как считается дебит из данных DTS?

Последнее сообщение
PetroleumEng 331 7
Сен 23

Коллеги с Праздником всех!

Как считается дебит из данных Distributed Temperature Sensors (DTS) оптиволокна?

На сколько я понимаю точный дебит определить не возможно, но возможно на качественном уровне оценить интервалы (даже при однофазном потоке). Вопрос если так, то почему?

Петя Ботев 1116 12
Сен 23 #1

PetroleumEng пишет:

Коллеги с Праздником всех!

Как считается дебит из данных Distributed Temperature Sensors (DTS) оптиволокна?

На сколько я понимаю точный дебит определить не возможно, но возможно на качественном уровне оценить интервалы (даже при однофазном потоке). Вопрос если так, то почему?

ДТС в добывающих скважинах?  И как успехи?  Имею опыт обработки данных по закачке. Ну такое честно говоря. Количественная интерпретация - высосанная из пальца, с реальными замерами коррелировалась  никак. На качественном уровне температурную аномалию интепретировали как движение фронта. 

Krichevsky 733 14
Сен 23 #2

Есть несколько подходов как это делать, в каждом случае лучше подходит какой-то один.

Где-то используют метод тепловой метки: останавливают скважину, ждут пока сформируются устойчивые термоаномалии, а потом запускают и по скорости движения аномалий прикидывают распределение притока. Это лучше работает когда предполагаемые точки притока локализованы, например в ГС+МсГРП.

В тех же МсГРП иногда можно пользоваться расчетом по теплообмену, потому что скорость релаксации температуры  при движении вдоль ствола зависит от дебита.

В обычных ГС можно использовать подход по нормировке темпа восстановления температуры после остановки.

Но все эти подходы дают примерное распределение процентажа, а не абсолютные числа. И то при ряде допущений.

Связано это с тем, что неизвестных в уравнениях термодинамики заметно больше, чем только профиль притока / поглощения. Например, распределение тепловых свойств пород, элементов конструкции и т.д. И конечно, все это плохо себя чувствует если в стволе многофазка с притоками разных флюидов к разным зонам.

И еще - во всех перечисленных мной методах есть важный нюанс: ни один из них не работает просто по замеру в динамике. Для каждого из них скважину нужно будет подергать: запустить, остановить. Нужно возмущение или релаксация. Как в ГДИ - просто по значению забойки на режиме особо ничего не посчитаешь. С той лишь разницей, что для обработки температуры обычно достаточно более коротких остановок.

 

Есть опыт сопоставления расчета по DTS с расчетом по распределенным датчикам давления (по потерям в стволе), они в целом неплохо сбились:

https://doi.org/10.2118/206485-MS

PetroleumEng 331 7
Сен 23 #3

Спасибо за комментарии и ссылку на статью. В самом деле термодинамика сложна, хотя на первый взгляд мне казалось ничего сложного. Определить градиент температуры и через коэффициент Джоуля Томсона через регрессию заматчить расходомер. Если не ошибаюсь в Карре есть специальные инструменты для этого. Некоторые дальше пошли, видел некоторые статьи где пытаются определить скин и продуктивность пласта через замеры возмущения температуры.

Stroncz 1116 17
Сен 23 #4

PetroleumEng пишет:
 Некоторые дальше пошли, видел некоторые статьи где пытаются определить скин и продуктивность пласта через замеры возмущения температуры.

Ого, неужели ещё и тестами подтверждённая мат.модель? Напишите плиз ссылки

PetroleumEng 331 7
Сен 23 #5

Если в поисковике написать Transient Temperature Analysis выйдут статьи.
Вот например одна из статей

https://www.sciencedirect.com/science/article/abs/pii/S1875510017302317

 

Stroncz 1116 17
Сен 23 #6

Спасибо за ссылку! Работа конечно основательная, тут спору нет. Но вот какой ценой даются эти параметры работы пласта при DTS+TTA?

Stroncz 1116 17
Сен 23 #7

Про DTS впервые услышал где-то ещё в районе 2005-2006 года, Ну то есть 18 лет уже как пролетело, а далее точечных ОПР дело не пошло. Не появилось ли такого ощущения, что в данном случае учёные мужи и девы делают науку ради науки за денюжки нефтяных компаний и до сих пор обещают нам по исследованиям горизонтов сладкую морковку?

Пример другой технологии исследования на горизонтах - маркеры от Геосплит, которые в пределах 10 лет предложили вполне понятные и уже опробованные решения по распределению притоков со стадий МГРП. 

Krichevsky 733 14
Сен 23 #8

Не уверен, что успешнее на рынке и что физически обоснованнее: маркеры или ОВС, но по моему мнению и то, и другое - это пока маргинальный рынок в России. Потому что знания о профиле притока или приемистости вдоль ГС это наверное хорошо для проектирования новых скважин или адаптации моделей, но применять их здесь и сейчас пока проблематично.

В подавляющей части ГС с МсГРП закрыть стадию нереально, сделать рефрак нереально. В обычных ГС с отсечением зон (кроме носка) похожая история.

А даже если и можно было бы - ну ок, скважина МсГРП на дохлые ФЕС (таких большинство), добывает одна стадия чистую воду. Но забойка все равно почти всегда на технологическом минимуме, закрыть эту стадию не поможет для Q нефти, а сокращение лифт костов не окупит даже диагностику.

Реальный профит может быть если закрывать стадии или секции с прорывами газа, потому что это как раз позволит снизить забойку, да и системе сбора поможет. Но оторочки разбуриваются семимильными шагами, а доступных компоновок, которые позволят управлять профилем, в широком внедрении не видно.

Так что это пока все супер-интересно для ученых и инженеров, и на ОПР проектах часто можно увидеть, но не более того.

Нет смысла в диагностике, если нельзя изменить терапию (с).

Stroncz 1116 17
Сен 23 #9

Владимир, прям отлично всё разложили, респект! Ток не понял что такое ОВС

Krichevsky 733 14
Сен 23 #10

Stroncz пишет:

Владимир, прям отлично всё разложили, респект! Ток не понял что такое ОВС

Опто-волоконные системы )

PetroleumEng 331 7
Сен 23 #11

Скорее всего проблема в не распространенности оптиволокна была в том что много данных генерирует. Сейчас кажется решили эту проблему. Норвежцы уже по всюду используют

https://www.linkedin.com/pulse/how-fiber-optics-changing-our-understanding-%C3%A5shild-hanne-larsen

Кроме того в Северной Америке используют вместо наземной сейсмики для мониторинга в реальном времени продвижения трещины

https://www.aogr.com/magazine/frac-facts/das-dts-put-new-light-on-stimulations

Возможно количественные данные сомнительные, но относительные качественные данные это уже хорошо чем в слепую двигаться вперед. К тому же бурятся тысяча скважин и полученная информация используется для оптимизации следующей скважины. Технология относительно дешевая. Кажется TGT за счет ОВС и вырос

Stroncz 1116 17
Сен 23 #12

PetroleumEng пишет:

https://www.aogr.com/magazine/frac-facts/das-dts-put-new-light-on-stimulations

Возможно количественные данные сомнительные, но относительные качественные данные это уже хорошо чем в слепую двигаться вперед.

Спасибо за сылку! Физика процесса примерно понятна:

Цитата:
 the microseismic dataset demonstrated clear associations with the strain and thermal effects noted on the fiber-based data. In other words, we see a direct correlation of the fiber-recorded strain changes with the presence of microseismic near or adjacent to the fiber. 

Но вот на уровне микросейсмы тоже как бы всем понятно было давно, но нюансов дизайна её проведения овердофига и вся штука потом упирается в качественную отфильтровку данных - задача до сих пор открытая. В случае DAS / DTS скорее всего то же самое творится, но тока до кучи ещё добавляются температурные эффекты не только самого растрескивания, но и взаимодействия жидкостей ГРП с пластовыми флюидами. Но сама методология прикольная - иметь в кармане не одну только акустическую микросейсму.

 

sNeG 857 14
Сен 23 #13

PetroleumEng пишет:

Кроме того в Северной Америке используют вместо наземной сейсмики для мониторинга в реальном времени продвижения трещины

все таки не наземной а скважинной микросейсмики. Знаю в Росии такие же попытки, но пока не увенчались успехом.

Но видимо за этим будущее

Stroncz 1116 17
Сен 23 #14

sNeG пишет:
 все таки не наземной а скважинной микросейсмики. Знаю в Росии такие же попытки, но пока не увенчались успехом.

В РФ технически успешно делали как наземную, так и скважинную микросейсмику. Но я предлагаю сам термин "успешность"  разбить на составляющие:

  1. проектирование / дизайн микросейсмики до полевых работ: подбор скважин-кандидатов, геометрия приёмников и скважин, оценка чувствительности систем наблюдения, лучевое моделирование.
  2. полевые работы: техническая успешность  - работоспособность датчиков, правильная их калибровка, отсутствие посторонних шумов.
  3. интерпретация: методика прошла успешное тестирование на синтетических данных.

По пунктам 1 и 3 вопросы к сервису до сих пор остаются открытыми, в особенности методика интерпретации, а вот 2 пункт компании вроде бы научились выполнять.

 

sNeG 857 14
Сен 23 #15

Stroncz пишет:

sNeG пишет:
 все таки не наземной а скважинной микросейсмики. Знаю в Росии такие же попытки, но пока не увенчались успехом.

В РФ технически успешно делали как наземную, так и скважинную микросейсмику. Но я предлагаю сам термин "успешность"  разбить на составляющие:

  1. проектирование / дизайн микросейсмики до полевых работ: подбор скважин-кандидатов, геометрия приёмников и скважин, оценка чувствительности систем наблюдения, лучевое моделирование.
  2. полевые работы: техническая успешность  - работоспособность датчиков, правильная их калибровка, отсутствие посторонних шумов.
  3. интерпретация: методика прошла успешное тестирование на синтетических данных.

По пунктам 1 и 3 вопросы к сервису до сих пор остаются открытыми, в особенности методика интерпретации, а вот 2 пункт компании вроде бы научились выполнять.

 

Я про микросейсмику и прочие исследования методом DAS - с помощью оптоволокна, именно про это была речь в статье и в вопросе.

Обычными примениками микросейсмику мы делаем с 2005 года и не только мы.

Вопросы 1-3 уже давно решены.

Stroncz 1116 17
Сен 23 #16

sNeG пишет:
 Вопросы 1-3 уже давно решены.

Ох... всем бы такую уверенность

Go to top