Field Comparative Evaluation of Distributed Fiber-Optic Sensing and MAPS PLT for Segregated Fracturing Horizontal Wells

Diep onder de grond, waar olie en gas gevangen zitten in gesteentelagen, worden ingenieurs geconfronteerd met een hardnekkige uitdaging: precies weten waar de brandstof uit een put komt. Bij modern boren kronkelt een enkele boorput vaak honderden meters horizontaal, waarbij deze door een lang stuk gesteente snijdt dat door hogedrukvloeistoffen is opengebroken om de opgeslagen hulpbronnen vrij te laten. Om te garanderen dat deze enorme investeringen renderen, moeten bedrijven het "productieprofiel" meten, een gedetailleerde kaart die laat zien hoeveel olie en water elke specifieke sectie van de put bijdraagt. Zonder deze kaart vliegen operators in feite blind, niet in staat om te bepalen of een specifieke barst in het gesteente productief is of dat de vloeistof uit de verkeerde richting komt. Decennialang was de standaardmanier om deze kaart te verkrijgen het laten zakken van een fysieke tool aan een kabel in de put, vergelijkbaar met een arts die een stethoscoop gebruikt om direct naar de stroming te luisteren en deze te meten. Deze methode heeft echter beperkingen; de tools zijn lang en stijf, waardoor ze moeilijk te manoeuvreren zijn door de nauwe, gebogen paden van een horizontale put, en ze raken vaak vast of bereiken het uiteinde van de lijn niet.

Een nieuwere aanpak is ontstaan om deze problemen op te lossen, waarbij gebruik wordt gemaakt van een dunne glasvezelstreng die fungeert als een continue sensor over de gehele lengte van de put. In plaats van een enkel meetpunt, luistert deze vezel naar de subtiele veranderingen in temperatuur en geluid veroorzaakt door de bewegende vloeistof door het gesteente. Een recente studie door onderzoekers van de China National Petroleum Corporation zette zich erop gericht om deze twee zeer verschillende methoden zij aan zij in de echte wereld te vergelijken. Ze wilden weten of de nieuwe glasvezeltechnologie de nauwkeurigheid van de traditionele tools kon evenaren terwijl deze een betere betrouwbaarheid bood, en of de twee methoden het eens waren over welke delen van de put daadwerkelijk produceerden.

De onderzoekers voerden hun test uit in het Liaohe-olieveld in China, waarbij ze zich concentreerden op vier horizontale putten die waren gekraakt om olie en gas vrij te laten. Ze kozen een specifieke put, BH303, voor een gedetailleerde head-to-head vergelijking omdat deze een duidelijk beeld gaf van het productieproces. In deze put, die 641 meter horizontaal reikt, gebruikte het team eerst het nieuwe glasvezelsysteem. Dit systeem bestond uit een gespecialiseerde kabel met glasvezels en stroomkabels, die door een spiraalvormige buis in de put werd getrokken. De vezel registreerde de temperatuur van de vloeistof terwijl deze uit het gesteente naar buiten stroomde en opnieuw toen de put werd afgesloten. Door de temperatuurveranderingen te vergelijken, kon het systeem exact berekenen waar de vloeistof de put binnenkwam. Dit proces duurde ongeveer 29 uur en vereiste dat de put stabiel was, wat een continu, ononderbroken beeld van de gehele put opleverde, hoewel gegevens van de eerste cluster aan de teen niet werden verkregen.

Vervolgens liet het team de traditionele array imaging tool in dezelfde put zakken. Dit apparaat is een lang, zwaar instrument vol sensoren die de snelheid van de vloeistof en de hoeveelheid water gemengd met de olie meten. Het is ontworpen om op verschillende snelheden op en neer te worden gesleept om een momentopname van de stroming te maken. De fysieke aard van dit instrument bleek echter problematisch. Tijdens de test kwam het lange, stijve instrument meerdere malen vast te zitten in de boorput. Ondanks pogingen om de put schoon te maken en de tool te bevrijden, kon het het uiteinde van het horizontale gedeelte niet bereiken, waardoor gegevens van de clusters van breuken aan de verre punt werden gemist. In contrast hiermee bewoog de glasvezelkabel, die dun en flexibel is, zonder de mechanische vastzittende problemen die de traditionele tool teisterden, en legde gegevens vast van bijna alle breukclusters, hoewel de testduur voor een andere put (BH313) werd verlengd vanwege een data-anomalie.

Toen de onderzoekers de resultaten van de twee methoden vergeleken, was het algemene beeld opmerkelijk consistent. Beide technologieën waren het eens over het grote plaatje: het midden en het begin (de "hiel") van de put produceerden de meeste olie, terwijl het uiterste einde (de "teen") zeer weinig produceerde. Ze waren ook het eens over welke specifieke secties het meest productief waren. Echter, bij het kijken naar de fijne details van individuele breukclusters waren er kleine verschillen in de exacte cijfers. Bijvoorbeeld, de ene methode zou kunnen suggereren dat een specifieke sectie iets meer water produceerde dan de andere, maar de algemene trend bleef hetzelfde. De studie vond dat de glasvezelmethode bijzonder goed was in het matchen van de traditionele tool wanneer er naar grotere secties van de put werd gekeken, oftewel "stadia", in plaats van op het niveau van elke afzonderlijke kleine breuk.

De onderzoekers keken ook naar waarom sommige delen van de put meer produceerden dan andere. Ze ontdekten dat de kwaliteit van het gesteente zelf de belangrijkste drijfveer was. Secties met meer poreus gesteente en een hogere natuurlijke permeabiliteit produceerden meer olie, ongeacht welke meettool werd gebruikt. Dit bevestigde dat beide methoden betrouwbaar genoeg waren om de verzamelde geologische gegevens te vertrouwen. De studie concludeerde dat hoewel de traditionele tools nog steeds nuttig zijn, het glasvezelsysteem een duidelijk voordeel biedt in moeilijke putten waar het risico op vastlopen een reëel gevaar is. Het biedt een volledig, continu beeld van de put zonder de mechanische defecten die de oudere, volumineuzere instrumenten teisteren. De bevindingen suggereren dat operators in de toekomst kunnen vertrouwen op deze continue sensormethode om een duidelijker, veiliger en completer begrip te krijgen van hoe hun putten presteren, waardoor wordt gewaarborgd dat de complexe engineering van het fractureren van horizontale putten wordt gestuurd door nauwkeurige, realtime informatie.