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SPE 77521
在长水平/多边井生产田地中使用井下传感器的案例史
摘要
该油田的所有生产井均作为水平井和多侧井进行钻探和完井。 井设计范围从单个砂体中的单个侧向到上部和下部水平侧面与几个砂质透镜相交的位置。石油是一种超稠油（9 API）高粘度油，由于油藏压力低，因此需要使用人工提升来完成，而这将不会支撑一列水。
带有地面读出（SRO）的井下压力和温度传感器的使用是生产井原始完井的一个组成部分，用于监测单个井和泵的性能。 钻探并通过现有的多个沙子透镜完成的垂直监测井扩大了井下传感器的使用范围，因为需要获取所生产的各种砂岩的面积范围和压力下降的数据。
努力确定在水平井中遇到的流量和压力损失，导致沿着长水平侧面使用安装在深度处的多个传感器。对复杂多边井的钻探改变导致使用串联传感器来确定来自下部和上部横向的相对流量贡献。所有这些方法，再加上无法使用传统的生产测井工具技术，导致将光纤与多个传感器相结合的新技术的应用，以获得PLT的实时替代方案。 多达15个表面读出传感器成功安装在7000英尺长的水平井段中，测量深度高达10,000英尺。
介绍
Petrozuata CA是一家委内瑞拉合资公司，于1996年3月由Conoco Orinoco Inc.和Petroleos de Venezuela SA的子公司PDVSA（原名Maraven SA）注册。该合资企业是位于委内瑞拉东部Orinoco地带的一家酒店的运营商，圣地亚哥德卡布鲁蒂卡东部。
该油田开发是一个大型项目的一部分，该项目将管道网络与位于巴塞罗那附近海岸的120,000桶重油改造设施相结合。 重油提质设施每天可处理约12万桶重油，以生产约19.3至25 API的合成原油约103,000桶BOPD。
合资企业的使用寿命为35年，将需要钻探超过500口水平井，在此期间能够回收1.5-2亿桶超重油。 建造活动于一九九七年一月展开。一九九七年八月开始钻探生产井，并于一九九八年八月取得「第一次石油」。一九九九年年底，生产井钻井设计修改为多边设计。
奥里诺科带位于东西走向的东委内瑞拉结构盆地的南部侧翼，包含结束1.2万亿桶原油（STOOIP）。它分为四个区域（Machete，Zuata，Hamaca和Cerro Negro）。该油田包含约57,000英亩（23050公顷）的待开发油田的土地。（图1）开发包括一个垫型布局。每个垫包含最初4到8个井口，包括人工提升泵设备，钻井设备空间，絮凝坑，钻井拖车空间，电气设备，测试多相流量计和歧管，原油和稀释剂管道，连接与主站进行管道连接。
主要的油气藏是Oficina组的中新统时代砂岩，平均孔隙率分别为35％和5,000-15,000 mD。渗透性变化通常是由晶粒尺寸的变化引起的。沙子主要为中等粒度，分选良好的未固结石英富集沉积物和少量粘土矿物。储层砂包含约97％的石英，2％的粘土和1％的重矿物。
水库位于610米（1600-2700英尺测量深度）处，井底压力约为650磅/平方英寸。 生产的油的平均瓦斯油比率在180-325mcf / stb之间。 油重力在8-11度API范围内。 储层间隔的净油厚度在垂直井的23到69米（75到225英尺）之间变化。
详细信息
该项目的初始阶段在施工期间（即升级者启动之前）钻了101口井。 每口井设计由13 3/8“套管大约150米（500英尺），9 5/8英寸800米（2,600英尺）外壳和1,200米（4,000英尺）的7“或5 1/2”开槽衬垫。（图2）
由于在1998 - 1999年期间继续钻探最初的101口井，继续钻取长度较长的单水平侧向钻井，直至获得10,000英尺TMD和6,000至7,000英尺衬管的井。 在这一钻探阶段的最后阶段，自1998年8月以来收集的生产数据和钻井成本影响了操作员启动一个使用3级和4级窗口连接钻探多种类型多侧井的程序（图3）。 在2001年底的钻探计划结束时，共有241口井由98个单侧井，88个双侧井和52个三侧井组成。 这些井中许多包括使用鱼骨，这是从不包含衬管的主水平井眼钻出的侧向井。
井下传感器人工举升-ESP
最初的完井工程由约4米长（2300英尺）的4-1 / 2英寸生产油管，一个电潜泵（ESP）和相关的电气控制装置（ESP电缆）以及表面读出压力/温度仪表组成。 整个系统由带有表面扼流控制台和集成表面面板的井下工具组成。 该设计还包括用于井下稀释剂注入的平行1.315“OD侧管柱750米（2,450英尺）。 稀释剂（一种高API重油或石脑油）用于降低油进入ESP时的粘度，以提高泵的运行效率。
井下工具实时测量是进气压力，进气温度，ESP电机绕组温度，振动和电流泄漏的组合。该工具物理连接到ESP组件的底部，并且电连接到电机的星形点和地球返回路径。通过在ESP电力电缆上施加信号来维持通信，该电力电缆独立于高电压电力。无论ESP运行与否，它都会运行该工具。这将允许在安装和试井期间测量和传输ESP和井数据。
扼流圈控制台是一种高压接口设备，它允许从高压ESP电机电源电缆中提取小数据信号。它包含与电机电源电缆电连接的高压电感器（扼流圈）。扼流圈控制台安装在坚固的外壳内，通常尽可能靠近功率输出变压器。
集成表面面板为电子设备提供电源并显示接收到的数据。它可以位于距离Choke控制台100米（328英尺）的地方，并通过标准的110/240伏交流电供电.Surface Panel具有连续的RS232数字数据输出，可以通过计算机系统或专用数据记录器进行监视。该字段使用远程SCADA连接。
人工举升 - PCP
油田开始生产后，确定某些油井的产量较低，而油田的某些区域产出的夹带地层细粒含量较高。这些材料通常小于200微米，这在ESP的上段已经造成了一些磨损问题，并且在某些情况下，甚至会在止回阀上沉降，导致重新启动泵的失败。由于其对固体具有较高的耐受性，并且能够泵送高粘度重油而无需任何井下稀释剂，所以该领域中安装了渐进式空腔泵（PCP）。
典型的PCP完成（图5）使用与ESP类似的配置。它具有增加的灵活性，可以使用相同的4-1 / 2“管，或者增加到5-1 / 2”，预计孔数可以超过1000个BFPD。消除了止回阀，并安装了管锚以防止管道旋转。一个15英尺4-1 / 2英寸的多孔接头安装在管道锚下方，以提供泵的流体通道，在底部安装一个在线标准托架以保护传感器，并将任何损失由于环形限制，流体流入泵中。
一个独立的Center-Y 1/4英寸外径管道导体（TEC）填充环氧树脂，用于提高抗倒塌和抗挤压性能，并充当有效的气体和流体块，通过穿孔接头内部安装TEC直接通过开槽螺纹接头从管道锚杆上方离开，并与生产管道平行运行至井口，通过井口/吊架离开。压缩配件，类似于表面上使用的类型受控地下安全阀，在井口提供所需的压力密封，不锈钢带由专用的可重复使用的夹具代替，以便将TEC保持在管道上，并在多个井遇到恢复TEC在泵更换维护工作期间保持完好。
用于PCP组件的完整系统包括在线载体，TEC，夹具，井口装置和数据采集单元。安装在地面上的数据采集单元为井下传感器提供电源，并将接收，存储和显示记录的数据。从连接到SCADA系统的这些传感器接收到的数据可以实时监测泵的进气压力和温度，以便在离现场250英里的主办公室中的工程师监测泵和油箱的性能。在电除尘器安装中，监控电机绕组温度的能力有助于识别过热电机井下的存在。在该领域仅有少数几个ESP和PCP装置已经尝试使用位于泵上方的井下传感器来监测排放压力和温度。由于这些井的深度相对较浅（2200英尺/ 670米TVD），这些数据与PCP井地表更容易采集的数据没有显着差异，因此不再使用。为了确定其对泵性能效率和寿命的影响，仍在收集和评估ESP组件上的泵进气和排气压力和温度的长期数据。
垂直监测井
作为监测和预测该油田储层性能的努力的一部分，在整个油田的孤立位置安装了一系列垂直监测井。努力通过使用现场已有的标准设备来降低成本。井设计使用5-1 / 2“或7”长的管柱，与9-5 / 8“套管的顶部接头交叉，以便能够使用生产井中使用的相同的井口/悬挂器。由于多量规安装需要的进入端口的数量，使用了一个中心切割管道入口的井口/吊架，以及典型水源和处理井中使用的每个1/2“入口。
在套管胶结后，每个区域均使用大孔和深穿孔装药，每英尺3次射孔线进行穿孔。在现场水环境中，使用套管枪，这两次运行要求在每个区域的最佳连续两英尺内每英尺总共发射6次。在用套管刮板去除任何套管毛刺并用经过滤的现场水循环孔之后，使用跨式封隔器组件来选择性地隔离和击穿每组穿孔。这样做是为了通过穿过孔眼泵送最小量的场水来确保与目标区域的通信。如图6所示，完成组件由2-3 / 8“管和短节，传感器，传感器载体，1/4”OD TEC，接头套件和封隔器组成。所使用的封隔器是标准ESP封隔器，其具有用于ESP电缆和电缆的端口化学注射或控制线，包装机随ESP端口一同修改，插入件能够处理多达4个1/4“OD控制管线端口。所有包装机配置相同，以避免安装过程中出现问题，这是因为每个区域的每个位置需要一个特定的打包机，唯一显着差异是由于壳体的尺寸（2-3 / 8“螺纹x 5-1 / 2”OD或2-7 / 8“螺纹x 7”OD），这需要使用从具有2-7 / 8“螺纹的大型封隔器到2-3 / 8”管的交叉接头。
按照标准设计使用设备被证明对这个项目非常成功。从订单到交付日期之间的长时间段，要求在选择和设计监测井之前6个月订购所有设备。这些井将从正在钻井的垂直地层井中选择，以改进长水平生产井的目标选择过程。 由于这些偏远地区缺乏电力设施，因此必须安装太阳能电源才能为系统供电。该电源的设计符合该地区的环境条件。该系统包括：12伏太阳能电池板阵列，电池组，电压调节器和电池充电器电路，以及用于定位能够处理来自每个单元4个传感器的数据的多传感器表面读出单元的防风雨外壳。
由于这些地层井可能会遇到每井4至7个区域，可能需要长期监测，因此需要选择传感器类型的灵活性。该领域已经使用了两种类型的传感器。高分辨率传感器，压力精度为 /- 1.5 psi，压力分辨率为 /- 0.1 psi，压力精度/压力分辨率为 / 2 psi，压力精度为1000 psi满量程的低分辨率传感器。较低分辨率的传感器增加了一定程度的灵活性，因为它只需要一根导线就可以向地面记录仪传导电源井眼和信号井眼。这使得每1/4“OD TEC安装2个传感器（1个正极/ 1个负极性）成为可能，这使得可以通过4个TEC系统通过每个4个每个1/2”端口在每个孔中安装多达8个传感器封隔器和井口。这样可以减少安装的复杂性，因为每个井可以减少1到3个额外的1/4“OD TEC，这也可以通过减少安装更少的平行1/4”OD TEC线路所需的时间来降低成本。如图6所示，一些井使用每1/4“OD TEC能力的2个传感器来测试该系统，并且安装了这两种类型的传感器以确定是否需要更昂贵，更高分辨率的传感器。在过去的1 - 2年中从这14口井收集到的数据表明，双传感器安装已被证明是一种控制成本的可行方法，在此应用中使用更高分辨率的传感器没有任何优势。在完井设计中的实际限制，实际安装每井2至4个区域。
对生产的贡献
对储层进行持续的努力是在生产的第一年准确预测单个油井生产性能的困难的直接结果。以相同的方式钻进并完成相同油藏的相邻井，只有方位角为180度的变化，其生产力可能会超过3倍。由运营商，两家合资伙伴和一些第三方顾问组成的两个独立的多学科团队审查了所有正在使用的钻井和完井技术。这些小组认为，水库的复杂性质，堆积的河流 - 海相沉积物（1），是造成井性能变化的主要原因（4）。钻井过程中使用的随钻测井工具由钻头的电阻率和伽玛射线组成。事实证明，这些方法可以有效识别无薪工资，但并不能增加对储油层中存在的超稠油的物理状况或其对流动有贡献能力的理解。由于在长时间水平井冷却生产（gt; 4000英尺）的情况下，超稠油（8-11 API），高粘度（1000-5000 cps）油的类似应用尚未公布（1998-1999），决定这些井需要某种类型的井诊断。
水平的侧面
由于低井底压力（0.34 psi / ft）不允许自然流向地面，因此当时现有的井使用ESP如图4所示在人工举升完成。使用正常的生产测井工具（PLT）并不具有吸引力，因为它需要在生产过程中将完井作业移除并重新安装特殊的旁路系统，以便在井中进行PLT测试。以前在现场使用盘管的工作表明，即使是2英寸外径的盘管，在这些井中也没有达到比7000英尺TMD深得多的能力，即使当管道安装到井内衬管顶部封隔器的顶部时，这意味着使用接头管使用PLT需要钻机，所有这些因素都会增加工作成本，并且通过对多口井进行常规评估并不经济。
在8个井上使用了另一种方法，其中多个传感器沿水平横向间隔放置在安装有泵的人工举升设备下方的小管道尾管上。使用油管压曲模拟软件与各井的轨迹来评估安装各种API管道尺寸组合的可行性。评估的尺寸包括1.66英寸，1.9英寸，2-3/8英寸，2-7/8英寸，4frac12;英寸和5frac12;英寸API管材。目标是通过不存在由于管状OD几何形状变化导致的流动面积限制而对水平侧面的流动剖面产生最小的影响。
在安装和从井中移出时损害完井管柱的完整性。在整个水平侧面上，使用纤细的直列式传感器载体（1.9“times;2.2”OD）以尽可能保持尾管直径不变。在泵上方使用4-1/2“管，并且2-7/8”和2-3/8“尾管仅在位于上方的9-5/8”套管内的衬管上封隔器上方使用最上面的传感器。 这样
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