Horizontal wellbore production profile evaluation by distributed fiber-optic temperature surveillance

The main goal of the paper is demonstration of permanent downhole long-term monitoring capabilities for oil and gas production profile along horizontal wellbore in case of natural flow. The informational basis of the results obtained is the data of long-term temperature and acoustic monitoring in the borehole using a distributed fiber-optic sensor (DTS + DAS).

Materials and methods. At the same time, flowing bottom-hole pressure and surface rates were monitored at the well for rate transient analysis, as well as acoustic cross-well interference testing [1], based on the results of which “well-reservoir” system properties were evaluated, the cross-well reservoir properties of the were estimated, and the possibility of cross-well testing using downhole DTS-DAS equipment was justified.

The research results made it possible to assess reliability of DTS-DAS long-term monitoring analysis results in case of multiphase inflow and multiphase wellbore content. In particular, DTS-DAS results was strongly affected by the phase segregation in the near-wellbore zone of the formation.

Conclusions. In the process of study, the tasks of inflow profile for each fluid phase evaluation, as well as its changes during the well production, were solved. The reservoir intervals with dominantly gas production have been reliably revealed, and the distribution of production along the wellbore has been quantified for time periods at the start of production and after production stabilization.

horizontal production wells, permanent temperature monitoring, fiber-optic distributed temperature sensor (DTS) based on a sensor cable, distributed acoustic sensor, multiphase flow profile, thermometry

1. Ипатов А.И., Андриановский А.В., Воронкевич А.В., Гилемзянов Р.М. и др. Изучение сейсмоакустических эффектов в эксплуатационной горизонтальной скважине на основе оптоволоконного кабель-сенсора DAS // PROнефть. — 2021. — № 2. — С. 52–59.

2. Ипатов А.И., Кременецкий М.И., Каешков И.С., Клишин И.А., Солодянкин М.А., Фигура Е.В. Скрытый потенциал оптоволоконной термометрии при мониторинге профиля притока в горизонтальных скважинах // Нефтяное хозяйство. — 2014.– № 5. — С. 96–100.

3. Кременецкий М.И., Ипатов А.И., Каешков И.С., Буянов А.В. Опыт применения распределенной оптоволоконной термометрии при мониторинге эксплуатационных скважин в компании «Газпром нефть» // PROнефть. — 2017. — № 3 (5). — С. 55–64.

4. Кременецкий М.И., Ипатов А.И., Фигура Е.П. и др. Опыт эффективного мониторинга фонтанной горизонтальной нефтяной скважины с помощью распределенной оптоволоконной термометрии // Каротажник. — 2017. — № 8 (278). — С. 34–50.

5. Ипатов А.И., Кременецкий М.И. Применение оптоволоконных измерительных систем при исследованиях залежей на объектах «Газпром нефть» // Сборник тезисов докладов семинара «Проблемы и опыт разработки низкопроницаемых нефтяных и газовых коллекторов» Роснефть. — Уфа, 5–6.10.2018. — С.12.

6. Ипатов А.И., Кременецкий М.И. Эффективность исследований горизонтальных скважин с помощью распределенных оптоволоконных измерительных систем. Опыт компании «Газпром нефть» // Тезисы докладов 47-й научно-технической конференции «Современные информационные технологии в нефтяной и газовой промышленности». — Кисловодск, 23–25.10.2018.

7. Кременецкий М.И., Ипатов А.И. Стационарный гидродинамико-геофизический мониторинг разработки месторождений нефти и газа. Серия книг «Золотой фонд нефтегазовой науки». М.–Ижевск: ИКИ, 2018. — 796 с.

8. Кременецкий М.И., Ипатов А.И. Применение промыслово-геофизического контроля для оптимизации разработки месторождений нефти и газа. Том 2: Роль гидродинамико-геофизического мониторинга в управлении разработкой. М.–Ижевск: ИКИ, 2020. — 755 с.