Термокоса

Возможности Термокосы

Стационарная точечная измерительная система с распределенными датчиками температуры, работающая в режиме реального времени (с непрерывной передачей информации из скважины на поверхность по кабелю), позволяет оперативно оценивать изменение забойных параметров, обеспечивать контроль работающих интервалов в нагнетательной или добывающей скважине и оценивать дебит каждого пласта

Количественное определение относительных дебитов нефти и газа, поступающих из работающих интервалов по замерам распределенных датчиков температуры, осуществляется с использованием Термогидродинамического симулятора.

Надежность и длительный срок эксплуатации системы «Термокоса» обеспечиваются уникальными высокоточными и высокотемпературными кварцевыми датчиками давления и температуры без глубинной электроники.

Кварцевые датчики температуры отличаются высокой разрешающей способностью 0,005 C и стабильностью показаний. Дрейф нуля по показаниям температуры не более 0.02 C в год. Верхний предел измерения температуры кварцевыми датчиками 300 C.

Принцип работы

Система «Термокоса» состоит из отдельных измерительных модулей с длиной измерительного модуля от 0,5 до 6 метров с одновременным размещением в системе до 200 измерительных модулей.

Возможности термокосы

Подача напряжения питания и передача информации от измерительных модулей системы «Термокоса» на наземный регистратор осуществляется по кабелю. 

При отсутствие постоянного питания 220 В, организуется питание системы «Термокоса» с помощью Системы Автономного Питания (САП), реализованной на получении энергии из окружающей среды при помощи ветрогенератора и солнечных панелей. Система конструктивно выполнена во взрывозащищенном исполнении.

Наземный регистратор позволяет регистрировать данные со скважинных приборов, хранить данные в энергонезависимой памяти, обеспечивает совместимость с системами диспетчерского управления и сбора данных (SCADA) по шинам RS232 и RS485. Система конструктивно выполнена во взрывозащищенном исполнении.

Передача данных давления и температуры в режиме онлайн осуществляется с помощью модемной или спутниковой связи в систему сбора, обработки и хранения данных телемеханики в режиме дискретизации замеров от 1 с. Данные также регистрируются во внутренней памяти наземного регистратора.

В горизонтальной скважине кварцевые датчики температуры устанавливаются вдоль ствола скважины. В процессе добычи температурное поле горизонтальной скважины подвержено изменению за счет притока нефти, воды или газа и за счет термодинамических эффектов, таких как: эффект Джоуля-Томсона, адиабатического эффекта и теплоты разгазирования. Степень влияния этих эффектов на распределение температуры в скважине зависит от различных факторов: геотермического распределения температуры, фильтрационно-ёмкостных свойств пластов, состава притекающего флюида, скорости движения флюида по стволу скважины, значения давления насыщения, режима работы скважины.

Совместный анализ перечисленных эффектов и теоретическое моделирование гидродинамических полей в Термогидродинамическом симуляторе, наблюдаемых в стволе скважины и в пласте, позволяют выделить работающие участки горизонтальной скважины.

Задачи, решаемые системой «Термокоса» в горизонтальной скважине:

1. Мониторинг забойного давления в различных режимах работы скважины (смена штуцера, частоты работы насоса ЭЦН;
2. Профилирование температурного поля вдоль горизонтального участка скважины;
3. Определение работающих интервалов в горизонтальном стволе скважины;
4. Количественное определение относительных дебитов нефти и газа, поступающих из работающих интервалов.

Построение профиля температур с помощью Термокосы позволило обнаружить два неактивных пропластка, которые не вовлечены в разработку. На основе этих данных было принято решение провести кислотную обработку неактивных пропластков, а также провести аналогичную термометрию на других скважинах месторождения.