georesГеоресурсыGeoresources1608-50431608-5078Georesursy LLC10.18599/grs.2023.3.19geores-48Research ArticleГЕОЛОГО-ГЕОХИМИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ, ПОИСК, РАЗВЕДКА И РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВGEOLOGICAL-GEOCHEMICAL RESEARCH, PROSPECTING, EXPLORATION AND DEVELOPMENT OF HYDROCARBON FIELDSРезультативность долговременного температурного мониторинга при оценке расхода в добывающих и нагнетательных скважинахThe permanent temperature monitoring for flow rate quantification in production and injection wellsКременецкийМ. И.KremenetskiyM. I.

Михаил Израилевич Кременецкий – доктор тех. наук, эксперт;

профессор кафедры геофизических информационных систем

190000, Санкт-Петербург, наб. реки Мойки, д. 75–79, лит. Д

Mikhail I. Kremenetskiy – Dr. Sci. (Engineering), Expert;

Professor of the Well Logging Department

75–79, lit. D, Moyka river emb., St.Petersburg, 190000

kremenetskiymi@gmail.comКричевскийВ. М.KrichevskyV. M.

Владимир Маркович Кричевский – ассистент кафедры геофизических информационных систем

119991, Москва, пр. Ленинский, д. 65, корп. 1

Vladimir M. Krichevsky –Assistant of the Well Logging Department

65, build. 1, Leninsky ave., Moscow, 190991

СоловьеваВ. В.SolovievaV. V.

Виктория Витальевна Соловьева – аспирант кафедры геофизических информационных систем

119991, Москва, пр. Ленинский, д. 65, корп. 1

Viktoria V. Solovieva – Postgraduate student of the Well Logging Department

65, build. 1, Leninsky ave., Moscow, 190991

НиконороваА. Н.NikonorovaA. N.

Анастасия Николаевна Никонорова – аспирант кафедры геофизических информационных систем

119991, Москва, пр. Ленинский, д. 65, корп. 1

Anastasia N. Nikonorova – Postgraduate student of the Well Logging Department

65, build. 1, Leninsky ave., Moscow, 190991

Научно-Технический Центр «Газпром нефти»; РГУ (НИУ) нефти и газа им. И.М. ГубкинаРоссияGazpromneft Scientific and Technical Center; National University of Oil and Gas “Gubkin University”Russian FederationРГУ (НИУ) нефти и газа им. И.М. ГубкинаРоссияNational University of Oil and Gas “Gubkin University”Russian Federation202306042024253151162Copyright © Кременецкий М.И., Кричевский В.М., Соловьева В.В., Никонорова А.Н., 20242024Кременецкий М.И., Кричевский В.М., Соловьева В.В., Никонорова А.Н.Kremenetskiy M.I., Krichevsky V.M., Solovieva V.V., Nikonorova A.N.Данная работа распространяется под лицензией Creative Commons Attribution 4.0.This work is licensed under a Creative Commons Attribution 4.0 License.https://www.geors.ru/jour/article/view/48

Работа посвящена методике онлайн-мониторинга производительности эксплуатационной скважины по результатам долговременных измерений температуры в стволе вне интервалов работающих пластов. Аналитические зависимости, используемые для определения динамики расхода, основаны на выявленных с помощью моделирования и промысловых исследований закономерностях поведения температуры в интервалах движения жидкости и газа по стволу на удалении от мест поступления флюида в ствол скважины. Градиент температуры в таких интервалах практически не меняется во времени и близок к геотермическому независимо от того, стабильны приток или закачка либо скважина эксплуатируется в нестационарном или циклическом режиме. Это позволяет описать изменения во времени температуры в стволе и плотности теплового потока на его стенке аналитическими соотношениями, а также связать динамику плотности теплового потока с объемным расходом движущегося по стволу флюида.Дано обоснование применения операции деконволюции нестационарной температуры для определения характера изменения расхода во времени при существенно нестабильном режиме работы скважины. С применением этой операции рассматриваемый способ интерпретации результатов мониторинга температуры может быть использован и для случая, когда расход в стволе меняется во времени не только циклически, но и непрерывно.Для реализации предлагаемого подхода может использоваться широкий спектр измерительных датчиков, в том числе стационарных, распределенных по длине ствола скважины систем на основе оптоволокна.

A technique for monitoring of a production well rate dynamics based on the results of long-term temperature measurements in the wellbore at a certain depth which is significantly higher than the productive formation in real time is presented. The proposed analytical approaches for the well rate evaluation are based on the classical temperature behavior in the intervals of liquid and gas movement along the wellbore at a relatively far from the target formations. The temperature gradient in such intervals practically does not change with time and is close to geothermal, regardless of whether the inflow or injection is stable over time, or the well is in an unstable and cyclic production. It makes possible to find a relationship between the temperature change and heat flux density on the wellbore with simple and clear analytical approach, and to associate the heat flux density dynamics with the flow rate of the fluid moving along the wellbore. The main novelty of the presented publication is the justification of temperature deconvolution application for well rate changes vs time evaluation on a substantially non-stationary well production or injection conditions. The presented approach of permanent temperature monitoring interpretation is applicable not only for cases of step well rate changes, but also for cases of gradual well rate changes vs time. A wide range of measuring sensors can be used for presented approach implementation, including permanent fiber-based distributed along the length of the wellbore systems.

контроль разработки месторождений углеводородовэксплуатационные добывающие и нагнетательные скважиныпромыслово-геофизические методы исследования скважинтермометрия скважиндолговременный мониторинг температурыраспределенные по стволу датчики на основе оптоволокнаreservoir surveillance of oil and gas fieldsproduction and injection wellsproduction loggingtemperature loggingstationary monitoring of temperatureРабота выполнена в рамках программы прикладных научных исследований РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, финансируемой Министерством науки и высшего образования РФ.The work was carried out within the framework of the applied scientific research program of the Gubkin University, funded by the Ministry of Science and Higher Education of the Russian Federation.ReferencesБраун Дж., Рогачев Д. (2005). Распределенные системы контроля температуры на базе современных волоконно-оптических датчиков. Технологии ТЭК, (1), с. 5–11.Aibazarov M., Kaliyev B., Mutaliyev G., Vignati E., Gulyaev D., Krichevsky V., Buyanov A. (2019). Well Spacing Verification At Gas Condensate Field Using Deconvolution Driven Long-Term Pressure and Rate Analysis. SPE Russian Petroleum Technology Conference. Society of Petroleum Engineers, SPE-196925-MS. https://doi.org/10.2118/196925-MSВалиуллин Р.А., Рамазанов А.Ш., Хабиров Т.Р., Садретдинов А.А., Закиров М.Ф., Шарафутдинов Р.Ф., Яруллин Р.К. (2022). Опыт использования симуляторов при интерпретации термических и термогидродинамических исследований. PROНЕФТЬ. Профессионально о нефти, 7(1), с. 99–109.Bao X., Chen L. (2012). Recent Progress in Distributed Fiber Optic Sensors. Sensors, 12(7), р. 8601–8639. https://doi.org/10.3390/s120708601Гуляев Д.Н., Ипатов А.И., Кременецкий М.И., Мельников С.И., Михайленко Е.Е. (2012а). Управление разработкой на основе долговременного гидродинамического мониторинга на примере ЗападноСалымского месторождения. Нефтяное хозяйство, (12), с. 36–39.Braun J., Rogachev D. (2005). Distributed temperature control systems based on modern fiber-optic sensors. Tekhnologii TEK, (1), pp. 5–11. (In Russ.)Гуляев Д.Н., Кокурина В.В., Кременецкий М.И., Кричевский B.Н., Мельников C.И. (2012б). Анализ взаимовлияния скважин по результатам стационарного глубинного мониторинга на основе секторного моделирования. Нефтяное хозяйство, (5), с. 82–85.Gulyaev D.N., Ipatov A.I., Kremenetsky M.I. et al. (2012a). Wells interference determination by permanent down-hole monitoring on base of sector modeling. Neftyanoe khozyaystvo = Oil Industry, (12), pp. 36–39. (In Russ.)Ипатов А.И., Кременецкий М.И. (2012). Долговременный мониторинг промысловых параметров, как знаковое направление современных ГДИС. Инженерная практика, (9), с. 4–8.Gulyaev D.N., Kokurina V.V., Kremenetsky M.I. et al. (2012b). Analysis of Well Mutual Influence Based on the Results of Stationary Deep Monitoring Based on Sector Modeling. Neftyanoe khozyaystvo = Oil Industry, (5), pp. 82–85. (In Russ.)Ипатов А.И., Кременецкий М.И., Андриановский А.В., Трусов А.В., Гуляев Д.Н., Соловьева В.В. (2022). Цифровые решения в области инструментального контроля разработки месторождений на основе распределенных оптоволоконных измерительных систем. Нефтяное хозяйство, (3), с. 54–60. https://doi.org/10.24887/0028-2448-2022-3-54-60Gringarten A.C. (2008). From Straight Lines to Deconvolution: The Evolution of the State of the Art in Well Test Analysis. SPE Reservoir Evaluation & Engineering, 11(01), рp. 41–62. https://doi.org/10.2118/102079-PAИпатов А.И., Кременецкий М.И., Каешков И.С., Буянов А.В. (2016). Промыслово-геофизический контроль эксплуатации горизонтальных скважин с помощью распределенных оптоволоконных стационарных измерительных систем. Нефтяное хозяйство, (12), с. 69–71.Hartog A.H. (2017). An introduction to distributed optical fiber sensors. Boca Raton: CRC Press, 472 р. https://doi.org/10.1201/9781315119014Коваленко И.В., Немирович Г.М., Ильясов И.Р., Буянов А.В., Гуляев Д.Н. (2018). Применение технологии импульсно-кодового гидропрослушивания при заводнении в сложных геологических условиях. Нефтяное хозяйство, (6), с. 102–107. https://doi.org/10.24887/0028-2448-2018-6-102-106Ipatov A.I., Kaeshkov I.S., Krementskiy M.I., Bazhenov D.U., Buyanov A.V., Panarina E.P., Figura E.V., Klishin I.A., Nukhaev M.T. (2017). Complex Distributed Permanent Monitoring System for Horizontal Wells. Noviy-Port Field Case Study. SPE Russian Petroleum Technology Conference, Society of Petroleum Engineers, SPE-187769-MS. https://doi.org/10.2118/187769-MSКременецкий М.И., Ипатов А.И. (2020). Применение промысловогеофизического контроля для оптимизации разработки месторождений нефти и газа. Т. 2: Роль гидродинамико-геофизического мониторинга в управлении разработкой. М.; Ижевск: Ин-т компьютерных исследований, 756 с.Ipatov A.I., Kremenetsky M.I. (2012). Long-term monitoring of field parameters as a landmark direction of modern well test. Inzhenernaya praktika, (9), pp. 4–8. (In Russ.)Кременецкий М.И., Ипатов А.И., Гуляев Д.Н. (2012). Информационное обеспечение и технологии гидродинамического моделирования нефтяных и газовых залежей. М.; Ижевск: Ин-т компьютерных исследований, 894 с.Ipatov A.I., Kremenetsky M.I., Kaeshkov I.S., Buyanov A.V. (2016). Horizontal well production monitoring with distributed temperature sensor. Neftyanoe khozyaystvo = Oil Industry, (12), pp. 69–71. (In Russ.)Мартынов В.Г., Ипатов А.И., Кременецкий М.И., Гуляев Д.Н., Кричевский В.М., Кокурина В.В., Мельников С.И. (2014). Развитие геофизического и гидродинамического мониторинга на этапе перехода к разработке трудноизвлекаемых запасов нефти. Нефтяное хозяйство, (3), с. 106–109.Ipatov A.I., Kremenetskiy M.I., Andrianovskiy A.V., Trusov A.V., Gulyaev D.N., Solov’eva V.V. (2022). Digital solutions for field development surveillance based on permanent distributed fiber-optic systems. Neftyanoe khozyaystvo = Oil Industry, (3), pp. 54–60. https://doi.org/10.24887/0028-2448-2022-3-54-60Молчанов А.А., Абрамов Г.С. (2004). Бескабельные измерительные системы для исследования нефтегазовых скважин (теория и практика). М.: ОАО “ВНИИОЭНГ”, 516 с.Kovalenko I.V., Nemirovich G.M., Ilyasov I.R. et al. (2018). The usage of impulse-code interference technology during water flooding in difficult geological conditions. Neftyanoe khozyaystvo = Oil Industry, (6), pp. 102–107. (In Russ.) https://doi.org/10.24887/0028-2448-2018-6-102-106Непримеров Н.Н., Пудовкин М.А., Марков А.И. (1968). Особенности теплового поля нефтяного месторождения. Казань: Изд-во Казан. ун-та, 164 с.Kremenetsky M.I., Ipatov A.I. (2020). Application of field and geophysical control to optimize the development of oil and gas fields. Vol. II. The role of hydrodynamic and geophysical monitoring in development management. Moscow, Izhevsk, 756 p. (In Russ.)Панарина Е.П., Мельников С.И., Кременецкий М.И. (2015). Промыслово-геофизический мониторинг многопластовых скважин, оборудованных насосами (ЭЦН) и байпасными системами Y-tool. Каротажник, (9), с. 14–24.Kremenetsky M.I., Ipatov A.I., Gulyaev D.N. (2012). Information support and technologies for hydrodynamic modeling of oil and gas deposits. Moscow, Izhevsk, 894 p. (In Russ.)Пудовкин М.А., Саламатин А.Н., Чугунов В.А. (1977). Температурные процессы в действующих скважинах. Казань: Изд-во Казан. ун-та, 168 с.Malanya G., Butula K., Burdin K., Khaziev M., Kuzmin S., Kaeshkov I., Kremenetskiy M. (2016). Successful Experience of Estimating Injection Flow Profile in Horizontal Wells Completed with Multistage Fracs in Conventional Reservoirs Using CT Conveyed Distributed Temperature Sensing. SPE Russian Petroleum Technology Conference and Exhibition, SPE-182086-MS https://doi.org/10.2118/182086-MSСоловьева В.В., Кременецкий М.И. (2022). Контроль динамики производительности эксплуатационной скважины по результатам долговременного мониторинга температуры в стволе. Научный журнал Российского газового общества, (4), с. 38–50.Martynov V.G., Ipatov A.I., Kremenetsky M.I. et al. (2014). Permanent reservoir monitoring by logging gages at the stage of tight oil recovery. Neftyanoe khozyaystvo = Oil Industry, (3), pp. 106–109. (In Russ.)Якин М.В., Сафиуллин И.Р., Коровин В.М., Адиев И.Я. (2016). Определение индивидуальных гидродинамических характеристик пластов по результатам долговременного мониторинга работы скважин геофизическим комплексом «Спрут». Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности, (12), с. 4–9.Molchanov A. A., Abramov G. S. (2004). Cableless measuring systems for the study of oil and gas wells (theory and practice). Moscow: VNIIOENG, 516 p. (In Russ.)Aibazarov M., Kaliyev B., Mutaliyev G., Vignati E., Gulyaev D., Krichevsky V., Buyanov A. (2019). Well Spacing Verification At Gas Condensate Field Using Deconvolution Driven Long-Term Pressure and Rate Analysis. SPE Russian Petroleum Technology Conference. Society of Petroleum Engineers, SPE-196925-MS. https://doi.org/10.2118/196925-MSNeprimerov N.N., Pudovkin M.A., Markov A.I. (1968). Features of the thermal field of an oil field. Kazan: KSU, 164 p. (In Russ.)Bao X., Chen L. (2012). Recent Progress in Distributed Fiber Optic Sensors. Sensors, 12(7), рp. 8601–8639. https://doi.org/10.3390/s120708601Panarina E.P., Melnikov S.I., Kremenetsky M.I. (2015). Production log monitoring of multiformation wells equipped with electric submersible pumps and bypass y-tools. Karotazhnik, (9), pp. 14–24. (In Russ.)Gringarten A.C. (2008). From Straight Lines to Deconvolution: The Evolution of the State of the Art in Well Test Analysis. SPE Reservoir Evaluation & Engineering, 11(01), рp. 41–62. https://doi.org/10.2118/102079-PAPudovkin M.A., Salamatin A.N., Chugunov V.A. (1977). Temperature processes in operating wells. Kazan: KSU, 168 p. (In Russ.)Hartog A.H. (2017). An introduction to distributed optical fiber sensors. Boca Raton: CRC Press, 472 р. https://doi.org/10.1201/9781315119014Ramey H.J. (1962). Wellbore Heat Transmission. Journal of Petroleum Technology, 14, p. 427–435. https://doi.org/10.2118/96-PAIpatov A.I., Kaeshkov I.S., Krementskiy M.I., Bazhenov D.U., Buyanov A.V., Panarina E.P., Figura E.V., Klishin I.A., Nukhaev M.T. (2017). Complex Distributed Permanent Monitoring System for Horizontal Wells. Noviy-Port Field Case Study. SPE Russian Petroleum Technology Conference, Society of Petroleum Engineers, SPE-187769-MS. https://doi.org/10.2118/187769-MSSolov’eva V.V., Kremenetskiy M.I. (2022). Gas well productivity monitoring based on the results of permanent temperature monitoring in the wellbore. Nauchnyy zhurnal Rossiyskogo gazovogo obshchestva, 4(36), pp. 38–50. (In Russ).Malanya G., Butula K., Burdin K., Khaziev M., Kuzmin S., Kaeshkov I., Kremenetskiy M. (2016). Successful Experience of Estimating Injection Flow Profile in Horizontal Wells Completed with Multistage Fracs in Conventional Reservoirs Using CT Conveyed Distributed Temperature Sensing. SPE Russian Petroleum Technology Conference and Exhibition, SPE-182086-MS. https://doi.org/10.2118/182086-MSValiullin R.A., Ramazanov A.Sh., Khabirov T.R., Sadretdinov A.A. et al. (2022). Experience in using simulators for interpretation of thermal and thermohydrodynamic studies, PRONEFT, 7(1), pp. 99–109. (In Russ.)Ramey H.J. (1962). Wellbore Heat Transmission. Journal of Petroleum Technology, 14, pp. 427–435. https://doi.org/10.2118/96-PAYakin M.V., Safiullin I.R., Korovin V.M., and I. Ya. (2016). Use of “sprut” geophysical complex to determine formations’ individual hydrodynamic characteristics by the results of wells’ long-term monitoring. Avtomatizatsiya, telemekhanizatsiya i svyaz’ v neftyanoy promyshlennosti, (12), pp. 5–10. (In Russ.)

The authors declare that there are no conflicts of interest present.