Одним из наиболее развивающихся направлений в техническом плане на данный момент является мониторинг работы скважины. Стационарные точечные датчики дешевле и легче в установке и в эксплуатации. Однако несмотря на практичность и значительно меньшие трудозатраты, при использовании стандартных датчиков часто встречаются случаи поломки или некорректной регистрации замеров. Зачастую ситуация сложная с точки зрения замеров дебита скважин на устье. Замеры отдельных скважин дебита сепаратором проводятся нечасто, что не позволяет описать полностью динамику их работы для своевременного выявления потенциала увеличения добычи углеводородов.
Для преодоления данной проблемы автором была предложена методика стационарного мониторинга добычи на основе точечного датчика температуры. Первые работы в области анализа динамики изменения теплового поля в эксплуатационных скважинах проводились достаточно давно, и их совершенствование ведется до сих пор [1, 2]. Методика автора направлена на дополнительное определение дебита и восстановление изменяющихся режимов работы скважины. Полное описание методики представлено в статье [3]. Метод основывается на одном из главных термобарических эффектов — теплообмене потока со стенкой скважины. В основе методики лежит классическая модель Рейми [3]:

здесь и далее π — число «пи»; ΔТ — разница следующих температур: Т_с — температура на стенке скважины, Т_г — геотермическая температура пласта; Г — геотермический градиент температуры с глубиной; ΔТ_сo — температура на глубине пласта; z — расстояние от интервала работы пласта до глубины измерения; В — нормированный коэффициент теплоотдачи, с_γс — объемная теплоемкость заполнителя ствола скважины; Q — дебит скважины, f(t) — функция времени; λ_Т — теплопроводность пласта.
Благодаря чему можно предположить, что на достаточном удалении от интервала притока в скважину отдаление термограммы будет в основном зависеть от интенсивности работы пласта, а направление кривой схоже с направлением геотермограммы в скважине [3] (рис. 1).

Анализ поведения термограмм в скважине позволил сравнить распространение двух разных полей: давление и температура. В ходе чего было выявлено, что динамика изменения температуры похожа по своему поведению на динамику изменения поля давления, изучение которого в отрасли проводится более широким кругом исследователей. Данная аналогия натолкнула автора на разработку методики анализа динамики производительности и количественной оценки дебита на основе мониторинга температуры в стволе скважины. Добавлены следующие обозначения: Q_n — объемный дебит во время работы скважины в режиме № n; (t_n–t_n-1) — время работы скважины в режиме № n; ΔТ_n — приращение температуры; Е_i — интегральная показательная функция; a_T — температурапроводность среды; r_c — радиус скважины (формула 3–4).
При апробации методики были получены положительные результаты. Однако было выявлено, что расположение точечного датчика должно быть как минимум выше на сто метров от интервала работы или НКТ в низкодебитных горизонтальных скважинах [4].

Расположение датчика является фактором, влияющим на информативность и качество полученных результатов. Известно, что датчик зачастую находится ниже колонны НКТ, что позволяет не обращать внимания на возникающие тепловые шумы вследствие работы насоса в эксплуатационных скважинах. Однако часто точечный датчик в горизонтальных скважинах расположен в паре метров от рабочего горизонтального интервала, что заметно сказывается на поведении поля температур.

На рисунке 2 представлены записи датчиков температуры, проведенные в эксплуатационной скважине, когда датчик находится вблизи работающего пласта. Видно, что на поле температур помимо эффекта теплообмена также влияют эффекты смешивания в скважине, из-за чего яркие изменения режимов работы скважины не прослеживаются.

Однако если рассмотреть интервал, находящийся выше интервала НКТ (рис. 3), то уже после удаления от пласта на 50 метров можно увидеть моменты смены режимов работы скважины и провести количественную обработку интервалов. Как видно на графике, скважина работала стабильно долгое время, однако в апреле произошла непредвиденная ситуация, приведшая к ее остановке, что хорошо видно по плавному уменьшению температуры ствола.

Методика позволяет мониторить работу скважины как на качественном, так и на количественном уровне и оценить динамику ее работы. Однако ограничение расположения глубинного датчика может заметно снизить границы применимости методики.

Как было описано выше, интерпретация стационарного датчика температуры может быть воспроизведена на данных, на которые уже не влияют сторонние факторы, и термограмма по своей форме становится параллельна геотерме.
Для снятия данного ограничения была рассмотрена возможность размещения дополнительного точечного датчика температуры вблизи основного. Такая модернизация позволит проводить количественную обработку результатов измерений, даже если датчик располагается вблизи пласта (рис. 4).

Дополнительный датчик позволит не только решить проблему расположения исключительно в параллельных частях термограммы, но и увеличит качество получаемых результатов. Благодаря двум замерам на разных глубинах, появляется возможность восстановления истинной геотермы в скважине. Сама формула расчета дебита скважины также изменит свой вид. Добавлены следующие обозначения:

T₁ — температура на глубине измерения z₁; T₂ — температура на глубине измерения z₂ (формула 5–6).

Благодаря подобной модификации, методика становится применима для случаев, когда расположение датчика на значительном расстоянии от эксплуатируемого пласта технологически невозможно.

Предложенная конфигурация методики была опробована в вертикальной скважине с несколькими пластами. В скважину было спущено три прибора телеметрии у интервалов работы пласта. В ходе исследования был выявлен переток на остановке скважины, вследствие чего методику в исходном варианте использовать не получилось (рис. 5).

Было принято решение изменить методику и опробовать новый метод анализа данных, благодаря чему был определен наклон термограммы и распространен на преточный пласт. Полученный результат был сравнен с проинтерпретированными данными по глубине. Результаты сравнения представлены на рисунке 6.

Видна достаточно высокая сходимость полученных данных с реальным дебитом в скважине. Стоит также отметить, что благодаря методике можно получить динамику изменения дебитов по каждому из имеющихся пластов.