Coiled tubing is a unique fluid and tool conveyance means used to intervene throughout the entire well lifetime. Its flexibility of use is certainly one of the largest in the oil-and-gas industry, ranging from logging to stimulation to cleanout and even drilling. However, for the longest time, it was only seen as a rudimentary fluid conveyance system, despite its capability to service any well deviation. With the development of instrumented tools for downhole point measurements and the use of fiber optics for distributed sensing, the recent advent of coiled tubing real-time monitoring has completely transformed this image. The access to live wellbore information—such as pressure, temperature, or flow—along with accurate depth control thanks to casing collar locator and gamma ray sensors have greatly enhanced fluid placement. Meanwhile, the ability to monitor the load, torque, and accelerations the bottomhole assembly is subjected to significantly improves the performance and possibility to use and manipulate downhole tools. Thanks to real-time monitoring, a whole new realm of optimization possibility was discovered. This lecture describes the various real-time measurements that are available today during coiled tubing interventions and how they can be used to provide the industry with faster, safer, and more efficient operations while maximizing return on investment. A wide range of applications and examples will be discussed. Through them, one will be able to appreciate how coiled tubing has now entered a new era where the limits of operational optimization still have not been reached.

1. Пьер Рамонден
Мониторинг в режиме реального
времени с колтюбингом: новая
эра ГТМ и оптимизации КРС
Общество инженеров-нефтяников
Программа выдающихся лекторов
www.spe.org/dl

2. Содержание презентации
• Общие сведения о колтюбинге
• Для чего нужны скважинные данные в
режиме реального времени?
• Обзор доступных способов измерения
• Разнообразные способы применения
• Выводы
• Вопросы и ответы
2

3. 3
Общие сведения о колтюбинге

4. Что такое колтюбинг?
“Колтюбинг (КТ) – любая непрерывная
гибкая труба, длина которой требует ее
намотки на барабан в процессе
изготовления”.
4
Операция PLUTO, 1944г.
www.histomil.com

5. Что такое колтюбинг?
• Распрямление перед
спуском в скважину
• Наружный диаметр от 0,75
до 4 дюймов (1,9 – 10,2 см)
• Возможны длины колонн КТ
свыше 30,000 футов (9144 м)
• Предел текучести стали от
55,000 до 135,000 psi (379 –
930 МПа) 5
Современная колонна ГНКТ

6. Перфорация
Широкий спектр применения
• Доставка жидкости
• Спуск инструмента
• Заканчивание
6
Матричная кислотная обработка
Гравийная набивка

7. 7
Для чего нужны скважинные
данные в режиме реального
времени?

8. Ограничения классического
колтюбинга…
8Классический КТ: только замер параметров на поверхности
Глубина спуска КТ:
Замер длины КТ на
катушке Вес КТ:
Нагрузка на
крюке
Устье скважины:
давление, температура,
скорость закачки

9. … препятствуют настоящей
оптимизации
• Повышение безопасности
– Сдетонировали ли заряды?
– Происходит ли прихват КТ на забое?
• Повышение эффективности обработки
– Правильно ли закачана жидкость?
– Эффективно ли мы приводим в действие муфту?
• Необходимость повышения эффективности
– Можно ли объединить работы в одной СПО?
– Возможно ли сэкономить время?
9

10. Мониторинг – это первый шаг
10
Видеть, что происходит в скважине и
принимать соответствующие меры
Все начинается с
измерений!

11. Какие данные нам нужны?
11
Real-time
downhole
data
Точная
установка
КНБК
Мониторинг
показаний
приборов и
характеристик
скважины
Мониторинг
притока
жидкости в
скважину
Проведение ГТМ
в нужном месте
Проведение правильных мероприятий
Наблюдение за
изменением
пластового
давления

12. 12
Обзор доступных способов
измерения

13. Доступные способы измерения
• Телеметрия в реальном времени впервые стала
доступна с КТ, оснащенным кабелем, с оговорками:
– Ограничения по длине (размер и вес кабеля)
– Ограничения по закачке (совместимость с химикатами)
– Проблемы с обслуживанием
• С 2005 г. разработаны две системы телеметрии
– На основе волоконной оптики
– На основе тонкого электропроводника
• Совместимые с каротажными приборами и
камерами
13

14. Доступные способы измерения
• Волоконная оптика обеспечивает
распределенные измерения
• Тонкий проводящий кабель подает питание
14
Геофизический кабель в оплетке
IPTC 18294
кабель в оплетке 0.32 см (0,125”)
IPTC 18294
Волоконно-опт. трубка 0,18 см (0,71”)
Адаптировано с SPE 130365

15. Точечные измерения в скважине
15
• Типичные требования к рабочим инструментам
– Давление в скважине: 12,500 psi
– Температура в скважине: -25 до +175 С
– Макс. производительность: 8 баррелей/мин.
– Совместимость с системой «сбрасываемого шара»
– Стойкость к едким и абразивным жидкостям
Взято из
SPE 179063
(с изм.)
Коннектор и головка КТ
Магнитный локатор муфт
(МЛМ)
Давление и температура
Гамма-каротаж
(GR)
Нагрузка и момент
Направление и скорость потока
Ускорение

16. Распределенные измерения
16
• Использование оптоволокна в качестве датчика
Распределенный датчик
температуры (DTS)
Распределенный акустический
датчик (DAS)
IPTC 16873
SPE 173686
закачка
пены
закачка
пены
Неудач-
ный пуск
остановка
поверхность раздела
жидкость-жидкость
Перфо-
рация
Температурные профили
Глубинапоинструменту,м
Температура, F
Газлифтный клапан
Интервалы обработки
Базовый профиль: 12 апреля, 2:54
Добыча до обработки: 14 апреля, 4:27
Добыча после обработки: 14 апреля, 10:59

17. Распределенные измерения
17
• Характеристики оптоволокна зависят от
– Типа стеклянного сердечника
– Стеклянного покрытия
– Герметизации
• Выдерживает температуры до 230 С
• Кислотоустойчивость зависит от типа волокна
• Способ регистрации зависит от типа волокна

18. 18
Разнообразные способы
применения

19. Основные способы применения
• Диаграмма локатора муфт (ЛМ) и ГК для точного контроля
глубины (SPE 106567)
• Температура для оценки эффективности обработки (SPE 184804)
• Давление для: (SPE 143318, SPE 157379, IPTC 18294)
– Контроля операции газлифта
– Приведения в действие инструмента (например, гидромониторов,
установка пакера)
– Оценки условий (депрессия/репрессия)
• Осевая забойная нагрузка и крутящий момент для: (SPE 153956,
SPE 163908)
– Подтверждения приведения в действие муфты
– Предотвращения остановки забойного двигателя
19

20. 20
• Точный контроль глубины (МЛМ, ГК)
– Регулировка длины хвостовика под обрезку
– Точная установка подвески
SPE 179063
Наращивание труб для борьбы с
прорывами газа

21. 21
SPE 179063
Контроль активации перфорационной головки гидравлического типа
Наращивание труб для борьбы с
прорывами газа

22. 22
• Вес и момент для
подтверждения
фиксации якоря
• Давление для
контроля
процесса спуска
колонны
Наращивание труб для борьбы с
прорывами газа
SPE 179063

23. 23
0
1,000
2,000
3,000
4,000
5,000
6,000
Qжидк., барр/сутки
0
10
20
30
40
Qгаз, млн.куб.фут/сутки
• Быстрее, чем повторное заканчивание (1 неделя
против 3 недель)
• Продление периода эксплуатации не менее, чем
на 2 года
• Возмещение вложений за 1 месяц
SPE 179063
до проведения работ после проведения работ
Скв. А Скв. В Скв. С Скв. D
до проведения работ после проведения работ
Скв. А Скв. В Скв. С Скв. D
Наращивание труб для борьбы с
прорывами газа

24. 24
• Измерение потока
для контроля
точности закачки
раствора
X,500Y,600
IPTC 18362
Матричная кислотная обработка
Поток
раствора

25. Матричная кислотная обработка
25
• Комбинация распределенной термометрии (DTS) и
профилирования потока для оптимизации стратегии
обработки IPTC 18362
Схема скважины
Время
Температура
Оконч-е измер-я давления после обработки
Оконч-е измер-я давления до обработки
Нагнетание до обработки
Нагнетание после обработки
Скорости потоков после обработки
Скорости потоков до обработки

26. Матричная кислотная обработка
26
• Точечное измерение потока дополнило DTS
• Мониторинг потока в скважине в режиме
реального времени позволил контролировать
закачку раствора
• Оптимизация стратегии закачки позволила
повысить приемистость почти на 300%
• В результате не пришлось бурить
дополнительные нагнетательные скважины
IPTC 18362

27. Ограничение водопритока
27
Подтверждение
детонации в
режиме реального
времени
CMP 2016
• Контроль стреляющих головок, совместимых с волоконной
оптикой
Анализ
характеристик
пласта

28. 28
• DTS для подтверждения открытия интервала и
оптимизации процесса последующей закачки
Отверстия перфоратора
След. интервал
Свежая перфорация
Ограничение водопритока
CMP 2016
Операция по перфорации №1 DTS
Исходная отметка
Схема скважины
Измеренная
глубина,
м
(градС)
(градС)

29. 29
• Добыча нефти выросла вдвое
• Контролируемый водоприток
• Сведена к минимуму замедленная добыча
(скважина под давлением)
• Проведение нескольких работ за одну СПО
– Перфорация
– Химическое отклонение
– Выборочная интенсификация
– Закачка азота для вызова притока
Ограничение водопритока
CMP 2016

30. What can you think of?
Нераскрытый потенциал
• DAS для оценки испытаний на приемистость
30

31. • Распределенное измерение деформаций с целью
обеспечения целостности трубы и управления
усталостью
• Поддержка работ по ГРП:
– Выборочная активация при закупорке и перфорации
– Оптимизация закачки жидкости ГРП
– Оценка выноса проппанта
• Комбинация волоконной оптики и электричества
• Автоматизированное управление траекторией в
режиме реального времени
31
Нераскрытый потенциал

32. 32
Выводы

33. Выводы
Телеметрия в режиме реального времени с
использованием колтюбинга открыла новую
эру в оптимизации работ
33
• Измерения открывают новые возможности для
повышения эффективности
• Оптимизация происходит на разных уровнях
– Более безопасные, быстрые и эффективные сервисы
– Возможность проводить несколько работ за одну СПО
• Пределы возможностей применения еще не
достигнуты

34. 34
Ваше мнение важно
Добавьте свой раздел в Конкурсе оценивания DL,
заполнив оценочную форму по данной презентации
на странице SPE.org/dl
34
Общество инженеров-нефтяников
Программа выдающихся лекторов
www.spe.org/dl