭЦН) применяются более сложные схемы доставки оптоволоконного кабеля (ОВК) в скважину с использованием либо скважинного трактора, US 2021189820 «Система и способ для перемещения кабельной линии», US 2016215578 «Подземное развертывание для мониторинга вдоль скважины», US 2008073077 «Сборка колтюбингового тракторая», RU2487230 «Скважинный трактор», либо гибких насосно-компрессорных труб или (колтюбинговых) труб, внутри которых находится оптический кабель. Эти методы являются достаточно эффективными, но в то же время весьма затратным из-за применения специализированного дорогостоящего оборудования.

Примером применения технологии гибких труб является патент RU2490421 «Способ спуска волоконно-оптического кабеля в паронагнетательную скважину и устройство для измерения температурного распределения», в котором задача решается способом спуска в пространство скважины, оснащенной трубной обвязкой, колонны гибких труб с волоконно-оптическим кабелем, подачей жидкости под давлением внутрь колонны гибких труб, вытягивается волоконно-оптический кабель по всей длине скважины.

Однако способ актуален только для узкого сегмента горизонтальных скважин, предполагается для применения на небольшую глубину и практически не может быть применен в Западной Сибири в связи с высокой вероятностью аварии при применении в глубоких скважинах, на месторождениях с кустовым бурением.

Известно, также устройство для доставки оптоволоконного кабеля в горизонтальную скважину (патент RU № 2 649 709), включающее корпус с конусным наконечником и промывочными каналами, узел фиксации оптоволоконного кабеля и узел соединения с колонной технологических труб.

Недостатком данного устройства является высокая вероятность аварии при спуске кабеля при переходе от вертикальной части скважины к горизонтальному стволу. Кроме того, оптоволоконный кабель с большой вероятностью будет поврежден в процессе извлечения технологической колонны труб из скважины после установки оптоволоконного кабеля в скважине.

Проблема в доставке оптоволоконного кабеля может быть упрощена путем доставки оптоволоконного кабеля на забой горизонтальной скважины с помощью насосно-компрессорных труб (НКТ).

В настоящее время разработаны технологии доставки кабеля оптоволоконной системы в горизонтальную скважину, оборудованную НКТ, с использованием системы перевода оптоволоконного кабеля с внешней стороны НКТ во внутреннюю полость НКТ, описанные в патенте WO 2004076802 под названием «Линия управления в подземной скважине». В линиях управления могут размещаться чувствительные компоненты, такие как оптические волокна. Линия управления развернута внутри нижней колонны и снаружи верхней колонны. Линия управления может проходить изнутри наружу через переходник с отверстиями и может передавать оптический сигнал. Эту линию можно использовать для измерения температурного профиля по ее длине.

Однако в процессе спуска в скважину вертикальной НКТ легко возникают относительное трение, столкновение, выдавливание, и оптический кабель, расположенный снаружи вертикальной НКТ повреждается, особенно в месте непрерывного соединение труб втулкой, поскольку наружный диаметр муфты втулки больше наружного диаметра втулки, и оптический кабель может легче сталкиваться со стенкой эксплуатационной колонны. Оптический кабель вытягивается и деформируется или даже ломается в процессе спуска в местах расположения втулок.

Следовательно, оптический кабель на внешней стороне НКТ в местах соединения труб НКТ должен быть установлен с дополнительными защитными устройствами, чтобы предотвратить его повреждение.

В патентном документе CN 113047782 «Способ защиты оптоволоконного кабеля при горизонтальном положении муфты» принцип действия способа заключается в том, что на наружной стенке соединительной муфты НКТ выполнены фрезерованные канавки вдоль направления нефтяной трубы. Оптоволоконный кабель помещают в канавку на наружной стенке муфты, и он входит в горизонтальную скважину вместе с трубой в процессе сращивания труб. 

Это простой и гибкий процесс, высокая эффективность укладки, и особенно эффективно обеспечивает безопасный спуск и эффективность работы оптоволоконного кабеля в точке перегиба горизонтальной скважины, однако не надежен при длительном использовании температурного мониторинга скважины.

Из патента CN113756785 известно оптоволоконное каротажное устройство для послойного заканчивания горизонтальной скважины и способ спуска устройства.

Устройство содержит предохранительный клапан, первую нефтяную трубу, опорный цилиндр для разветвления оптического кабеля, перфорированную трубу, вторую нефтяную трубу и посадочный узел, которые последовательно соединены сверху вниз, электрический погружной насос, расположенный на первой нефтяной трубе и оптический кабель, закреплённый в посадочном узле, скважинный инструмент с датчиками, подключенный к нижнему концу оптического кабеля, при этом нижняя часть оптического кабеля размещена в перфорированной трубе и второй нефтяной трубе, а верхняя часть оптического кабеля выходит из разветвленного конца опорного цилиндра вверх, вдоль наружной стенки первой нефтяной трубы, и прикреплена к первой нефтяной трубе с помощью защитного хомута для кабеля, далее проникает через пакер вверх для соединения с оборудованием мониторинга на земле.

Изобретение позволяет стабильно контролировать многослойное заканчивание горизонтальной скважины в течение длительного времени путем объединения конструкции колонны труб с оптическим волокном, однако крепление кабеля к трубе НКТ с помощью защитного хомута не обеспечивает надежную доставку этого кабеля в скважину от повреждения без дополнительных мер защиты.

Задачей предлагаемого изобретения является разработка надежного устройства для мониторинга температуры с размещением волоконно-оптического кабеля от устья до забоя скважины с горизонтальным заканчиванием, обеспечение долговременной эксплуатации волоконно-оптического кабеля путем обеспечения его механической защиты от повреждения или обрыва во время спуска в скважину и ее эксплуатации.

Поставленная задача с достижением указанного технического результата решается за счет того, что оптоволоконное устройство содержит первую насосно-компрессорную трубу (НКТ-1), резонансный централайзер, патрубок, вторую насосно-компрессорную трубу (НКТ-2), электроцентробежный насос (ЭЦН), третью насосно-компрессорную трубу (НКТ-3), Y-образный циркуляционный переводник, перфорированную НКТ, контейнер с датчиком давления и температуры, которые последовательно соединены между собой сверху вниз; устройство также содержит: централайзер насоса, установленный у основания ЭЦН, оптоволоконный кабель (ОВК), нижний конец которого соединен сваркой с оптоволокном датчика давления и температуры; нижняя часть ОВК размещена внутри перфорированной НКТ, а верхняя часть ОВК, выходящая из Y-образного циркуляционного переводника, расположена вдоль наружных стенок НКТ-3, НКТ-2 и НКТ-1 вверх, путем закрепления протектолайзерами по всей длине ЭЦН, размещения в продольных пазах централайзера насоса, и резонансного централайзера, а к НКТ-1 верхняя часть ОВК прикреплена с помощью протекторов, установленных на муфтах НКТ-1, для соединения с оборудованием на земле;

а также за счет того что,

резонансный централайзер содержит конусообразный корпус с центральным каналом, снабженным с двух сторон присоединительной резьбой, при этом поверхность корпуса имеет форму выступов и впадин, ориентированных перпендикулярно оси резонансного централайзера, а на выступах выполнены проточки в виде канавок, расположенных равномерно вокруг корпуса через угол, равный 60 град,

вторая насосно-компрессорная труба НКТ-2 имеет меньший диаметр, чем первая насосно-компрессорная труба НКТ-1,

оптоволоконный кабель содержит герметичный, заполненный инертным газом аргоном, защитный кожух.

Устройство иллюстрируется примером реализации, приведенном ниже, и поясняется чертежами.

Фиг.1 – Схема оптоволоконного устройства для мониторинга температуры в скважине с горизонтальным заканчиванием.

Фиг.2 – Резонансный централайзер,  вид спереди.

Фиг.3 – Резонансный централайзер, вид слева.

Фиг.4 – Циркуляционный переводник, вид спереди. 

Оптоволоконное устройство содержит первую насосно-компрессорную трубу (НКТ-1) 1, резонансный централайзер 9, Фиг.2 и 3, с входом 18, выходом 19 и канавками 20, выполненными в гребнях на наружной поверхности резонансного централайзера 9 через угол 60 град, патрубок 2, вторую насосно-компрессорную трубу (НКТ-2) 3, электроцентробежный насос (ЭЦН) 4, третью насосно-компрессорную трубу (НКТ-3) 5, Y-образный циркуляционный переводник 6, Фиг.4, с входом 21, выходом 22 и ответвлением 23, перфорированную НКТ 7, контейнер с датчиком давления и температуры 8; устройство также содержит: централайзер насоса 10; оптоволоконный кабель (ОВК) 11, нижний конец которого соединен путем сварки с оптоволокном датчика давления и температуры 8; нижняя часть ОВК 11 размещена внутри перфорированной НКТ 7, а верхняя часть ОВК 11, выходящая из ответвления 23 Y-образного циркуляционного переводника 6, расположена вдоль наружных стенок (НКТ-3) 5, (НКТ-2) 3 и (НКТ-1) 1 вверх, путем закрепления протектолайзерами 13 по всей длине ЭЦН 4, размещения в продольных пазах централайзера насоса 10, в канавках 20 резонансного централайзера 9, далее верхняя часть ОВК прикреплена к наружной поверхности (НКТ-1) 1 с помощью протекторов 12, а затем, проникая через кабельный ввод 17, выходит наружу для соединения с наземным оборудованием.

Устройство собирают на площадке объекта, согласно схеме, Фиг.1. Контейнер с датчиком 8 соединяют муфтой (не показана) с перфорированной НКТ 7, нижний конец ОВК 11 сваривают с оптоволокном датчика давления и температуры и размещают в хвостовике 14 внутри перфорированной НКТ 7.

Соединяют вход 21, Y-образного циркуляционного переводника 6, Фиг. 2 с перфорированной НКТ 7 , а его выход 22 с (НКТ-3) 5, при этом верхняя часть ОВК выходит из ответвляющего канала 23 Y-образного циркуляционного переводника 6; осуществляют спуск сборки нижней колонны труб до устьевого положения; с этого момента ОВК 11 прокладывается по наружной стороне труб (НКТ-3) 5, (НКТ-2) 3 и (НКТ-1) 1.

Соединяют ЭЦН 4 с централайзером насоса 10 между (НКТ -3) 5 и (НКТ-2) 3, закрепляют ОВК 11 на насосе протектолайзерами 13 по всей длине насоса и далее прокладывают ОВК 11 в продольных пазах централайзер насоса 10.

Навинчивают патрубок 2 требуемого размера на (НКТ-2) 3 для подгонки общей длины подземной части труб НКТ. Устанавливают выше патрубка резонансный централайзер 9, соединяя посредством резьбы его вход 18 с патрубком 2, а выход 19 с (НКТ- 1) 1. Таким образом, сращивают (НКТ-2) 3 , (НКТ-1) 1, имеющие разные диаметры, диаметр НКТ-2 меньше диаметра НКТ- 1, образуя непрерывный канал для прокладки ОВК от устья до забоя скважины с горизонтальным заканчиванием.

Продолжают опускать единую срощенную колонну труб НКТ, состоящую из секций (НКТ-1) 1, (НКТ-2) 3, (НКТ-3) 5, одновременно доставляется поземная часть устройства – перфорированная НКТ 7, с размещенными в ней ОВК, и контейнер с датчиком давления и температуры в горизонтальную часть скважины посредством последовательного спуска под собственным весом. Спуск осуществляют с предварительным размещением и фиксацией ОВК 11 на наружной стороне (НКТ -1) 1 в каналах протекторов 12, установленных на муфтах НКТ -1.

Опускают сформированное устройство до нужной глубины. Верхний конец ОВК 11 пропускают через кабельный ввод 17 для соединения с наземным оборудованием.

В конструкции устройства могут быть использованы покупные изделия, например, в качестве централазера насоса 10 - централайзер ПЗТ-1А; в качестве протекторов 12 - протектор ПЗК 73-2; в качестве протектолайзера насоса 13 для защиты ОВК по всей длине секции насоса можно использовать протектолайзеры марки ПК-Г5У или БЗК-1Р; - оптоволоконный кабель можно использовать по патенту № 175594, электроцентробежный насос 4 марки - ЭЦНА5А ТУ3631-025-21945400-97; контейнер 8 марки АМТ-10 или КСП-73.

Применение определенной последовательности и формирование в предложенной конструкции данной совокупности видов защиты предотвращает механические повреждения оптоволоконного кабеля. Использование протектолайзеров для крепления ОВК на насосе; наружной поверхности НКТ; размещение ОВК в пазах централайзеров -обеспечивает защиту кабеля по всей длине и на каждом участке скважины: горизонтальном, наклонном, вертикальном, а также доставку волоконно-оптического кабеля в скважину без его повреждения. Кроме того, резонансный централайзер гасит вибрации, возникающие при работе ЭЦН, обеспечивает надлежащее центрирование колонны НКТ в скважине, уменьшает силы трения трубы НКТ об обсадную колонну, обеспечивая возможность спуска НКТ под собственным весом, использование ОВК металлическом кожухе, заполненном инертным газом аргоном, обеспечивает защиту его участков вне протекторов. Циркуляционный переводник с кабельным вводом обеспечивает сохранность верхней части кабеля, т.к. может избежать влияния электрического погружного насоса во время перекачки нефти, поэтому предлагаемое устройство может стабильно отслеживать особые скважинные условия горизонтального заканчивания скважин в течение длительного времени. Наличие циркуляционного переводника позволяет значительно сократить время выполнения спуско-подъемных операций.

Таким образом, как видно из приведенного примера реализации, предложенное техническое решение представляет собой упрощённую надежную конструкцию оптоволоконного устройства для мониторинга температуры и давления с размещением в оптоволоконного кабеля от устья до забоя скважины с горизонтальным заканчиванием. Устройство обеспечивает долговременную эксплуатацию оптоволоконного кабеля путем обеспечения его комплексной механической защиты от повреждения или обрыва во время спуска в скважину и ее эксплуатации. В результате долговременного мониторинга температурного поля может быть определен профиль притока и рекомендованы действия для увеличения добычи.

Заявлено оптоволоконное устройство для мониторинга температуры в скважине с горизонтальным заканчиванием. Техническим результатом является повышение надежности завяленного устройства и обеспечение долговременной эксплуатации волоконно-оптического кабеля. Оптоволоконное устройство содержит первую насосно-компрессорную трубу НКТ-1. Также содержит резонансный центролайзер и патрубок. Также вторую насосно-компрессорную трубу НКТ-2 и электроцентробежный насос ЭЦН. Также третью насосно-компрессорную трубу НКТ-3 и Y-образный циркуляционный переводник. Также перфорированную НКТ и контейнер с датчиком давления и температуры. Вышеперечисленные элементы последовательно соединены между собой сверху вниз. Устройство также содержит центролайзер насоса, установленный у основания ЭЦН, оптоволоконный кабель ОВК в герметичном защитном кожухе. Кожух заполнен инертным газом аргоном. Нижний конец кожуха путем сварки соединен с оптоволокном датчика давления и температуры. Нижняя часть ОВК размещена внутри перфорированной НКТ. Верхняя часть ОВК, выходящая из Y-образного циркуляционного переходника, расположена вдоль наружных стенок НКТ-3, НКТ-2 и НКТ-1 направлена вверх, путем последовательного закрепления протекторами по всей длине ЭЦН. Верхняя часть ОВК размещена в продольных пазах центролайзера насоса и размещена в канавках резонансного центролайзера, и крепления к НКТ-1 с помощью протекторов, установленных на муфтах НКТ-1, для соединения с наземным оборудованием посредством кабельного ввода. Резонансный центролайзер содержит конусообразный корпус с центральным каналом, с верхней и нижней присоединительными резьбами. Поверхность корпуса имеет форму выступов и впадин, ориентированных перпендикулярно оси резонансного центролайзера. На выступах выполнены проточки в виде канавок, расположенные равномерно вокруг корпуса через угол, равный 60 град. Вторая насосно-компрессорная труба НКТ-2 имеет меньший диаметр, чем первая насосно-компрессорная труба НКТ-1. 4 ил.

Оптоволоконное устройство для мониторинга температуры в скважине с горизонтальным заканчиванием содержит первую насосно-компрессорную трубу НКТ-1, резонансный центролайзер, патрубок, вторую насосно- компрессорную трубу НКТ-2, электроцентробежный насос ЭЦН, третью насосно-компрессорную трубу НКТ-3, Y-образный циркуляционный переводник, перфорированную НКТ, контейнер с датчиком давления и температуры, которые последовательно соединены между собой сверху вниз, устройство также содержит центролайзер насоса, установленный у основания ЭЦН, оптоволоконный кабель ОВК в герметичном защитном кожухе, заполненном инертным газом аргоном, нижний конец которого путем сварки соединен с оптоволокном датчика давления и температуры, причем нижняя часть ОВК размещена внутри перфорированной НКТ, а верхняя часть ОВК, выходящая из Y-образного циркуляционного переходника, расположена вдоль наружных стенок НКТ-3, НКТ-2, НКТ-1 и направлена вверх, путем последовательного закрепления протекторами по всей длине ЭЦН, и размещена в продольных пазах центролайзера насоса, размещена в канавках резонансного центролайзера, и крепления к НКТ-1 с помощью протекторов, установленных на муфтах НКТ-1, для соединения с наземным оборудованием посредством кабельного ввода, при этом резонансный центролайзер содержит конусообразный корпус с центральным каналом, с верхней и нижней присоединительными резьбами, поверхность корпуса имеет форму выступов и впадин, ориентированных перпендикулярно оси резонансного центролайзера, на выступах выполнены проточки в виде канавок, расположенные равномерно вокруг корпуса через угол, равный 60 град, а вторая насосно-компрессорная труба НКТ-2 имеет меньший диаметр, чем первая насосно-компрессорная труба НКТ-1.