DK174493B1 - Fremgangsmåde til styring af injektionsfrakturers udbredelsesretning i permeable formationer - Google Patents
Fremgangsmåde til styring af injektionsfrakturers udbredelsesretning i permeable formationer Download PDFInfo
- Publication number
- DK174493B1 DK174493B1 DK200100826A DKPA200100826A DK174493B1 DK 174493 B1 DK174493 B1 DK 174493B1 DK 200100826 A DK200100826 A DK 200100826A DK PA200100826 A DKPA200100826 A DK PA200100826A DK 174493 B1 DK174493 B1 DK 174493B1
- Authority
- DK
- Denmark
- Prior art keywords
- sub
- formation
- production
- bore
- injection
- Prior art date
Links
- 238000002347 injection Methods 0.000 title claims abstract description 63
- 239000007924 injection Substances 0.000 title claims abstract description 63
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 49
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 16
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 title description 39
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 48
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 16
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 15
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 abstract description 4
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 10
- 208000015181 infectious disease Diseases 0.000 description 8
- 230000008859 change Effects 0.000 description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 4
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 2
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 2
- 230000002349 favourable effect Effects 0.000 description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 description 2
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 239000000853 adhesive Substances 0.000 description 1
- 230000001070 adhesive effect Effects 0.000 description 1
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 238000001802 infusion Methods 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 230000001902 propagating effect Effects 0.000 description 1
- 230000002123 temporal effect Effects 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
- E21B49/006—Measuring wall stresses in the borehole
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
Description
i DK 174493 B1
Den foreliggende opfindelse angår en forbedret fremgangsmåde af den generelle art, hvor man til produktion af olie eller gas fra en formation, ved siden af hinanden, danner en første og en anden produktionsboring, samt 5 etablerer en yderligere boring, en såkaldt injektionsboring, der udstrækker sig ved og mellem den første og den anden boring, idet der, mens der produceres olie eller gas, ledes en væske til injektionsboringen og ud i formationen i en tidsperiode 10
Opfindelsen er baseret på, at der under tilførslen af væske til en injektionsboring ved høje injektionsrater kan opstå frakturer, der udbreder sig ud fra injektionsboringen gennem de områder af formationen, der har naturlige 15 svagheder, og/eller i retning af formationens maksimale horisontale spænding σ'Η. Disse frakturer er uønskede, såfremt de medfører en ukontrolleret bortstrømning af væsken fra injektionsboringen direkte ind i enten den ene eller den anden tilstødende produktionsboring, hvorved 20 produktionsforholdene ikke er optimale Dannelsen af frakturer har dog generelt den fordel, at den tilførte væske hurtigere kan ledes ind i den omkringliggende formation over en større vertikal flade og dermed hurtigere kan fortrænge indholdet af olie eller gas.
25
Ved opfindelsen søger man at tilvejebringe en ganske særlig fraktur, der strækker sig ud fra en injektionsboring, for at optimere produktionen af olie eller gas Nærmere bestemt bliver det i henhold ril opfindelsen muligt at 30 styre udbredelsen af en sådan fraktur, så frakturen har et kontrolleret forløb og i vidt omfang udstrækker sig i 2 DK 174493 B1 et lodret plan langs med og sammenfaldende med injektionsboringen
Dette opnås ved, at der i forbindelse med den mdled-5 mngsvis omtalte fremgangsmåde foretages en i det mindste tilnærmet bestemmelse af den maksimalt tilladelige mjek-tionsrate Iraa i perioden Ti for undgåelse af frakture-ringsbrud i injektionsboringen, når der tilledes væske, ved at injektionsraten I for væsken tilført mjektionsbo-10 ringen holdes under den nævnte maksimalt tilladelige m-jektionsrate Ima>: i den nævnte første tidsperiode T1( og ved at injektionsraten I forøges til en værdi over Imax efter udløbet af tidsperioden Ti, når relationen σ'hoop <= o'h er opfyldt Med betegnelsen "injektionsrate" menes i 15 denne sammenhæng mængden af væske, udtrykt som mængde per tidsenhed, der ledes til injektionsboringen.
Den maksimalt tilladelige injektionsrate Ima;< for undgåelse af frakturenngsbrud kan eksempelvis bestemmes eller 20 estimeres ved den såkaldte "step-rate"-test, hvor mjek-tionsraten trinvist forøges samtidig med at tilvæksten af trykket i borehullet overvåges. Når kurven, der afspejler denne relation, pludseligt ændrer hældning tolkes dette i henhold til gældende teorier som begyndende frakturering, 25 og injektionsraten I, der frembringer denne frakturering, benævnes i det følgende Imax
Som angivet i krav 2 foretrækkes det, at boringerne etableres så de forløber i det væsentlige horisontalt, hvor-30 ved formationens lodrette spændinger bibringer yderligere til opfindelsen Med betegnelsen "i det væsentlige horisontalt" menes i denne tekst boringer, der udstrækker sig 3 DK 174493 B1 inden for et vinkelinterval på +/- ca 25° i forhold det horisontale plan
Det foretrækkes endvidere, at der før etableringen af bo-5 ringerne foretages en estimering af retningen af formationens naturlige største effektive hovedspænding σ'Η i området ved den planlagte placering af boringerne, og at boringerne udstrækker sig indenfor intervallet + /- ca 25° i forhold til denne retning 10
Fra tysk patent nr. 3120479 kendes en metode til at frembringe en in]ektionsfraktur. For at styre frakturens udbredelse må der i henhold til denne kendte metode etableres to lnjektionsboringer, hvilket giver en betragtelig 15 forøgelse af omkostningerne Patentskriftet anviser ikke, hvorledes frakturudbredelsen kan styres, når der alene er etableret en mjektionsfraktur
Opfindelsen vil i det følgende blive forklaret nærmere 20 under henvisning til tegningen, der viser et udførelseseksempel
Fig. 1 viser to produktionsboringer, hvorfra der produceres olie eller gas, samt hovedspændingernes orientering i 25 den omkringliggende formation,
Fig 2 viser spændingerne i formationen i fig 1 efter seks måneders produktion, 30 Fig 3 viser to produktionsboringer, hvorfra der produceres olie eller gas, samt en mgektionsbonng, hvortil der 4 DK 174493 B1 tilføres væske, samt hovedspændingernes orientering i den omkringliggende formation,
Fig 4 viser spændingerne i formationen i fig. 3 efter 5 seks måneders produktion og tre måneders vandtilførsel,
Fig 5 forklarer de indgående spændingsnotationer ved m-3 ekt lonsbo ringer., 10 Fig 6 viser den tidslige udvikling af spændingerne umiddelbart over injektionsboringen i fig. 5, og
Fig 7 viser en typisk relation mellem trykket l injektionsboringen og mj ekticnsraten.
15 I fig 1 er med henvisningstallene 5, 10 vist to produk tionsboringer til produktion af olie eller gas fra en kridtholdig formation 1 Produktionsboringerne 5, 10 ud strækker sig i et tilnærmelsesvis fælles plan i formatio-20 nen 1 i en dybde på eksempelvis ca 7000 fod under havoverfladen Det viste fælles plan er horisontalt, men kan have en vilkårlig orientering Eksempelvis kan produktionsboringerne 5, 10 udstrække sig i et plan med en hældning i intervallet +/- ca. 25° i forhold til det honson-25 tale plan.
Produktionsboringerne 5, 10 er på konventionel måde via opadrettede boringer i områderne 16, 20 forbundet med et brøndhoved, hvorfra olie eller gas fra formationen 1 le-30 des til et fordelingssystem på overfladen Boringerne 5, 10, 16, 20 etableres som normalt ved boring fra overfladen 5 DK 174493 B1
Produktionsboringerne 5, 10 kan have en længdeudstrækning på eksempelvis ca 10000 fod og forløber fortrinsvis indbyrdes parallelt i en afstand på eksempelvis ca 1200 5 fod Produktionsboringerne 5, 10 kan dog inden for opfindelsens rammer divergere en anelse i retning fra områderne 16, 20 Den i fig 1 viste situation er repræsentativ for et virkeligt forekommende boreforløb, idet den angivne skala beskriver afstande i fod.
10
Til brug for den følgende diskussion vil det effektive spændingsfelt i formationen 1 blive udtrykt ved symbolerne σ'ν, der er den lodrette spændingskomposant, σ'Η/ der er den maksimale vandrette spændingskomposant, samt a'h/ 15 der er den vandrette spændingskomposant vinkelret på σ'h De effektive spændinger σ'ν, σ'Η samt a'h kan bestemmes eller estimeres ved hjælp af elasticitetsteorien, idet der tages højde for påvirkningen fra strømmende væsker eller gasser i formationen En sådan strømning giver an- 20 ledning til volumenkræfter i overensstemmelse med følgende formel 1) b>=-p dp/dx , by=-p dp/dy , bz=-p dp/dz, 25 hvor p er poretrykket, mens β er den såkaldte Biot- faktor Effekten af disse volumenkræfter på det effektive spændingsfelt kan ligeledes beregnes ved hjælp af elasticitetsteorien .
30 Fig 1 viser med henvisningstallet 2 forløbet af hovedspændingerne i formationen 1 i det viste plan efter en 6 DK 174493 B1 produktionsperiode på seks måneder. Det fremgår, at den effektive hovedspændings σ'Η orientering α i forhold til produktionsboringerne 5, 10 er relativt upåvirket af produktionen i en vis afstand fra produktionsboringerne 5, 5 10 Vinklen α udgør i eksemplet ca 25° Med γ er endvi dere angivet hovedspændingernes orientering i forhold til en linie, der er markeret med tallet 15, og som forløber midt mellem produktionsboringerne 5, 10. Det ses, at vinklen γ svarer tilnærmelsesvis til vinklen α i det vi-10 ste eksempel
Det fremgår endvidere, at hovedspændingen σ'Η umiddelbart ved produktionsboringerne 5, 10 har en ændret oriente ring, idet hovedspændingen er orienteret omtrent vmkel-15 ret på produktionsboringernes 5, 10 udstrækning, dvs under vinklen β Med andre ord vil trykspændingerne i formationen i dette område have en maksimal komposant, der er rettet omtrent vinkelret md mod produktionsboringerne 5, 10 Denne retningsændring indledes med det samme, når 20 produktionen påbegyndes, og skyldes tilstrømningen til produktionsboringerne 5, 10 af den omkringliggende væske.
I fig 2 er endvidere vist udviklingen af spændingerne o'h samt poretrykket p i et tværsnit gennem formationen 25 ved den i fig. 1 viste situation efter en produktionsperiode på seks måneder, idet limerne 5' , 10' indikerer langsgående lodrette planer, der indeholder produktionsboringerne 5, 10 30 I fig 3 er vist, hvorledes fremgangsmåden ifølge opfindelsen kan udøves med det formål at tilvejebringe forbed- 7 DK 174493 B1 rede produktionsforhold fra de i fig. 1 viste produktionsboringer, der herefter vil blive betegnet med henvisningstallene 105, 110 De viste forhold svarer til det under henvisning til fig 1 beskrevne for så vidt angår 5 beliggenheden af produktionsboringerne 105, 110
Det fremgår, at der langs en linie svarende til linien 15 i fig 1 er dannet en yderligere boring 115, der i et område 125 går over i en opadrettet boring og er forbundet 10 med en pumpe for tilførsel af væske, fortrinsvis havvand, til boringen 115 Den yderligere boring 115 vil i det følgende blive benævnt "injektionsboringen"
Injektionsboringen 115 har fortrinsvis samme længde som 15 produktionsboringerne 105, 110 og vil typisk være uforet, således at forstå, at boringens væg udgøres af selve formationens 1 porøse materiale Boringen 115 kan dog være foret 20 På figur 3 er endvidere med kurveskaren 102 angivet spændingsforholdene i formationen 1 seks måneder efter produktionens påbegyndelse. Spændingsforholdene afspejler, at der i en tidsperiode Ti svarende til de umiddelbart foregående tre måneder er blevet tilført væske, fortrins-25 vis havvand eller formationsvand, til formationen 1 via injektionsboringen 115 og under særlige trykforhold, der vil blive omtalt nærmere nedenfor.
Tilførslen af væske til en porøs formation medfører gene-30 relt, som det er velkendt, at indholdet af olie eller gas i formationen 1 mellem produktionsboringerne 105, 110 så at sige fortrænges sideværts hen mod produktionsboringer- 8 DK 174493 B1 ne 105, 110, hvorved formationen 1 tømmes hurtigere Ved opfindelsen kan den tilledte væske bringes ni at give anledning til en yderligere ændring i spændingsforholdene langs injektionsboringen Dette kan som vist i fig 3 5 konstateres ved, at vinklen γ' mellem linien defineret af injektionsboringen 115 og hovedspændingsretningen σ'Η er mindre end den tilsvarende vinkel γ for forholdene uden tilførsel af væske ved fremgangsmåden ifølge opfindelsen, jf fig 1 Denne ændring konstateres i området langs he-10 le injektionsboringen Det forhold, at hovedspændmgsret-mngen i hele dette område er orienteret omtrent parallelt med injektionsboringen 115 bidrager, som det vil blive forklaret nærmere nedenfor, positivt til at opnå den ved opfindelsen tilsigtede virkning. Dersom man, som 15 det er tilfældet ved en foretrukket udførelsesform for opfindelsen, vælger at danne produktionsboringerne 105, 110 og injektionsboringen 115 så de i videst mulig omfang følger orienteringen 102 af formationens naturlige effektive hovedspænding σ'Η nøje, kan der på et særligt tid-20 ligt tidspunkt efter væsketilførslens påbegyndelse tilvejebringes gunstige forhold for at opnå den ved opfindelsen tilsigtede virkning
Som det fremgår af fig 4, der illustrerer spændingsfor-25 holdene i formationen 1 ved den i fig. 3 viste situation, vil værdien af i området ved injektionsboringen 115 som følge af den tilførte væske være mindre end den tilsvarende værdi vist i fig 2.
30 Opfindelsen er som nævnt indledningsvis baseret på den erkendelse, at der under tilførslen af væske til en in- 9 DK 174493 B1 jektionsbonng ved høje injektionsrater kan opstå uønskede frakturer, der udbreder sig fra injektionsboringen og ind i en af de tilstødende produktionsboringer. Betragtes fig 3 er en sådan tilfældigt forløbende fraktur antydet 5 med henvisningstallet 200. Den viste fraktur forløber lodret ud af papirets plan, men frakturen vil, alt efter formationens 1 forhold, kunne forløbe i en vilkårlig anden retning 10 Ved opfindelsen søger man at udnytte de fordele, der knytter sig ved en fraktur, som strækker sig ud fra en injektionsboring. Betragtes fig 3 bliver det ved opfindelsen i vidt omfang muligt at tilvejebringe en gunstig fraktur i form af en i vidt omfang lodret spalte, der 15 forløber langs med og sammenfaldende med injektionsboringen 115
For opnåelse af den tilsigtede virkning tilføres ifølge opfindelsen, mens der produceres, indledningsvis væske 20 til injektionsboringen 115 ved en relativt lav injektionsrate I Denne tilstand opretholdes som minimum i en periode Ti, hvilket som nævnt giver anledning til, at spændingsfeltet reorienteres omkring injektionsboringen, hvorved den numerisk mindste spændmgskomposant o'h er 25 orienteret omtrent vinkelret på injektionsboringens 115 forløb Med andre ord er den mindste spænding, der holder formationen under tryk, rettet mod det plan, hvori frakturen ønskes opnået Væsketrykket P i injektionsboringen 115 skal i perioden Ti være mindre end eller lig med det 30 tryk Pf, det såkaldte fraktureringstryk, der giver anledning til trækbrud i formationen, og injektionsraten I skal i perioden Ti være mindre end eller lig med den m- 10 DK 174493 B1 jektionsrate Ima>-, der giver anledning til trækbrud i formationen
Som følge af væsketilførslen til injektionsboringen 115 5 optræder lokale spændingsændringer i formationen langs injektionsboringens periferi, og opfindelsen tager udgangspunkt i denne kærvvirknmg ved borehullet 115. Rundt langs borehullet findes den mindste spændingskoncentration langs borehullets øverste og nederste del, dvs. i to 10 områder, der ligger i et lodret plan, således som illustreret i fig 5 Er borehullet 115 cirkulært ligger disse områder, hvor cirklens lodrette diameter skærer cirklen Den mindste ringspænding a'hoop, der er et udtryk for disse lokale spændinger i formationen umiddelbart ved bo-15 rehullets top og bund, kan tilnærmet bestemmes ud fra udtrykket 2 } CT hoop 3 σ h ” σ V, 20 hvor o'v er bidraget fra massen af de overliggende formationer σ'h og σ'ν er i nærværende sammenhæng udtryk for spændingerne i formationen i området ved injektionsboringens 115 position, bestemt ud fra elasticitetsteorien under hensyntagen til de indgående strømninger, jf. formel 25 1) Da væskestrømmen som nævnt giver anledning til at d'h falder med tiden, vil a'hoop aftage Af formel 2) fremgår, at den negative værdi af a'hoop vokser, når σ'ν tiltager Produktionen fra produktionsboringerne 105, 110 giver anledning til en sådan forøgelse af σ'ν 30 11 DK 174493 B1
For at tilvejebringe den ønskede fraktur forøges infektionsraten som nævnt efter, at der er forløbet et vist tidsrum Ti fra inficeringens påbegyndelse Betingelsen for, at infektionsraten kan forøges er, at relationen 5 3) σ' hoop σ' h er opfyldt Såfremt infektionsraten forøges før denne betingelse er opfyldt, dvs før udløbet af den påkrævede 10 tidsperiode Ti, vil der være forøget risiko for uønskede frakturer således som beskrevet indledningsvis
Det beskrevne forløb er illustreret i fig. 6, der viser, hvorledes inficeringen af væske påbegyndes ca 90 dage 15 efter produktionens indledning. På et tidspunkt Ti efter inficeringens påbegyndelse er ovennævnte relation 3) opfyldt I eksemplet inficeres ved infektionsraten I i yderligere 90 dage, på hvilket tidspunkt σ'Η fordelagtigt har gennemgået en betydelig retningsændring (γ-γ' ) på ca 20 15° Herefter forøges infektionsraten til en værdi over I,n5,, hvilket i fig 6 er illustreret ved at trykket i infektionsboringen stiger Det ses, at σ'hoop brat ændrer karakter fra en trykspænding til en trækspænding, hvorved formationens trækstyrke nås.
25
Det bemærkes, at man, hvis infektionsraten ikke forøges, ifølge ansøgers teori i det viste tilfælde også kan opnå den ønskede fraktur, når o'hooP efter nogen tid når værdien for formationens trækstyrke Dette vil dog i mange 30 tilfælde tage uforholdsmæssigt lang tid 12 DK 174493 B1
I fig 7 er vist et typisk måleresultat tilvejebragt ved den såkaldte "step-rate"-test for fastlæggelse af den maksimalt tilladelige injektionsrate Imax Det bemærkes, at det i visse tilfælde kan være relevant at foretage en 5 løbende bestemmelse af den maksimalt tilladelige injektionsrate Ims·.. Dette skyldes, at Imax kan variere med tiden Det kan således i tidsperioden Ti vise sig nødvendigt at reducere injektionsraten I
Claims (5)
1 Fremgangsmåde til styring af in]ektionsfrakturers udbredelsesretning i en permeabel formation (1), hvorfra 5 der produceres olie og/eller gas, omfattende· at der i formationen {1) ved siden af hinanden dannes en første og en anden produktionsboring {105, 110) , at der ved produktionsboringerne (105, 110) etable-10 res en yderligere boring (115), der udstrækker sig mellem den første og den anden produktionsboring (105, 110), at produktionen af olie og/eller gas påbegyndes, at der, mens der produceres olie eller gas, ledes en 15 væske til den nævnte yderligere boring (115) og ud i formationen (1) i en første tidsperiode Ti, for alene ved hjælp af denne yderligere boring at tilvejebringe en styring af udbredelsesretningen af en injektions f raktur , 20. kendetegnet ved, at der foretages en i det mindste tilnærmet bestemmelse af den maksimalt tilladelige injektionsrate Im5- i perioden Ti for undgåelse af frakturermgsbrud i den nævnte yderlige boring (115), når der tilledes 25 væske, at injektionsraten I for væsken tilført den yderligere boring (115) holdes under den nævnte maksimalt tilladelige injektionsrate Imax i den nævnte første tidsperiode Ti, og 30. at injektionsraten I forøges til en værdi over Iraax efter udløbet af tidsperioden Ti, når relationen 14 DK 174493 B1 o'hoop <= o'h er opfyldt
2 Fremgangsmåde ifølge det foregående krav, k e n -5 detegnet ved, at boringerne (105, 110, 115) etableres så de forløber i det væsentlige horisontalt.
3 Fremgangsmåde ifølge et af de foregående krav, kendetegnet ved, at der før etableringen af 10 boringerne (105, 110, 115) foretages en estimering af retningen (102) af formationens naturlige effektive hovedspænding σ'h i området ved den planlagte placering af boringerne, og at boringerne (105, 110, 115) dannes så de udstrækker sig med indenfor +/- ca 25° i forhold til 15 denne retning
4 Fremgangsmåde ifølge et hvilket som helst af de foregående krav, kendetegnet ved, at den yderligere boring (115) udstrækker sig omtrent ækvidistant 20 mellem den første og den anden boring (105, 110)
5 Fremgangsmåde ifølge et hvilket som helst af de foregående krav, kendetegnet ved, at den yderligere boring (115) forsynes med en foring før tillednm- 25 gen af væske € Fremgangsmåde ifølge et hvilket som helst af de foregående krav, kendetegnet ved, at man, før man leder den nævnte væske til den yderligere boring 30 (115), stimulerer den yderligere boring med henblik på at 15 DK 174493 B1 forøge udbredningen af væske i formationen, eksempelvis ved at tilføre syre
Priority Applications (14)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
DK200100826A DK174493B1 (da) | 2001-05-22 | 2001-05-22 | Fremgangsmåde til styring af injektionsfrakturers udbredelsesretning i permeable formationer |
CNB028103823A CN1303309C (zh) | 2001-05-22 | 2002-05-21 | 控制可渗透地层中注入裂缝扩展方向的方法 |
BRPI0209958-6A BR0209958B1 (pt) | 2001-05-22 | 2002-05-21 | mÉtodo para controlar a direÇço de propagaÇço de fraturas de injeÇço em formaÇÕes permeÁveis. |
CA2448168A CA2448168C (en) | 2001-05-22 | 2002-05-21 | A method of controlling the direction of propagation of injection fractures in permeable formations |
MXPA03010605A MXPA03010605A (es) | 2001-05-22 | 2002-05-21 | Metodo para controlar la direccion de propagacion de las fracturas de inyeccion en las formaciones permeables. |
GCP20022005 GC0000392A (en) | 2001-05-22 | 2002-05-21 | A method of controlling the direction of propagation of injection fractures in permeable formations |
DE60212831T DE60212831T2 (de) | 2001-05-22 | 2002-05-21 | Verfahren zur steuerung der verteilungsrichtung von injektionsbrüchen in durchlässigen formationen |
DK02742835T DK1389263T3 (da) | 2001-05-22 | 2002-05-21 | Fremgangsmåde til styring af injektionsfrakturers udbredelsesretning i permeable formationer |
EA200301281A EA005105B1 (ru) | 2001-05-22 | 2002-05-21 | Способ контроля направления распространения трещин от нагнетания в проницаемых породах |
PCT/DK2002/000333 WO2002095188A1 (en) | 2001-05-22 | 2002-05-21 | A method of controlling the direction of propagation of injection fractures in permeable formations |
AT02742835T ATE331867T1 (de) | 2001-05-22 | 2002-05-21 | Verfahren zur steuerung der verteilungsrichtung von injektionsbrüchen in durchlässigen formationen |
EP02742835A EP1389263B1 (en) | 2001-05-22 | 2002-05-21 | A method of controlling the direction of propagation of injection fractures in permeable formations |
US10/478,250 US7165616B2 (en) | 2001-05-22 | 2002-05-21 | Method of controlling the direction of propagation of injection fractures in permeable formations |
NO20035147A NO339682B1 (no) | 2001-05-22 | 2003-11-19 | Fremgangsmåte for styring av utbredelsesretningen til injiseringsoppsprekninger i permeable formasjoner |
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
DK200100826A DK174493B1 (da) | 2001-05-22 | 2001-05-22 | Fremgangsmåde til styring af injektionsfrakturers udbredelsesretning i permeable formationer |
DK200100826 | 2001-05-22 |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
DK200100826A DK200100826A (da) | 2002-11-23 |
DK174493B1 true DK174493B1 (da) | 2003-04-22 |
Family
ID=8160525
Family Applications (2)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
DK200100826A DK174493B1 (da) | 2001-05-22 | 2001-05-22 | Fremgangsmåde til styring af injektionsfrakturers udbredelsesretning i permeable formationer |
DK02742835T DK1389263T3 (da) | 2001-05-22 | 2002-05-21 | Fremgangsmåde til styring af injektionsfrakturers udbredelsesretning i permeable formationer |
Family Applications After (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
DK02742835T DK1389263T3 (da) | 2001-05-22 | 2002-05-21 | Fremgangsmåde til styring af injektionsfrakturers udbredelsesretning i permeable formationer |
Country Status (13)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US7165616B2 (da) |
EP (1) | EP1389263B1 (da) |
CN (1) | CN1303309C (da) |
AT (1) | ATE331867T1 (da) |
BR (1) | BR0209958B1 (da) |
CA (1) | CA2448168C (da) |
DE (1) | DE60212831T2 (da) |
DK (2) | DK174493B1 (da) |
EA (1) | EA005105B1 (da) |
GC (1) | GC0000392A (da) |
MX (1) | MXPA03010605A (da) |
NO (1) | NO339682B1 (da) |
WO (1) | WO2002095188A1 (da) |
Families Citing this family (18)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
EP2282165A3 (de) | 2004-05-26 | 2011-02-16 | Werth Messtechnik GmbH | Koordinatenmessgerät und Verfahren zum Messen eines Objektes |
CA2663604A1 (en) * | 2006-09-20 | 2008-03-27 | Exxonmobil Upstream Research Company | Earth stress management and control process for hydrocarbon recovery |
US8165816B2 (en) * | 2006-09-20 | 2012-04-24 | Exxonmobil Upstream Research Company | Fluid injection management method for hydrocarbon recovery |
WO2008036154A1 (en) * | 2006-09-20 | 2008-03-27 | Exxonmobil Upstream Research Company | Earth stress analysis method for hydrocarbon recovery |
US7848895B2 (en) | 2007-01-16 | 2010-12-07 | The Board Of Trustees Of The Leland Stanford Junior University | Predicting changes in hydrofrac orientation in depleting oil and gas reservoirs |
DE102007021809A1 (de) | 2007-04-20 | 2008-10-23 | Werth Messtechnik Gmbh | Verfahren und Vorrichtung zum dimensionellen Messen mit Koordinatenmessgeräten |
EA019178B1 (ru) | 2008-11-19 | 2014-01-30 | Мерск Олие Ог Гас А/С | Изоляция зон поглощения |
CN101718191B (zh) * | 2009-08-27 | 2013-10-30 | 中国矿业大学 | 一种水力割缝定向致裂方法 |
CA2693640C (en) | 2010-02-17 | 2013-10-01 | Exxonmobil Upstream Research Company | Solvent separation in a solvent-dominated recovery process |
CA2696638C (en) | 2010-03-16 | 2012-08-07 | Exxonmobil Upstream Research Company | Use of a solvent-external emulsion for in situ oil recovery |
CN101858209B (zh) * | 2010-03-26 | 2013-04-03 | 山东科技大学 | 底板岩层裂隙分布同步探测方法 |
CA2705643C (en) | 2010-05-26 | 2016-11-01 | Imperial Oil Resources Limited | Optimization of solvent-dominated recovery |
CN103032059B (zh) * | 2012-12-21 | 2015-12-09 | 陈建明 | 一种定向水力压裂连通开采方法 |
CN104373099A (zh) * | 2013-08-14 | 2015-02-25 | 微能地质科学工程技术有限公司 | 在地下多孔岩层中使用两口相邻井的目标定向断裂布置 |
CN105626023A (zh) * | 2014-11-07 | 2016-06-01 | 中国石油化工股份有限公司 | 低渗透油藏垂直压裂裂缝方位试井确定方法 |
US10738600B2 (en) * | 2017-05-19 | 2020-08-11 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | One run reservoir evaluation and stimulation while drilling |
US10684384B2 (en) | 2017-05-24 | 2020-06-16 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Systems and method for formation evaluation from borehole |
CN109057762B (zh) * | 2018-07-23 | 2019-08-23 | 中国石油大学(北京) | 一种碳酸盐岩油气藏的酸化方法 |
Family Cites Families (14)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
FR2483005A1 (fr) | 1980-05-23 | 1981-11-27 | Inst Francais Du Petrole | Procede pour fracturer hydrauliquement une formation geologique selon une direction predeterminee |
US4724905A (en) * | 1986-09-15 | 1988-02-16 | Mobil Oil Corporation | Sequential hydraulic fracturing |
US4793413A (en) * | 1987-12-21 | 1988-12-27 | Amoco Corporation | Method for determining formation parting pressure |
FR2656651B1 (fr) * | 1989-12-29 | 1995-09-08 | Inst Francais Du Petrole | Methode et dispositif pour stimuler une zone souterraine par injection differee de fluide provenant d'une zone voisine, le long de fractures faites depuis un drain fore dans une couche intermediaire peu permeable. |
US5111881A (en) * | 1990-09-07 | 1992-05-12 | Halliburton Company | Method to control fracture orientation in underground formation |
US5236040A (en) * | 1992-06-11 | 1993-08-17 | Halliburton Logging Services, Inc. | Method for determining the minimum principle horizontal stress within a formation through use of a wireline retrievable circumferential acoustic scanning tool during an open hole microfrac test |
US5360066A (en) | 1992-12-16 | 1994-11-01 | Halliburton Company | Method for controlling sand production of formations and for optimizing hydraulic fracturing through perforation orientation |
US5482116A (en) * | 1993-12-10 | 1996-01-09 | Mobil Oil Corporation | Wellbore guided hydraulic fracturing |
US5497831A (en) * | 1994-10-03 | 1996-03-12 | Atlantic Richfield Company | Hydraulic fracturing from deviated wells |
US5511615A (en) * | 1994-11-07 | 1996-04-30 | Phillips Petroleum Company | Method and apparatus for in-situ borehole stress determination |
US6002063A (en) * | 1996-09-13 | 1999-12-14 | Terralog Technologies Inc. | Apparatus and method for subterranean injection of slurried wastes |
US5894888A (en) * | 1997-08-21 | 1999-04-20 | Chesapeake Operating, Inc | Horizontal well fracture stimulation methods |
US6216783B1 (en) * | 1998-11-17 | 2001-04-17 | Golder Sierra, Llc | Azimuth control of hydraulic vertical fractures in unconsolidated and weakly cemented soils and sediments |
CA2349234C (en) * | 2001-05-31 | 2004-12-14 | Imperial Oil Resources Limited | Cyclic solvent process for in-situ bitumen and heavy oil production |
-
2001
- 2001-05-22 DK DK200100826A patent/DK174493B1/da not_active IP Right Cessation
-
2002
- 2002-05-21 AT AT02742835T patent/ATE331867T1/de not_active IP Right Cessation
- 2002-05-21 CA CA2448168A patent/CA2448168C/en not_active Expired - Lifetime
- 2002-05-21 GC GCP20022005 patent/GC0000392A/en active
- 2002-05-21 CN CNB028103823A patent/CN1303309C/zh not_active Expired - Lifetime
- 2002-05-21 MX MXPA03010605A patent/MXPA03010605A/es active IP Right Grant
- 2002-05-21 WO PCT/DK2002/000333 patent/WO2002095188A1/en active IP Right Grant
- 2002-05-21 EA EA200301281A patent/EA005105B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2002-05-21 EP EP02742835A patent/EP1389263B1/en not_active Expired - Lifetime
- 2002-05-21 DE DE60212831T patent/DE60212831T2/de not_active Expired - Lifetime
- 2002-05-21 US US10/478,250 patent/US7165616B2/en not_active Expired - Lifetime
- 2002-05-21 DK DK02742835T patent/DK1389263T3/da active
- 2002-05-21 BR BRPI0209958-6A patent/BR0209958B1/pt not_active IP Right Cessation
-
2003
- 2003-11-19 NO NO20035147A patent/NO339682B1/no not_active IP Right Cessation
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
CN1303309C (zh) | 2007-03-07 |
EP1389263B1 (en) | 2006-06-28 |
DK1389263T3 (da) | 2006-10-16 |
MXPA03010605A (es) | 2004-12-06 |
US7165616B2 (en) | 2007-01-23 |
DE60212831D1 (de) | 2006-08-10 |
WO2002095188A1 (en) | 2002-11-28 |
BR0209958B1 (pt) | 2011-07-26 |
NO20035147D0 (no) | 2003-11-19 |
CA2448168C (en) | 2010-04-20 |
CA2448168A1 (en) | 2002-11-28 |
EA005105B1 (ru) | 2004-10-28 |
US20040177955A1 (en) | 2004-09-16 |
GC0000392A (en) | 2007-03-31 |
EA200301281A1 (ru) | 2004-04-29 |
DE60212831T2 (de) | 2007-01-11 |
NO339682B1 (no) | 2017-01-23 |
EP1389263A1 (en) | 2004-02-18 |
BR0209958A (pt) | 2004-04-06 |
ATE331867T1 (de) | 2006-07-15 |
CN1511219A (zh) | 2004-07-07 |
DK200100826A (da) | 2002-11-23 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
DK174493B1 (da) | Fremgangsmåde til styring af injektionsfrakturers udbredelsesretning i permeable formationer | |
MY154155A (en) | Method for determining formation integrity and optimum drilling parameters during drilling | |
RU2460876C1 (ru) | Способ осуществления импульсного гидроразрыва карбонатного пласта | |
NO20065811L (no) | Fremgangsmate ved frakturering av underjordisk formasjon ved bruk av viskositetsokt behandlingsvaeske | |
US20100006297A1 (en) | Pipe string device for conveying a fluid from a well head to a vessel | |
MX338446B (es) | Perforación con presión gestionada con la compensación de la elevación del equipo de perforación. | |
EA202192096A1 (ru) | Технология по снижению обводненности и повышению дебита нефти заполнением нефтегазодобывающих скважин для трещиноватых залежей герметизирующими частицами | |
CN106545305B (zh) | 一种钻井液循环系统及其控制方法 | |
RU2354803C1 (ru) | Способ ремонта скважины | |
CN105178931B (zh) | 一种提高sagd初期上产速度的方法 | |
NO328004B1 (no) | Fremgangsmate ved styring av en anordning for transport av hydrokarboner mellom produksjonsmidler og et behandlingsanlegg | |
CN106321036A (zh) | 一种co2驱高气液比油井防气防腐举升工艺 | |
RU2534291C1 (ru) | Способ восстановления обводненной газовой или газокоденсатной скважины и предупреждения ее обводнения при дальнейшей эксплуатации | |
RU2615188C1 (ru) | Способ ступенчатого цементирования скважины | |
RU2612418C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта | |
NO931336L (no) | Fremgangsmaate for reduksjon eller fullstendig innstillingav vanntilfoerselen ved boring for utvinning av olje og/eller hydrokarbongass | |
RU2007105123A (ru) | Циклический способ разработки залежей нефти | |
CN205955698U (zh) | 一种注灰滑套开关 | |
CN206845135U (zh) | 一种用于瓦斯抽放钻孔的防喷孔装置 | |
RU2645695C1 (ru) | Способ цементирования дополнительной колонны труб в нагнетательной скважине | |
RU2146756C1 (ru) | Способ установки цементного моста в скважине | |
CN104675359A (zh) | 一种页岩气井安全封堵装置 | |
RU2435952C1 (ru) | Способ обработки фильтрационной зоны горизонтальной скважины с аномально низким пластовым давлением | |
RU2501934C1 (ru) | Способ предотвращения полета скважинного оборудования в горизонтальный или боковой ствол скважины и устройство для его реализации | |
US20170145774A1 (en) | Pressure Variance Systems for Subsea Fluid Injection |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
PUP | Patent expired |
Expiry date: 20210522 |