Опыт применения распределенной оптоволоконной термометрии при мониторинге эксплуатации добывающих скважин в компании «Газпром нефть»

PROНЕФТЬ. Профессионально о нефти. – 2017 - № 3(5). – С. 55-64

УДК 622.276.5.05

А.И. Ипатов, М.И. Кременецкий, И.С. Каешков
Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ»),
А.В. Буянов
РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина

Электронный адрес: IpatovAI@gazprom-neft-ntc.ru

Ключевые слова: контроль разработки месторождений углеводородов, термометрия скважин, распределенные стационарные оптоволоконные датчики температуры, горизонтальные скважины

Освещены проблемы результативности долговременного мониторинга температуры в эксплуатационных горизонтальных скважинах распределенным оптоволоконным датчиком. Представленные материалы иллюстрируют высокий информативный потенциал нестационарной оптоволоконной термометрии в сложных условиях вскрытия пласта. Рассмотрены возможные подходы к количественной интерпретации результатов термических исследований при изучении профилей притока (приемистости) и в процессе контроля выработки пласта.

Experience in the application of distributed fiber optic thermometry for monitoring wells in the company gazprom neft

PRONEFT''. Professional'no o nefti, 2017, no. 3(5), pp. 55-64

A.I. Ipatov, M.I. Kremenetskiy, I.S. Kaeshkov
Gazpromneft NTC LLC, RF, Saint-Petersburg
A.V. Bujanov
Gubkin University, RF, Moscow

E-mail: IpatovAI@gazprom-neft-ntc.ru

Keywords: field development surveillance, temperature surveys, fiber-optic, DTS, horizontal wells

The paper describes informational content problems of long-term temperature surveillance by means of distributed temperature sensors (DTS) in horizontal producers. Field cases unreveal high informational potential of transient fiber-optic temperature surveys in wells with complicated completion. The authors work on possible quantitative methods of flow profile surveillance based on DTS surveys data.

введение

В настоящее время наблюдается кардинальный перелом в развитии контроля разработки месторождений нефти и газа. Происходит переход от технологий единичных периодических измерений к непрерывному мониторингу динамики промысловых и геофизических параметров. Технической предпосылкой данной тенденции является появление и постоянное совершенствование стационарных информационно-измерительных систем. Отдельных проблем их развития авторы уже не раз касались в своих предшествующих публикациях [1, 2].

Стационарные информационно-измерительные системы. Опыт и перспективы использования

В первую очередь необходимо отметить мониторинг давления на забое скважин механизированного фонда датчиками, установленными на приеме электроцентробежного насоса (ЭЦН) [1, 3, 4]. За короткий период они из средства телеметрического контроля технического состояния и режима работы насоса превратились в эффективный инструмент гидродинамических исследований скважин (ГДИС). Этому способствовал существенный прогресс в модернизации глубинных датчиков, позволивший кардинально улучшить их метрологические характеристики.

Результатом стали доведение чувствительности сенсоров до требований ГДИС и соответствующая сертификация датчиков, выпускаемых отечественными производителями. Благодаря широкому использованию модернизированных телеметрических систем удалось не только существенно увеличить охват гидродинамическими исследованиями скважин механизированного фонда, но и кардинально расширить круг решаемых задач и повысить информативность ГДИС, а следовательно, значительно снизить потери добычи нефти. В частности, полученные результаты стали использоваться как для оценки текущих гидродинамических параметров, так и для контроля динамики выработки пласта, оценки характера интерференции скважин и свойств межскважинного пространства [4].

Подобная информация может быть основой не только для принятия решений по оптимизации режима эксплуатации отдельных добывающих скважин, но и для корректировки системы разработки блока залежи и объекта в целом.

Не менее значимым является развитие систем контроля разработки многопластовых объектов. Здесь усилия специалистов направлены в первую очередь на развитие систем контроля индивидуальных геофизических параметров совместно эксплуатируемых пластов. В этом направлении параллельно реализуются два различных технических решения.

Первое предусматривает либо подвешивание под ЭЦН на геофизическом кабеле гирлянд датчиков, либо установку в кровле каждого из перфорированных пластов стационарных датчиков (температуры, давления, расхода, состава притока и др.). Известны как автономные, так и дистанционные варианты реализации данного решения [4].

Распределенная оптоволоконная термометрия является эффективным методом контроля профиля притока и приемистости

Второе решение заключается в оборудовании скважины байпасными системами (типа Y-tool), позволяющими с высокой периодичностью выполнять стандартные замеры геофизических параметров по ее стволу [5, 6]. Опыт практического использования перечисленных систем убедил авторов в особой роли термометрии скважин в комплексе методов промыслово-геофизических исследований (ПГИ). Этот метод оказался наиболее устойчивым к негативному влиянию сложных условий измерения в добывающих скважинах (прежде всего к многофазному притоку сложного состава). Кроме того, у скважинной термометрии есть информативный потенциал для определения интенсивности притока, причем при диагностике и количественной оценке низкодебитных притоков он обладает преимуществами перед методами расходометрии за счет более высокой чувствительности и надежности.

Данный метод не лишен недостатков. Главный из них состоит в неоднозначности интерпретации термограмм из-за одновременного влияния на тепловое поле нескольких процессов (в том числе происходивших до начала измерений). Негативно сказывается на результативности интерпретации необходимость учета большого числа априорных данных низкой надежности (прежде всего о тепловых свойствах жидкости, заполняющей ствол скважины, и вмещающей среды).

Указанные факторы обусловливают низкую достоверность стандартных технологий термических исследований, в основе которых лежит регистрация одиночных профилей температуры по длине ствола. Для реализации всего потенциала термометрии нужны нестационарные технологии измерений. Привычный способ их применения – разновременные измерения по стволу - тоже далеко не всегда эффективен. Причина в том, что связанные с интенсивностью работы пластов нестационарные процессы часто непродолжительны. Их длительность нередко в несколько раз меньше, чем время, необходимое для регистрации профиля температуры по стволу.

Выход из данной ситуации заключается в более широком использовании распределенных по стволу измерительных систем. В настоящее время потенциал для практического использования представляют собой системы двух видов.

Во-первых, так называемые «косы термометров», стационарно размещаемые в продуктивной толще (в том числе под приемом ЭЦН). Такая коса представляет собой множество разнесенных по глубине датчиков. При решении ряда прикладных задач, где не нужна высокая разрешающая способность метода по длине ствола, например, при оценке профиля притока, возможно неравномерное распределение температурных датчиков по стволу с расстоянием между ними от нескольких десятков сантиметров до нескольких метров. В этом случае для контроля работы продуктивного пласта требуется примерно 100-200 датчиков.

Хотя необходимость и возможность появления таких измерительных систем обсуждаются давно, пригодные для практики технические решения по их реализации, к сожалению, пока не найдены.

Вторым, более реальным на сегодняшний день вариантом является использование распределенных датчиков температуры на основе оптоволокна (DTS) [6–11]. Опыт использования подобных систем в отечественной нефтегазовой отрасли является пока эксклюзивным. Обычно эти исследования проводятся в рамках опытно-промышленных работ (испытаний). Тем не менее результаты, полученные российскими добывающими и сервисными компаниями, показывают высокий потенциал оптоволоконной термометрии как средства геомониторинга [8, 9, 11].

Следует отметить, что оптимальными объектами для подобных исследований, где преимущества данной технологии по критерию цена – качество неоспоримы, являются скважины со сложным заканчиванием (горизонтальные, с многостадийным гидроразрывом пласта (МГРП), многоствольные, в том числе пробуренные по технологии fishbone).

Ниже рассмотрено несколько примеров подобных исследований, выполненных на месторождениях компании «Газпром нефть».

Уточнение метрологических характеристик оптоволоконного датчика (наклонно направленный ствол)

Прежде всего следует отметить опытно-методические работы, выполненные по инициативе и при техническом обеспечении ОАО «ГПН-Ноябрьскнефтегазгеофизика». При исследовании использовалась одна из наиболее простых технологий проведения измерений. Оптоволоконный кабель был помещен в бронированную оплетку, на время измерений он спускался в скважину, т.е. измерения проходили по технологии, аналогичной стандартным ПГИ.

Исследовалась обычная наклоннонаправленная скважина, в которой преимущества оптоволоконной технологии перед стандартной невелики. Ценность выполненных работ состоит прежде всего в том, что в промысловых условиях были протестированы метрологические характеристики распределенного датчика.

Как известно, в процессе измерений распределенным термодатчиком происходит последовательный прием отраженных сигналов с некоторым временным шагом. Величина этого шага определяет минимально возможную длину отрезка оптоволоконного кабеля, температуру которого можно измерить. В реальности наземное программное устройство суммирует отраженный сигнал от источника излучения в диапазонах времени и длины, которые намного больше предельных. Таким образом, набирается статистика, необходимая для достижения требуемой точности измерения.

Очевидно, что чем больше интервалы, тем точнее результат, но не имеет смысла бесконтрольно увеличивать шаги и по глубине, и по времени, поскольку в этом случае мы не сможем осуществить мониторинг меняющегося по глубине профиля температуры, поэтому необходим компромисс между точностью и детальностью выполняемого измерения (рис. 1). Из рис. 1, а видно, что в диапазоне значений Δt порядка первых минут и ΔL первых десятков метров удается достичь точности измерений температуры T в первые десятые доли градуса. Такой результат дополнительно иллюстрируют расчетные профили температуры, полученные при усреднении данных одной из исследованных скважин (рис. 1, б). Это приемлемо для решения большинства задач контроля разработки, что свидетельствует о пригодности современных модификаций DTS в практике ПГИ. Подобные системы, несомненно, будут совершенствоваться, так как потребность в них и потенциал их дальнейшего развития очень высоки.


Рис. 1. Влияние шагов дискретизации температуры T по глубине и по времени на точность температурных измерений оптоволоконным датчиком:
а – связь среднего квадратического отклонения измерений интервалом по длине ΔL и длительностью замера Δt;
б – расчетные профили температуры

Рассмотрим конкретные примеры практического использования.

Мониторинг освоения скважины компрессированием (наклонно направленный ствол)

В ходе работ, описанных в предшествующем разделе, были выполнены измерения в процессе освоения скважины компрессированием [8]. При этом стояла задача понять, насколько новый метод исследований способен отражать происходящие в стволе процессы, связанные с существенно нестационарным освоением пласта.

Результаты измерений показали, что пласты слабо реагируют на снижение депрессии. Один из двух совместно вскрытых пластов практически не участвовал в разработке. Диагностируемая в пределах его толщины температурная аномалия была практически стационарна и связана с предшествующими циклами работы компрессора. Приток из второго пласта был настолько слаб, что в процессе компрессирования не наблюдалось типичной инверсии температуры после того, как из пласта начинает поступать флюид. Характерны особенности динамики фронта температуры в кровле данного пласта, вызванные его работой: на начальной стадии компрессирования, когда пласт временно поглощал флюид, происходило характерное для слабого нисходящего движения флюида смещение фронта вниз по стволу. В цикле притока фронт смещается вверх. При изучении подобных процессов удалось не только диагностировать направление, но и оценить интенсивность движения флюида в стволе. При этом подобная оценка более устойчива к погрешностям в априорных данных (прежде всего для тепловых свойств вмещающей среды).

Следует отметить, что временной интервал, в котором наблюдались описанные выше температурные эффекты, составляет первые десятки минут. При стандартной технологии термических исследований в процессе профильного каротажа зарегистрировать за столь краткий промежуток времени серию разновременных диаграмм практически невозможно.

Мониторинг закачки рабочего агента в процессе нескольких циклов гидроразрыва пласта (ГРП)

В данной скважине выполнялся мониторинг повторных ГРП, в процессе которого проводились циклические закачки рабочего агента (отклоняющей жидкости) (рис. 2). Работы и сопутствующие им термические исследования выполнялись компанией Schlumberger. На рис. 3 приведены основные особенности изменения температуры в интервале продуктивной толщи в циклах закачки отклоняющего агента, до и после ГРП. Результаты представлены в виде разновременных профилей температуры по стволу.


Рис. 2. Диаграмма динамики температуры в циклах закачки и при последующей остановке скважины

Изменение термограмм в процессе закачки и в остановленной скважине свидетельствует о неравномерном распределении закачиваемой жидкости по портам ГРП, причем вклад портов в общий расход жидкости после повторного ГРП существенно изменился. Если до ГРП наиболее интенсивно работала носочная часть скважины (порт 3), то после ГРП зона интенсивного поглощения сместилась в пяточную часть (порт 6). При этом порты (1 и 2) практически перестали работать.

Наблюдаемые при этом особенности изменения термограмм соответствуют классическим представлениям, что иллюстрирует рис. 3, на котором приведены результаты моделирования температуры при вскрытии пласта двумя портами с ГРП. Представленные диаграммы отличаются распределением закачки между портами.


Рис. 3. Динамика работы портов в горизонтальной скважине с МГРП (а) и типовые термограммы, полученные в результате моделирования, при закачке в пласт жидкости со стабильным расходом и различном соотношении приемистости верхнего и нижнего портов (б):
t – время, прошедшее после начала закачки; – длительность остановки; Tr – геотермичеcкая температура

На рис. 4 приведены результаты диагностики по термометрии межпластового перетока в интервале портов 3–7 по стволу остановленной горизонтальной скважины.


Рис. 4. Результаты измерений в скважине и типовые кривые, полученные при моделировании в процессе вскрытия двух интервалов в режиме отбора с низким (1) и высоким (2) расходом при работе только нижнего интервала и при перетоке в остановленной скважине из нижнего интервала в верхний (3)

Так же как и в предыдущем случае, изменение термограмм соответствует классической теории, что подтверждается результатами температурного моделирования. В связи с этим условия исследований наиболее благоприятны для количественной интерпретации результатов термометрии, прежде всего для определения вкладов отдельных портов в общий расход скважины.

Долговременный мониторинг разработки пласта, вскрытого горизонтальной скважиной

Рассмотрим результаты распределенной оптоволоконной термометрии в добывающей нефтяной горизонтальной скважине, вскрывающей продуктивную толщу единым фильтром. Этот объект интересен тем, что непрерывный мониторинг проводился в течение значительного промежутка времени (около полугода), что позволило не только диагностировать информативные температурные эффекты, но и наблюдать их динамику в процессе разработки пластов.

Динамика температуры свидетельствует о том, что запасы пласта вырабатываются неравномерно. В наиболее интенсивно дренируемой толще коллектора (вследствие высокого газового фактора нефти) формируются отрицательные аномалии, величина и контрастность которых увеличиваются со временем. Их релаксация после остановки скважины проходит очень медленно, поэтому они являются фоном для последующего цикла запуска скважины.

Рассмотрим результаты исследований в периоды, когда в скважине и пласте протекали наиболее информативные процессы. Следует обратить внимание на динамику профилей температуры по стволу при контроле закачки «горячей» пачки нефти (рис. 5), которая характеризует полный спектр состояний скважины, сменявших друг друга в процессе проведения циклов закачки: ее начало, стабилизацию температуры закачиваемой жидкости, изменение режима закачки, остановку скважины.


Рис. 5. Общие закономерности изменения температуры в стволе в процессе циклической закачки горячей нефти (а) типовые профили температуры при закачке в случае линейной зависимости первоначальной температуры Tr от глубины (б) (стрелками показано направление смещения термограмм в цикле при увеличении времени наблюдения)

На рис. 6 более детально показано изменение температуры вблизи устья скважины в начальные периоды чередующихся циклов запуска и последующей остановки скважины. Особенно интересен период после запуска, когда вблизи точки поступления флюида в ствол образуется динамичный температурный фронт, скорость перемещения которого зависит от интенсивности работы скважины.


Рис. 6. Изменение температуры вблизи устья при повторяющихся циклах закачки и остановки скважины

Аналогичный, но менее контрастный процесс описан авторами в работе [8]. Он был связан с работой пласта при компрессировании. Данные процессы при кажущихся различиях очень близки: их основу составляет нестационарный теплообмен движущегося по стволу флюида с непроницаемым массивом горных пород. Именно с этим процессом связан главный информативный потенциал термометрии при количественной оценке профиля притока и приемистости.

Более подробно изменение профиля температуры в интервале продуктивной толщи рассмотрено ниже при запуске в эксплуатацию фонтанирующей горизонтальной скважины. Спектр одновременно наблюдаемых здесь эффектов очень широк. В этих условиях преимущество долговременного мониторинга температуры, позволяющего отличить один эффект от другого по темпу и характеру динамики температуры, проявляется наиболее наглядно (рис. 7).


Рис. 7. Динамика профиля температуры в горизонтальном стволе при запуске скважины

Успешности распределенного термомониторинга в данном случае способствует контрастный фон температуры, связанный с поступлением из коллекторов газонефтяной смеси (фрагмент 1). В начальной фазе притока преобладает эффект переноса теплоты вдоль ствола движущейся в скважине газонефтяной смесью (фрагменты 2, 3). Через некоторое время, начинают проявляться аномалии, связанные с дросселированием флюида в дренируемых пластах. При этом можно диагностировать как интервалы, работавшие в предшествующих циклах отбора, так и подключившиеся к работе в текущем цикле (фрагмент 4). В период стабильного отбора все эффекты проявляются совместно (фрагмент 5). Разделить их, а тем более количественно оценить довольно трудно.

Возможные подходы к количественной оценке профиля притока и приемистости

Базовые закономерности изменения температуры в действующей скважине изучены достаточно хорошо. Они, в частности, являются основой многочисленных термосимуляторов, которые при несущественных различиях сходны по своей функциональности. Данные закономерности представляют собой количественные соотношения, описывающие основные закономерности выделения теплоты (прежде всего при адиабатическом и дроссельном эффектах), а также конвективного и кондуктивного тепломассопереноса. Нередко данные программные продукты рассматриваются как универсальные средства количественной оценки скважины и пласта, но это явное преувеличение. 

Потенциал технологии термических исследований полностью реализуется в горизонтальных стволах скважин, где резко уменьшается информативность других методов ПГИ

Точность современных скважинных термометров предельно высока, поэтому основные риски недостоверной интерпретации связаны не столько с достоверностью первичных измерений, сколько с многозначностью решения обратной задачи. Эта общая для всех геофизических методов проблема для метода термометрии усугубляется большим числом факторов, формирующих тепловое поле, причем на температуру в скважине во время измерения могут влиять процессы, протекающие не только в момент измерения, но и закончившиеся к этому моменту.

Проблемой количественной оценки по данным термометрии может быть также отсутствие надежной сопутствующей априорной информации (прежде всего о тепловых и фильтрационных свойствах пласта). В этих условиях формальное сопоставление результатов измерений и расчетов, которое часто считается единственной основой количественной интерпретации, далеко не всегда самый хороший способ решения задачи. Иногда более простая экспресс-оценка является более надежной. Ее преимущество (при правильном использовании) в том, что ей, как правило, предшествует анализ информативности выполненного измерения. Цель подобного анализа – выделение наиболее значимых эффектов, формирующих тепловое поле в конкретной ситуации, и оценка ошибок за счет пренебрежения влиянием прочих факторов, которые в данном случае рассматриваются как помехи.

В качестве основного инструмента подобного анализа применяют моделирование теплового поля с учетом максимального спектра влияющих факторов. Именно в этом авторы видят основную роль активно разрабатываемых температурных симуляторов.

Детальный анализ информативности термометрии выходит за рамки данной работы. Ограничимся рассмотрением количественной оценки расхода по результатам термометрии на основе анализа интенсивности теплообмена движущегося по стволу флюида с горными породами. Информативные возможности детального анализа авторы подробно рассматривали в своих предшествующих работах [3, 5, 6].

Влияние этого эффекта можно отметить почти во всех приведенных выше примерах:

  • в динамике температурного фронта в кровле продуктивного пласта при компрессировании [8];
  • в изменении температуры между портами ГРП при закачке отклоняющего агента (см. рис. 3) и перетоке по стволу между портами горизонтальной скважины после ее остановки (см. рис. 4);
  • в особенностях изменения температуры вблизи устья при циклической закачке «горячей» нефти (см. рис. 5, 6).

Данный эффект можно наблюдать практически обособленно, сведя влияние работающих интервалов к контролируемой динамике температуры поступающего в ствол флюида [6]. Визуально указанный эффект диагностируется по характерному экспоненциальному изменению температуры по длине ствола (см. рис. 3, 4, 5). Типичную, близкую к теоретической, форму термограмм можно наблюдать при стабильной работе скважины с постоянным расходом, если фоновое распределение температуры близко к геотермическому (см. рис. 3, 5). Непосредственно после запуска скважины дебит можно оценить по интенсивности изменения температуры во времени (см. рис. 6).

В пределах продуктивной толщи рассматриваемый эффект проявляется наиболее явно в условиях, когда в скважине за счет протекавших ранее интенсивных процессов сформировалось контрастное фоновое тепловое поле, существенно отличающееся от естественного. В этом случае расход можно дополнительно оценить по динамике деформации фоновых температурных аномалий. Эффект наиболее нагляден, если контрастные фоновые аномалии развиты в пределах всей продуктивной толщи (см. рис. 7). Пример влияния дебита на их динамику приведен на рис. 8. На фрагменте 1 данного рисунка представлены четыре разновременные термограммы в процессе запуска скважины. На последующих фрагментах эти термограммы сопоставлены попарно. Данное сопоставление наглядно иллюстрирует, как процесс деформации аномалий развивается в динамике. В начальный период времени эффект едва заметен (фрагмент 2), затем он достигает максимальной интенсивности (фрагмент 3), и затухает (фрагмент 4). Таким образом, из рис. 8 видно, что образовавшееся тепловое поле локализовано в стволе и ближней прискважинной зоне пласта. В остановленной скважине образовавшиеся при притоке аномалии быстро релаксируют (фрагмент 5).


Рис. 8. Количественная оценка профиля притока по динамике аномалий в интервалах между работающими пластами при запуске скважины (t0 – момент запуска скважины; t1t5 – время, прошедшее с момента запуска)

Способы количественной оценки

Основным принципом количественной интерпретации результатов термометрии, как и любого другого геофизического метода, является сопоставление результатов измерений с расчетами в рамках обоснованной модели изучаемого процесса. Термометрия не составляет исключения. Подобные задачи обычно решаются с использованием различных симуляторов теплового поля.

В данной работе авторы ограничились примерами экспресс-оценок, основанных на принципах, изложенных в предшествующем разделе, т.е. на особенностях распределения температуры по стволу вне работающих пластов. С этой точки зрения можно выделить исследования в скважине с МГРП при стабильной закачке рабочего агента (см. рис. 3). Специфической особенностью условий исследования в данном случае является малая толщина интервалов притока (через порты) и резкий контраст между ними по приемистости.

Как показывают результаты моделирования поля температур в таких условиях, соотношение расходов из портов можно оценить, сопоставляя между собой углы наклона термограмм выше и ниже интервала притока в непосредственной близости от него (табл. 1).

Номер порта Расход жидкости ГРП, %, рассчитанный
по экспресс-методике на основе моделирования
поля температур (Schlumberger)
7  52,5 42
6  4,7 11
5  19 14
4  7 10
3 13,7 17
2 1 5
1 2,1 1

Другой возможный подход к оценке дебитов состоит в анализе температуры в действующей скважине и при фоновом замере. В качестве фонового распределения температуры достаточно использовать поле, сформированное предшествующими циклами работы скважины. Количественная интерпретация основана на анализе площади между изучаемой и фоновой температурными кривыми в заданном интервале. Этот параметр необходимо нормировать по среднему градиенту температур в интервале.

Результаты количественной экспресс-оценки для примера, представленного на рис. 8, приведены в табл. 2.

Глубина, м Дебит флюида, м3/сут (%)
кровли подошвы
2565 2614 11,55(33)
2714 2750 14/(40)
2762 2792 4,55(13)
2896 2926 3,5/(10)
2940 2946 1,4/(4)

Выводы

  1. Распределенная оптоволоконная термометрия является эффективным методом контроля профиля притока и приемистости.
  2. Основное преимущество описанного метода состоит в возможности изучения динамики быстротекущих переходных процессов.
  3. Потенциал технологии термических исследований полностью реализуется в горизонтальных стволах скважин, где резко уменьшается информативность других методов ПГИ.
  4. Оптимальным условием для успешного использования термометрии является наличие высокого контраста фонового температурного поля.

Список литературы

  1. Ипатов А.И., Кременецкий М. И. Долговременный мониторинг промысловых параметров, как знаковое направление современных ГДИС//Инженерная практика.- 2012. — № 9. — С. 4–8.
  2. Развитие геофизического и гидродинамического мониторинга на этапе перехода к разработке объектов с трудноизвлекаемыми запасами нефти/ В. Г. Мартынов, А. И. Ипатов, М.И Кременецкий. [и др.]// Нефтяное хозяйство.- 2014. — № 3. — С. 106–109.
  3. Ипатов А.И., Кременецкий М. И. Геофизический и гидродинамический контроль разработки месторождений углеводородов. — М. — Ижевск: РХД, 2005. — 780 с.
  4. Кременецкий М.И., Ипатов А.И., Гуляев Д. Н. Информационное обеспечение и технологии гидродинамического моделирования нефтяных и газовых залежей. — М. — Ижевск: РХД, 2012. — 894 с.
  5. Кременецкий М.И., Мельников С.И., Панарина Е. П. Промыслово-геофизический мониторинг многопластовых скважин, оборудованных насосами (ЭЦН) и байпасными системами Y-tool// Каротажник. — 2015. — № 9. — С. 14–24.
  6. Панарина Е.П, Кременецкий М.И., Мельников С. И. Количественный мониторинг нестабильного притока. На что способна нестационарная термометрия//SPE 181981-RU. — 2016.
  7. Браун Дж., Рогачев Д. Распределенные системы контроля температуры на базе современных волоконно-оптических датчиков // Технологии ТЭК. — 2005. — № 1. — С. 5–11.
  8. Каешков И.С., Кременецкий М.И., Буянов А. В. Мониторинг работы горизонтальных скважин на основе измерения профиля температуры распределенными стационарными датчиками//SPE 171236, ROG. — 2014.
  9. Скрытый потенциал оптоволоконной термометрии при мониторинге профиля притока в горизонтальных скважинах//А. И. Ипатов, М. И. Кременецкий, И. С. Каешков [и др.] // Нефтяное хозяйство. — 2014. — № 5. — С. 96–100.
  10. Успешный опыт проведения работ по определению профиля приемистости скважин, законченных многостадийным ОРП с использованием распределенной термометрии (DTS) на ГНКТ Г. Малания, К. Крешо, К. Бурдин [и др.] // SPE 182086-RU. — 2016.
  11. Оптоволоконные технологии мониторинга действующих горизонтальных скважин /Р. К. Яруллин, Р. А. Валиуллин, А. А. Садретдинов [и др.] // Каротажник. — 2014. — № 9. — С. 38–46.

Reference

  1. Ipatov A. I. Kremenetskiy M.I., Long-term monitoring of field data as a sign line of modern well testing (In Russ.), Inzhenernaya praktika, 2012, no. 9, pp. 4–8.
  2. Martynov v. G., Ipatov A.I., Kremenetskiy M.I. et al., Permanent reservoir monitoring by logging gages at the stage of tight oil recovery (In Russ.), Neftyanoe khozyaystvo = Oil Industry, 2014, no. 3, pp. 106–109
  3. Ipatov A.I., Kremenetskiy M.I., Geofizicheskiy i gidrodinamicheskiy kontrol' razrabotki mestorozhdeniy uglevodorodov (Geophysical and hydrodynamic control of development of hydrocarbon deposits), Moscow — Izhevsk: RKhD Publ., 2005, 780 p.
  4. Kremenetskiy M.I., Ipatov A.I., Gulyaev D.N., Informatsionnoe obespechenie i tekhnologii gidrodinamicheskogo modelirovaniya neftyanykh i gazovykh zalezhey (Information support and technologies of hydrodynamic modeling of oil and gas deposits), Moscow — Izhevsk: RKhD Publ., 2012, 894 p.
  5. Kremenetskiy M.I., Mel’nikov S.I., Panarina E.P., Production log monitoring of multiformation wells equipped with electric submersible pumps and bypass Y-tools (In Russ.), Karotazhnik, 2015, no. 9, pp. 14–24
  6. Panarina E.P, Kremenetskiy M.I., Mel’nikov S.I., Quantitative inflow profile determination in unsable producers transient temperature potential (In Russ.), SPE 181981-RU, 2016.
  7. Braun Dzh., Sautkhempton, Rogachev D., Distributed temperature control systems based on modern fiber-optic sensors (In Russ.), Tekhnologii TEK, 2005, no. 1, pp. 5–11.
  8. Kaeshkov I.S., Kremenetskiy M.I., Buyanov A.v. , Horizontal well monitoring based on temperature profile measuring with Distributed Temperature Sensors (DST) (In Russ.), SPE 171236, 2014.
  9. Ipatov A.I., Kremenetskiy M.I., Kaeshkov I.S. et al., Undiscovered DTS potential of horizontal well inflow profile monitoring (In Russ.), Neftyanoe khozyaystvo = Oil Industry, 2014, no. 5, pp. 96–100.
  10. Malaniya G., Kresho K., Burdin K. et al., Successful experience of estimating injection flow profile in horizontal wells completed with multistage fracs in conventional reservoirs using CT conveyed distributed temperature sensing (In Russ.), SPE 182086-RU, 2016.
  11. Yarullin R.K., Valiullin R.A., Sadretdinov A.A. et al., Fiber optic technologies for monitoring of operating horizontal wells (In Russ.), Karotazhnik, 2014, no. 9, pp. 38–46



Ссылка на статью в русскоязычных источниках:

А.И. Ипатов, М.И. Кременецкий, И.С. Каешков, А.В. Буянов. Опыт применения распределенной оптоволоконной термометрии при мониторинге эксплуатации добывающих скважин в компании «Газпром нефть» // PROНЕФТЬ. Профессионально о нефти. — 2017 — № 3(5). — С. 55-64.


The reference to this article in English is:

A.I. Ipatov, M.I. Kremenetskiy, I.S. Kaeshkov, A.V. Bujanov. Experience in the application of distributed fiber optic thermometry for monitoring wells in the company gazprom neft (In Russ.), PRONEFT''. Professional’no o nefti, 2017, no. 3(5), pp. 55-64.


Возврат к списку