Окт 15
Коллеги. Есть ли примеры? какие то научные предпосылки что бы можно было так считать?
интересно любое мнение на данный счет.
как мне кажется в классическом виде (при записи ГИС) это сделать невозможно. сейчас появились примеры по оптиковолокну, которые дають распределение по стволу скважины. но и этого недостаточно.
вот если включить в конструкцию датчики давления и зная распределение температуры выходить на дебит. тут вот мне кажется уже что то можно получить.
Опубликовано
14 Окт 2015
Активность
21
ответ
5020
просмотров
10
участников
1
Рейтинг
Судя по вложению если знать дебит одного из пропластков и термограмму, то на общий дебит выйти можно....;)
за основу основ спасибо. это то же нужно для обсуждения. но это пройденный этап.
что то новее есть? в случае когда нет устьевы расходомеров?
Я на это и намекал не пишут сейчас только термограмму, пишут комплекс (ГИС) там есть расчёт дебита (расходомер), если конечно скважина работающая.
По поводу оптоволокна, у меня это была тема магистерской работы, правда для нефтяных скважин. Для информации я связался с компанией TGT, она как раз предоставляет такое оборудование https://tgtoil.com/technologies/hpt-high-precision-temperature-logging/hpt/tool-specifications/. Во первых, как видно, они сразу к оптоволокну прикрепляют датчики давления (иначе не вычислить плостность флюида в каждой точке. без чего не рассчитаешь баланс энергии). Также, для дополнительной точности предлагаются разные системы типо шумометрии и проч. Однако по поводу применимости все равно для меня вопрос остался открытым, поскольку в среднем точность расчета температуры в точке +-0,1 градус. По моим прикидкам это многовато, но здесь совсем не исключена ошибка с моей стороны.
P.S. Про полевые испытания на харьягинском месторождении тоталем можно в SPE-166845RU почитать
спасибо коллеги. уточнюсь что вопрос заключается в том что бы решать задачу без расходомера (который кстати зачастую или не калибруется нормально или не работает).
Есть метода Romero-Juarez, но с температурой есть много но. А именно значительное искажение температурного поля вблизи интервалов перфорации, поэтому чтобы адекватно оценить поинтервальный дебит интервалы должны быть далеко отстоящими. Еще одно но связано с тем, что поток должен быть однофазным, тобишь один газ. При многофазке можно применить моделирование и сравнивать с фактической кривой, но это уже шаманство.
Пока вертушка остается лучшим вариантом, если правильно подобрана под расходы и правильно откалибрована.
Мне кажется это шаманство, просто по термограмме дебит газа определять. Вот зная устьевой дебит, раскидать по пластам еще куда ни шло.
Если фантазировать, то амплитуда аномалии определяется депрессией. Если допустить что мы знаем более-менее к-т Джоуля-Томпсона, проницаемость, скин, геотерму и пластовое давление, то по Дюпюи можно прикинуть дебит. По-моему слишком много неизвестных.
а если мы например еще и единомоментно имеем данные с двух датчиков давления на разных глубинах по скважине?
Ну придется тебе решить уравнение течения в нкт относительно дебита, опять там куча неизвестных в том числе дебито-зависимые потери давления на трение.
ну вот тогда задача сводится к переносу методик, которые заложены в любом симуляторе в программу интерпретации ГИС. Техлог позволяет такое творить? кто нибудь знает? :)
Если не сложно, поделитесь, пожалуйста, полным PDF этой инструкции.
Спасибо.
Женя, Techlog безусловно подойдёт, но есть более адаптированный под PLT продукт - Kappa Emeraude.
Если ты хочешь решать задачи для Ваших субгоризонтальных скважин по термометрии - рекомендую "забить" до того, как ты начал это делать, ибо в этом случае адекватный результат получишь только с применением Array tools (MAPS Sondex, как пример), а именно: Spinner array и один из методов приток- состава (Capacitance или Resistance). Более того, программу исследований, практикуемую Вашим подрядчиком лично я бы изменил ( по своему опыту работы на других объектах).
Инструкция
спасибо за мнение) поспорить с этим сложно.
На устье не могут ДИКТ навернуть, а вы предлагаете MAPS с FSI.
Для моделирования температуры в стволе скважины аналитическим способом обычно используют модель Ramey, модифицированную в том или ином варианте с учетом эффекта Джоуля-Томсона и т.д.
Расчет общего дебита по термограмме - решение обратной задачи. Результаты моделирования имеют существенный недостаток - неодназначность интерпретации ввиду одновременного влияния на измерения множества процессов. А исходные параметры для модели часто бывают неизвестны и берутся как "средние" из различных литературных источников. На мой взгляд для газовой скважины можно давать довольно адекватную оценку дебита по термометрии. Хотя прежде нужно настроить модель с учетом имеющихся данных профиля по расходомеру. И делать это на типовых скважинах этого разреза, с аналогичной конструкцией скважины, флюида ...
Для многофазного флюида все гораздо сложнее - один и тот-же профиль температуры в скважине может сформироваться для различного количества и соотношения фаз этого флюида. Будет множество решений и неустойчивые результаты.
На сайте Гинтел есть краткое описание модуля моделирования термометрии
http://gintel.ru/products/plog/thermometry/
во, вот это по существу уже пошло. а то тема то на самом деле неоднозначная, и не зря я ее завел. есть геофизики, есть гидродинамики, есть интерпретаторы ГДИ, есть просто промысловики. и тут как бы надо аккумулировать все и выдать результат. истина где то рядом господа :)
Да, тема последние годы начала приобретать популярность за счёт внедрения новых технологий ОВС или как их еще называют DTS (distributed temperature sensing). Опытное внедрение проводили (проводят?) Лукойл и Газпром, про РН не знаю. Хотя ввиду сегодняшних экономических реалий проекты судя по всему задвинуты в доолгий ящик.
думаю интерес в DTS будет еще больше есля появится методика интерпретации "на лету", в том числе получение количественных параметров о гидродинамике пласта (в случае спуска оптики в ИП).
Женя, фирма Хуллибёртон именно это предлагает, а именно Permanent DTS. Спускается вместе с колонной/хвостовиком/фильтром. Можно произвести перфорацию ориентированную (чтобы не повредить файбер оптик). Обладает дико крутой разрешающей способностью с разнообразной областью применимости. Предоставляется все аппаратное и программное обеспечение для работы. По крайней мере , когда нам презентовали (не так давно) - все было так. Одно предприятие в нашем регионе недавно обустроило такой системой пару скважин на глубоководном шельфе (газоконденсатное месторождение). С результатами надеюсь ознакомиться после отпуска.
Из своего опыта могу сказать, что для ранее выбранной корелляции потерь давления по стволу можно подобрать дебит, но для этого нужно качественно настроить потери тепла по стволу скважины, подобрав коэффициент теплопроводности и используя модель энтальпии. Для примера для наших ачимовских залежей средний коэффициент теплопроводности равен 11, лучшая корелляция Ольговская трёхфазная, но температуры рассчитываются с погрешностью до 5 градусов, сильно влияет количество кондера. Итого, если использовать например эти данные как верные, то можно обработать результаты пги со спускаемым плт, хотя сам не пробовал.