Projektets bakgrund
Under hela livscykeln för olje- och gasutveckling i brunn XX konfronterades kunden med följande övervakningsutmaningar:
- Otillräcklig noggrannhet vid utvärdering av cementeringskvalitet, vilket gör det svårt att exakt verifiera cementets topphöjd och gränssnittet mellan cement med hög-densitet och låg-densitet;
- Komplexa perforeringsprocesser som kräver att man undviker optiska fibrer samtidigt som man övervakar perforeringsdjup och skottantal i realtid för att säkerställa driftsäkerhet och effektivitet;
- Svårigheter att lokalisera packarfel under pilotproduktionsfasen, vilket hindrar bedömningen av vätskeproducerande intervaller och utvärderingen av packarens täthet, vilket resulterar i otydliga pilotproduktionsresultat.
Vår lösning
Vi använde distribuerad optisk fiberavkänningsteknik (DTS och DAS) under olje- och gaskällans hela livscykel för att uppnå dynamisk övervakning i flera-steg:
Cementeringsfas:Genom att jämföra DTS-kurvor med konventionella akustiska loggningsdata med variabel densitet, verifierade vi cementens topphöjd och cementgränssnittets position;
Perforeringsfas:Kombinerad-DTS- och DAS-övervakning i realtid för att spåra temperatur- och vibrationssvar under perforering, vilket uppnår exakt matchning av perforeringsdjup och antal skott;
Pilotproduktionsfas:Använde DTS för att kontinuerligt övervaka temperaturförändringar i borrhålet. Genom temperaturkurvanalys identifierade vi vätskeproducerande intervaller och täthet hos packaren och lokaliserade exakt källan till vätskeflödet.
Slutliga resultat
Vid cementeringsövervakning visade DTS-kurvorna en hög grad av överensstämmelse med de akustiska variabla densitetsloggningsresultaten. Cementtopphöjden mättes till 1764,00 m för båda metoderna, och det faktiska gränssnittet mellan cement med hög-densitet och låg-densitet detekterades vid 3020 m (mot de förutspådda 2950 m), vilket verifierade övervakningsnoggrannheten;
Perforeringsövervakning identifierade tydligt positionerna och svarsegenskaperna för 7 skott i det nedre intervallet och 6 skott i det övre intervallet, med exakt djuppositionering;
Pilotproduktionsövervakning avslöjade onormal temperaturökning i det nedre intervallet genom DTS-temperaturkurvor, medan inga förändringar observerades i det övre oljetestintervallet. Detta fastställde exakt att packarfel orsakade uppåtgående kanalisering av lägre intervallvätska, vilket gav klienten tydliga bevis för feldiagnos.
Kundutvärdering
Kunden insåg verkligen effektiviteten av dynamisk övervakning av hela-livscykeln-. De ansåg att den integrerade applikationen av DTS- och DAS-teknik hade förbättrat övervakningsnoggrannheten och driftsäkerheten avsevärt. Speciellt vid perforeringsövervakning i realtid och plats för packningsfel gav den datastöd som var svårt att uppnå med traditionella metoder. Denna lösning vägledde effektivt tekniskt beslutsfattande-och felhantering, och gav nyckelteknisk support för borrhålsintegritetshantering och effektiv reservoarutveckling.