EA006928B1 - Использование распределённых датчиков температуры в процессе обработки ствола скважины - Google Patents

Использование распределённых датчиков температуры в процессе обработки ствола скважины Download PDF

Info

Publication number
EA006928B1
EA006928B1 EA200500358A EA200500358A EA006928B1 EA 006928 B1 EA006928 B1 EA 006928B1 EA 200500358 A EA200500358 A EA 200500358A EA 200500358 A EA200500358 A EA 200500358A EA 006928 B1 EA006928 B1 EA 006928B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
fluid
temperature
well
zones
determining
Prior art date
Application number
EA200500358A
Other languages
English (en)
Other versions
EA200500358A1 (ru
Inventor
Вирджиния Джи
Николас Фламант
Хубертус Томер
Сармад Аднан
Майкл Гей
Original Assignee
Шлюмбергер Текнолоджи Б.В.
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Family has litigation
First worldwide family litigation filed litigation Critical https://patents.darts-ip.com/?family=31946712&utm_source=google_patent&utm_medium=platform_link&utm_campaign=public_patent_search&patent=EA006928(B1) "Global patent litigation dataset” by Darts-ip is licensed under a Creative Commons Attribution 4.0 International License.
Application filed by Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. filed Critical Шлюмбергер Текнолоджи Б.В.
Publication of EA200500358A1 publication Critical patent/EA200500358A1/ru
Publication of EA006928B1 publication Critical patent/EA006928B1/ru

Links

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00—Survey of boreholes or wells
    • E21B47/06—Measuring temperature or pressure
    • E21B47/07—Temperature
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C12—BIOCHEMISTRY; BEER; SPIRITS; WINE; VINEGAR; MICROBIOLOGY; ENZYMOLOGY; MUTATION OR GENETIC ENGINEERING
    • C12N—MICROORGANISMS OR ENZYMES; COMPOSITIONS THEREOF; PROPAGATING, PRESERVING, OR MAINTAINING MICROORGANISMS; MUTATION OR GENETIC ENGINEERING; CULTURE MEDIA
    • C12N13/00—Treatment of microorganisms or enzymes with electrical or wave energy, e.g. magnetism, sonic waves
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C12—BIOCHEMISTRY; BEER; SPIRITS; WINE; VINEGAR; MICROBIOLOGY; ENZYMOLOGY; MUTATION OR GENETIC ENGINEERING
    • C12N—MICROORGANISMS OR ENZYMES; COMPOSITIONS THEREOF; PROPAGATING, PRESERVING, OR MAINTAINING MICROORGANISMS; MUTATION OR GENETIC ENGINEERING; CULTURE MEDIA
    • C12N15/00—Mutation or genetic engineering; DNA or RNA concerning genetic engineering, vectors, e.g. plasmids, or their isolation, preparation or purification; Use of hosts therefor
    • C12N15/02—Preparation of hybrid cells by fusion of two or more cells, e.g. protoplast fusion
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK 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
    • E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK 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
    • E21B43/27—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures by use of eroding chemicals, e.g. acids
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00—Survey of boreholes or wells
    • E21B47/12—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00—Survey of boreholes or wells
    • E21B47/12—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling
    • E21B47/13—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling by electromagnetic energy, e.g. radio frequency
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01D—MEASURING NOT SPECIALLY ADAPTED FOR A SPECIFIC VARIABLE; ARRANGEMENTS FOR MEASURING TWO OR MORE VARIABLES NOT COVERED IN A SINGLE OTHER SUBCLASS; TARIFF METERING APPARATUS; MEASURING OR TESTING NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • G01D5/00—Mechanical means for transferring the output of a sensing member; Means for converting the output of a sensing member to another variable where the form or nature of the sensing member does not constrain the means for converting; Transducers not specially adapted for a specific variable
    • G01D5/26—Mechanical means for transferring the output of a sensing member; Means for converting the output of a sensing member to another variable where the form or nature of the sensing member does not constrain the means for converting; Transducers not specially adapted for a specific variable characterised by optical transfer means, i.e. using infrared, visible, or ultraviolet light
    • G01D5/32—Mechanical means for transferring the output of a sensing member; Means for converting the output of a sensing member to another variable where the form or nature of the sensing member does not constrain the means for converting; Transducers not specially adapted for a specific variable characterised by optical transfer means, i.e. using infrared, visible, or ultraviolet light with attenuation or whole or partial obturation of beams of light
    • G01D5/34—Mechanical means for transferring the output of a sensing member; Means for converting the output of a sensing member to another variable where the form or nature of the sensing member does not constrain the means for converting; Transducers not specially adapted for a specific variable characterised by optical transfer means, i.e. using infrared, visible, or ultraviolet light with attenuation or whole or partial obturation of beams of light the beams of light being detected by photocells
    • G01D5/353—Mechanical means for transferring the output of a sensing member; Means for converting the output of a sensing member to another variable where the form or nature of the sensing member does not constrain the means for converting; Transducers not specially adapted for a specific variable characterised by optical transfer means, i.e. using infrared, visible, or ultraviolet light with attenuation or whole or partial obturation of beams of light the beams of light being detected by photocells influencing the transmission properties of an optical fibre
    • G01D5/35383—Mechanical means for transferring the output of a sensing member; Means for converting the output of a sensing member to another variable where the form or nature of the sensing member does not constrain the means for converting; Transducers not specially adapted for a specific variable characterised by optical transfer means, i.e. using infrared, visible, or ultraviolet light with attenuation or whole or partial obturation of beams of light the beams of light being detected by photocells influencing the transmission properties of an optical fibre using multiple sensor devices using multiplexing techniques
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01K—MEASURING TEMPERATURE; MEASURING QUANTITY OF HEAT; THERMALLY-SENSITIVE ELEMENTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • G01K11/00—Measuring temperature based upon physical or chemical changes not covered by groups G01K3/00, G01K5/00, G01K7/00 or G01K9/00
    • G01K11/32—Measuring temperature based upon physical or chemical changes not covered by groups G01K3/00, G01K5/00, G01K7/00 or G01K9/00 using changes in transmittance, scattering or luminescence in optical fibres
    • G—PHYSICS
    • G16—INFORMATION AND COMMUNICATION TECHNOLOGY [ICT] SPECIALLY ADAPTED FOR SPECIFIC APPLICATION FIELDS
    • G16B—BIOINFORMATICS, i.e. INFORMATION AND COMMUNICATION TECHNOLOGY [ICT] SPECIALLY ADAPTED FOR GENETIC OR PROTEIN-RELATED DATA PROCESSING IN COMPUTATIONAL MOLECULAR BIOLOGY
    • G16B25/00—ICT specially adapted for hybridisation; ICT specially adapted for gene or protein expression
    • G—PHYSICS
    • G16—INFORMATION AND COMMUNICATION TECHNOLOGY [ICT] SPECIALLY ADAPTED FOR SPECIFIC APPLICATION FIELDS
    • G16B—BIOINFORMATICS, i.e. INFORMATION AND COMMUNICATION TECHNOLOGY [ICT] SPECIALLY ADAPTED FOR GENETIC OR PROTEIN-RELATED DATA PROCESSING IN COMPUTATIONAL MOLECULAR BIOLOGY
    • G16B40/00—ICT specially adapted for biostatistics; ICT specially adapted for bioinformatics-related machine learning or data mining, e.g. knowledge discovery or pattern finding
    • H—ELECTRICITY
    • H04—ELECTRIC COMMUNICATION TECHNIQUE
    • H04L—TRANSMISSION OF DIGITAL INFORMATION, e.g. TELEGRAPHIC COMMUNICATION
    • H04L65/00—Network arrangements, protocols or services for supporting real-time applications in data packet communication
    • H04L65/1066—Session management
    • H04L65/1101—Session protocols

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • Bioinformatics & Cheminformatics (AREA)
  • Genetics & Genomics (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Biotechnology (AREA)
  • Zoology (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Wood Science & Technology (AREA)
  • General Health & Medical Sciences (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Geophysics (AREA)
  • Biophysics (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Biomedical Technology (AREA)
  • Medical Informatics (AREA)
  • Remote Sensing (AREA)
  • Evolutionary Biology (AREA)
  • Microbiology (AREA)
  • Spectroscopy & Molecular Physics (AREA)
  • Theoretical Computer Science (AREA)
  • Biochemistry (AREA)
  • Molecular Biology (AREA)
  • Bioinformatics & Computational Biology (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Bioethics (AREA)
  • Software Systems (AREA)
  • Plant Pathology (AREA)
  • Epidemiology (AREA)
  • Data Mining & Analysis (AREA)
  • Computer Vision & Pattern Recognition (AREA)

Abstract

Изобретение относится к способу обработки подземного пласта, содержащему обеспечение распределенными датчиками температуры, инжекцию обрабатывающей текучей среды и мониторинг температуры в интервале обработки в течение процесса инжекции.

Description

Область техники, к которой относится изобретение
Это изобретение относится к способам обработки нефтегазоносных формаций, т.е. к повышению добычи нефти/газа из формации. Более конкретно, изобретение относится к размещению текучих сред, например, для интенсификации обработки, как, например, обработки материнской породы и операции по разрыву пласта.
Уровень техники и прототип
Углеводороды (нефть, природный газ и т.п.) добываются из подземной геологической формации (т.е. «коллектора») путем бурения скважины, которая проходит через нефтегазоносную формацию. Это обеспечивает частичный путь проникновения потока для того, чтобы нефть достигла поверхности. Для того чтобы нефть была «добыта», т.е. переместилась из пласта в ствол скважины и, в конечном счете, на поверхность, необходим достаточный беспрепятственный канал проникновения потока из пласта в ствол скважины. Если пласт (формация) является по природе «малопроницаемым», т.е. имеет слабо соединенные между собой поры, или поврежден посредством накопления минеральных или химических отложений (пленок, осадков, остаточных полимеров и т.п.), что является результатом предыдущих обработок или старения коллектора, путь проникновения потока изменяется, и добыча становится меньше, чем ожидалось.
Технологии интенсификации добычи направлены на увеличение чистой проницаемости коллектора. Это обычно достигается посредством использования давления текучей среды для разрыва пласта и/или инжекции химических веществ через ствол скважины и внутрь пласта для их вступления в реакцию и растворения отложения или пласта, что тем самым создает альтернативные каналы проникновения потока. Это изобретение, в первую очередь, ориентировано на последнее и, таким образом, относится к способам повышения производительности скважины путем растворения минералов пласта (например, карбоната кальция) или отложений посредством технологий, известных как «кислотная обработка материнской породы» и «кислотный разрыв».
Надлежащее размещение текучей среды играет критическую роль в успешном стимулировании скважины. Обрабатывающие текучие среды должны инжектироваться в зоны коллектора с более низкой проницаемостью или большим повреждением для их стимулирования. Это верно как для кислотной обработки материнской породы, так и для разрыва пласта. Однако инжектируемые текучие среды предпочтительно мигрируют в зоны с более высокой проницаемостью (канал с самым низким сопротивлением) скорее, чем в зоны с более низкой проницаемостью, тем не менее, они этим создают наибольшее преимущество от обработки.
В ответ на эту проблему многочисленные в корне отличные технологии развивались для достижения более контролируемого размещения текучей среды, т. е. для отведения кислоты от высокопроницаемых по природе зон и уже обработанных зон, и по направлению к исследуемым участкам. Эти технологии могут быть приблизительно разделены на либо механические, либо химические технологии.
Механические технологии включают уплотняющие шарики (шарики, которые падают в ствол скважины и закупоривают перфорации в обсадной трубе, таким образом закупоривая перфорацию от входа текучей среды); ствольные пакеры и пробки-мосты, включая сдвоенные пакеры (механические устройства, которые закупоривают часть ствола скважины и посредством этого предотвращают вход текучей среды в перфорации вокруг этой части ствола скважины); змеевиковый трубопровод (гибкий трубопровод, развернутый посредством механизированной катушки, через который кислота может быть подана к более точным местам внутри ствола скважины); и повышение напора или попытку достичь отвода посредством нагнетания кислоты насосом под самым высоким возможным давлением, как раз под тем давлением, которое должно в действительности произвести разрыв пласта (описано Расса1ош в 8РЕ 24781).
Химические технологии отвода могут быть далее разделены на те, которые химически модифицируют ствол скважины, примыкающий к частям пласта, для которых требуется отвод кислоты, и те, которые модифицируют саму содержащую кислоту текучую среду. Первый тип включает материалы, которые образуют имеющий пониженную проницаемость затвердевший шлам на поверхности ствола скважины, таким образом понижая проницаемость для кислоты и отводя ее к участкам с более высокой проницаемостью. Второй тип включает вспенивающие вещества, эмульгирующие вещества и гелеобразующие вещества, которые изменяют проницаемость системы, состоящей из породы и текучей среды.
Основными текучими средами, используемыми в кислотных обработках, являются минеральные кислоты, такие как хлористо-водородная кислота, которая была описана, как текучая среда по выбору, в патенте, выданном около 100 лет тому назад (патент США № 556669 1истеа8шд 1йе Ρ1ο\ν οί 011 \Уе115. выданном на имя Етаксй, Н). В настоящее время хлористо-водородная кислота все еще является предпочтительной для кислотной обработки карбонатных пластов. Для пластов из песчаника предпочтительной текучей средой является смесь кислот: хлористо-водородная/фтористо-водородная. Основным недостатком минеральных кислот является то, что они реагируют слишком быстро и, следовательно, проникают в пласт недостаточно (как неизрасходованная кислота). Во-вторых, они являются высококоррозионными по отношению к трубчатым компонентам ствола скважины. Органические кислоты (муравьиная и уксусная кислота в традиционных обработках) являются частичным ответом на ограничения минеральных кислот. Они являются менее коррозионными и дают возможность большей радиальной проницаемости
- 1 006928 неизрасходованной кислоты, но они также имеют ряд недостатков, главным образом, стоимость и низкую реакционную способность.
Системы эмульгированных кислот и вспенивающие системы, которые имеются в продаже, являются другими решениями проблемы отвода, но они характеризуются сложностью в работе, которая жестко ограничивает их использование, например расходы двух различных текучих сред и давления на дне скважины должны подвергаться тщательному мониторингу в процессе обработки.
Гелеобразующие вещества, в особенности те, которые основаны не на химическом методе сшивания, но, скорее, на вязкоупругих поверхностно-активных веществах, также используются на чередующихся стадиях кислотной обработки, где гелеобразующее вещество предпочтительно уменьшает проницаемость выбранных зон и поэтому благоприятствует более поздней обработке других зон. Одна система этого типа раскрыта в патенте США № 4695389 (см. также патент США № 4324669 и патент Великобритании № 2012830). Другие гелеобразующие системы на основе вязкоупругих поверхностно-активных веществ, также принадлежащих 8сЫитЬетдет, известны как 0ί18ΕΕΚΕΡ™ и раскрыты в Б.Б. Сйаид а!. а1., Саке 81ибу о£ а Ыоуе1 Ас1б-О1уеткюи ТесПтсцле ίη СагЬоиа1е Кекегуойк, 8ΡΕ 56529, стр.217 (1999).
Системы самоотвода, которые дают возможность одностадийной обработки, также были предложены, например, в патенте США № 6399546, с отводным устройством, содержащимся внутри текучей среды, содержащей кислоту.
Эти многочисленные технологии осуществляются посредством совершенно различных способов, таких как модификация поверхности раздела ствола скважины или модификация самой текучей среды, содержащей кислоту. Они обычно очень чувствительны к любому признаку коллектора, который будет выводить эти отводящие вещества из запланированной зоны, например природной трещины, и они могут действительно повредить пласт и создать разрушения материнской породы скорее, чем растворить ее, если они используются ненадлежащим образом. Модель обработки материнской породы вследствие этого является очень спорной.
Следовательно, эффективность обработки и, более конкретно, эффективность отвода очень трудно оценить. В процессе операций по гидравлическому разрыву пласта анализ давлений обработки поверхности может быть использован в ряде случаев для производства этого анализа; однако, этот способ не действует при кислотной обработке, поскольку гидравлические удары на поверхности не могут быть скоррелированы с изменениями профиля потока в забое скважины (см. С. XV. Сго\\'е. Еуа1иа1юи о£ 011 8о1иЬ1е Кек1и М1х1итек ак Огуетбид АдеШк £ог Ма1пх Ас1б1/шд, 8ΡΕ 3505, 1971 аиб IV. Вигтаи, В.Е. На11, Боат ак О1уегйид ТесНшсще £ог Майтх 8аибк1оие 8бтц1а1юи, 8ΡΕ 15575, 1986).
В результате способы определения действительного размещения текучей среды, в основном, были ограничены анализом после обработки. В некоторых из способов использовались радиоактивные индикаторы, сравнение диаграмм расходомера перед обработкой и после нее и диаграмм температуры перед обработкой и после нее.
Один основной недостаток использования анализа после обработки для определения входа текучей среды заключается в том, что ничего не может быть сделано для изменения положения вещей, если обработка уже произведена. Если вход текучей среды может быть подвергнут мониторингу в процессе обработки, возможно произвести изменения в обработке, которые изменят профиль текучей среды вдоль ствола скважины. Поэтому мониторинг в реальном времени входа текучей среды в коллектор будет очень полезной информацией, которую необходимо иметь в процессе обработки.
Сущность изобретения
Это изобретение предусматривает новый технический способ, который дает возможность мониторинга в реальном времени размещения текучей среды, эффективности отвода и параметров гидравлического разрыва пласта в процессе обработки скважины, такой как, например, вмешательство/стимулирование производительности скважины или обработки путем контроля воды.
В способе используются распределенные датчики температуры, так что температура в зависимости от положения волокна может быть определена, и температурный профиль вдоль всего волокна становится доступным в любое время в процессе обработки, что дает возможность мониторинга в реальном режиме времени обработки, и регулирование является необходимым.
В соответствии с одним аспектом настоящего изобретения распределенные датчики температуры представляют собой оптическое волокно, через который вырабатываемые лазером световые импульсы посылаются через промежутки времени. Отраженный свет анализируется, и информация, такая как температура и давление в зависимости от положения на оптическом волокне, может быть определена.
В соответствии с другим аспектом настоящего изобретения используется ряд датчиков температуры на основе оптического волокна с дифракционной решеткой Брэгга. В этом последнем случае используется источник непрерывного света и измерение основано на волновом запросе.
Волокно предпочтительно размещается в скважине с использованием змеевикового трубопровода, но может быть также размещен посредством других инструментов для установки в определенном положении, таких как трубопровод, инструмент, спускаемый в скважину на тросе. Волокно может быть просто инжектировано неизолированным или покрыто композитным или металлическим покрытием.
- 2 006928
Развертывание предпочтительно выполняется во время монтажа для обслуживания и удаляется после завершения обслуживания.
Сравнение температурных профилей в зоне обработки для различной продолжительности в процессе обработки, например после того, как при этапе кислотной обработки кислота выходит из конца змеевикового трубопровода, может быть использовано для определения, где текучая среда входит в пласт. Поскольку температура большинства обрабатывающих текучих сред будет ниже, чем температура дна скважины, будет виден эффект охлаждения от входа текучей среды. В ряде случаев также возможно увидеть нагревание коллектора в связи с экзотермической реакцией кислоты с породой. Мониторинг давления также обеспечивает информацию, которая помогает при оценке процесса обработки.
В соответствии с предпочтительным вариантом реализации изобретения осуществляется также мониторинг давления в интервале обработки в процессе гидравлического разрыва пласта. Могут также быть использованы распределенные датчики давления. Это дает возможность, например, осуществить диагноз в реальном времени неизбежного выпадения песка или геометрии возникающей трещины. Это также позволяет локальному инженеру осуществлять мониторинг постепенного развития трещины и производить регулирование для обеспечения сброса выпадения песка в зонах высокой проницаемости.
Краткое описание чертежей
На фиг. 1 показана основная линия градиента температуры в скважине, как функция действительной вертикальной глубины;
на фиг. 2 - градиент температуры после инжекции на первой стадии обработки; на фиг. 3 - градиент температуры после инжекции на второй стадии обработки; на фиг. 4 - кривая перепада температуры.
Подробное описание изобретения
Анализ диаграмм перепада температуры использовался в нефтяной и газовой промышленности с конца 1960-х годов, что связано с 8РЕ 1750 - Тгасшд Р1шк МоусшспЕ уйй а Νο\ν ТстрсгаШгс Тсс11тс|ис, Е. ΙοΗηδ, 1967 апк 8РЕ 1977 - 8оте АррНсайопк оГ 01ГГсгспНа1 ТстрсгаШгс Ьоддтд, Ь. В. 1атс5оп. Однако этот способ используется редко, возможно, потому, что для него требуется составление геологического разреза по скважине как перед обработкой, так и после нее. В настоящее время более типичным способом определения энергии текучей среды является использование радиоактивных (РА) индикаторов.
Метод с распределенным восприятием температуры (РВТ) получил свое развитие с начала 1980-х годов. Он основан на оптической рефлектометрии в промежуток времени (ОРПВ), которая широко используется при испытании кабелей для телекоммуникации. Применение в нефтяной и газовой промышленности в настоящее время имеет место в качестве стационарных установок (см. 8РЕ 71676 - Т11с Икс оГ НЬсг-ОрНс ЭМпЬтск ТстрсгаШгс Зспкпд апк Всто1с Нукгаи11са11у ОрспИск 1п!сгуа1 Соп1го1 Уакск Гог 1Нс Мападстсп! оГ ХУа1сг Ргокископ ίη 111с Эогщк-ц, Р1с1к, М. То1ап, М. Воу1с, О. ХУИНат^ 2001 апк 8РЕ 76747 - Рсгтапсп! Р1Ьсг Оркс Мопкогтд а! №г11151аг: Ргсккигс/ТстрсгаШгс 8у51ст апк Эа1а Оусгуюу, Т.К. Кгадак, В.Е. ТигпЬи11, М.1. Ргапск, 2002). Согласно методу ОРПВ посылают световые импульсы короткой продолжительности по кабелю оптического волокна и измеряют время поступления импульса и величину отраженного рассеянного света для определения местоположения и типа неисправностей в кабеле. Обратно рассеянный свет вырабатывается посредством изменения плотности и состава, а также вибраций молекул и объема.
В основном, импульсы света при фиксированной длине волны передаются от источника света на оборудовании на поверхности вниз по линии оптического волокна. В каждой точке измерения на линии свет рассеивается обратно и возвращается к оборудованию на поверхности. Знание скорости света и момента поступления отраженного сигнала обеспечивает возможность определить точку его возникновения вдоль линии волокна. Температура стимулирует уровни энергии молекул кремнезема в волоконной линии. Обратно рассеянный свет содержит смещенные вверх и смещенные вниз диапазоны волн (как, например, компоненты Стокса Рамана и Анти-Стокса Рамана обратно рассеянного спектра), которые могут быть проанализированы для определения исходной температуры. Таким образом, температура каждой из соответствующих точек в волоконной линии может быть рассчитана оборудованием, что обеспечивает полный температурный профиль вдоль длины волоконной линии. Эта общая система распределенной температуры с оптическим волокном и технология известны из предшествующего уровня техники. Кроме того, известно из уровня техники, что волоконная линия может также иметь линию возврата на поверхность, так что вся линия имеет ϋ-образную форму. Одним из преимуществ линии возврата является то, что она может обеспечить улучшенную характеристику и повышенное пространственное разрешение для системы датчиков температуры.
СРТ используется для определения притока воды или газа для того, чтобы осуществить мониторинг термических проектов МУН, и для того, чтобы осуществить мониторинг клапанов газлифта. Она используется со змеевиковым трубопроводом таким же образом, как стационарные установки.
Это изобретение фокусируется на использовании измерений посредством оптического волокна в процессе обработки ствола скважины путем вмешательства. Оптическая волоконная линия развертывается в момент обслуживания и удаляется после завершения процесса обслуживания. Измерения распределенной температуры будут использованы для мониторинга там, где обрабатывающие текучие среды
- 3 006928 входят в пласт. Размещение текучей среды изменяется, о чем обычно делается вывод только по изменениям давления в процессе обработки. Возможность мониторинга размещения текучей среды в процессе обработки обеспечит стимулирующую информацию инженерам, которая позволит им осуществить регулирование для получения усовершенствованных профилей инжекции. Это особенно верно для работ по кислотной обработке материнской породы, где целью может быть инжекция обрабатывающей текучей среды в зоны, которые сначала плохо принимают текучую среду.
Пример процедуры для использования в кислотных обработках будет действовать следующим образом.
Оптическое волокно размещается в скважине, причем его конец находится около коллектора или чуть ниже него.
Волокно имеет возможность уравновешиваться до тех пор, пока основная линия температурного профиля будет определена для скважины в интервале обработки.
Поскольку температура является достижимой на всех глубинах в любое время, профиль перепада может быть рассчитан посредством вычитания температуры на каждой глубине в желаемое время из температуры на глубине, соответствующей времени основной линии. Позитивные изменения будут означать нагревание (возможно, благодаря химическим реакциям), и негативные изменения будут означать охлаждение (в связи с инжекцией охлаждающих текучих сред).
Производят нагнетание при испытании пласта на приемистость с нереакционной текучей средой, такой как соляной раствор. Профиль перепада должен быть рассчитан и оценен перед процессом нагнетания при обработке в случае, если необходимо определить начальную стадию отвода. Соляной раствор будет охлаждать пласт при контактировании с ним. Изменение температуры будет означать, что зоны открыты для потока. Сочетание измерений с моделированием температуры инжекции будет дополнять анализ и показывать объем текучих сред, которые вошли в каждую зону, таким образом обеспечивая приемистость каждой зоны.
Производят нагнетание на стадии завершения обработки и отвода. Стадия обработки может быть с одной текучей средой или множеством текучих сред в зависимости от типа обработки, в которой осуществляется нагнетание, и коллектора, который обрабатывается. Карбонаты обычно обрабатываются одной текучей средой, такой как НС1. Песчаники обычно имеют стадию обработки с тремя текучими средами, предварительной струей жидкости, основной текучей средой и последующей струей жидкости перед тем, как осуществляют нагнетание отвода.
Производят временную остановку до тех пор, пока не стабилизируется температура и достаточный перепад температуры будет виден. Время предполагаемой остановки скважины будет изменяться в зависимости от свойств коллектора и нагнетаемых текучих сред, но должно иметь порядок минут. Время предполагаемой остановки скважины не должно быть больше часа.
Продолжают нагнетание при обработке, останавливая скважину для анализа входа текучей среды после каждой стадии отвода (как минимум).
В процессе остановки скважины отклонение температуры как от основной линии, так и от температурного профиля, измеренного перед остановкой скважины, подвергается непрерывному мониторингу. Производные по времени этих двух кривых также рассчитываются. Разности в показателях времени охлаждения и скоростях охлаждения вдоль ствола скважины указывают, в какой слой коллектора вошла обрабатывающая текучая среда или стадия отвода. Выполнение моделирования температуры инжекции и сопоставление результатов моделирования с измерениями будет дополнять анализ и показывать объем текучих сред, которые вошли в каждую зону.
Перепад между температурными профилями должен быть рассчитан после каждой стадии отвода и в конце первой стадии, следующей за отводом, для определения, работает ли устройство для отвода. После отвода текучая среда должна направляться в другую зону. Если этого не происходит, может потребоваться дополнительное устройство для отвода и мониторинг в реальном времени обеспечит возможность регулирования в реальном времени количества отвода. Там, где используется змеевиковый трубопровод, температурный профиль может также показать, что его положение не оптимизировано, и обработка может быть отрегулирована путем изменения положения точки инжекции змеевикового трубопровода.
Анализ может быть расширен посредством использования модели температуры объединенных ствола скважины/коллектора. Объединение измеренной температуры с моделированной температурой инжекции может обеспечить способ указания приемистости отдельной зоны. Осуществление моделирования температуры инжекции и сопоставление результатов моделирования с измерениями может быть использовано для определения объема текучих сред, которые вошли в каждую зону.
Определение действительного положения инжекции также является ценной информацией. Обработка данных скважинного расходомера может быть использована для оценки того, где прошла текучая среда, но будет слишком поздно для изменения указанного профиля инжекции. Знание в реальном времени того, где проходит отвод, может инициировать решение о перемене положения змеевикового трубопровода для осуществления инжекции на расстоянии от этой зоны и внутри следующей зоны, для которой требуется обработка. Знание того, где в действительности происходит обработка, поможет опера
- 4 006928 тору в соответствующем управлении заканчиванием скважины по стандарту и посредством гравийной набивки.
Соответствующее управление обозначает обеспечение того, чтобы обработка происходила в зонах, которые имеют наибольший производственный потенциал для оптимизации выпуска из коллектора. Например, в проектах вторичного и третичного извлечения целью является доведение до максимума инжекции и очистка неочищенных зон. При обработке посредством гравийной набивки целесообразным является удостовериться, что обработки являются одинаковыми, поэтому вы не произведете «излишнюю обработку» любой конкретной части набивки, которая может привести к разрушению гравийной набивки.
Основная разница между современным способом и предыдущими способами заключается в том, что технология распределенного восприятия температуры делает температурный профиль в промежутке доступным в любое время. Поэтому расчет перепада температурного профиля может быть произведен без проходов для составления геологического разреза или передвижения инструмента СТ. Также будет возможно программировать программное обеспечение окончательного сбора данных для выработки профиля перепада в любое время в процессе обработки по команде. Это сделает оценку в реальном времени входа текучей среды не только возможной, но и легко осуществляемой.
Модификация этого основного процесса должна быть разработана, если используется отвод пены или нагнетаются нитрифицированные текучие среды. Доступность давления на глубине даст возможность гораздо лучшей оценки отвода пены, потому что качество пены в нисходящей скважине может быть более точно оценено. Также возможно производить мониторинг уменьшения пены.
В реальном времени давление в забое скважины (ДЗС) посредством использования оптического волокна будет также очень полезным в обработках посредством гидравлического разрыва пласта. ДЗС существенно для определения точного давления в закрытой скважине, и точное ответное давление в процессе обработки посредством гидравлического разрыва пласта дает возможность местному инженеру произвести диагноз любого неизбежного выпадения песка и осуществить его смывание для того, чтобы избежать затратной по времени и потенциально дорогой очистки в случае выпадения песка. ДЗС также обеспечивает инженеров данными, требуемыми для проектирования и мониторинга обработки путем сброса выпадения песка в пласт высокой проницаемости и для использования программного обеспечения гидравлического разрыва пласта для создания соответствующего давления после работы и оптимизации будущего проекта обработки.
Гидравлический разрыв пласта с применением змеевикового трубопровода является особенно эффективным по стоимости способом стимулирования множества зон за один подъем и спуск трубы. Поскольку сдвоенные пакеры используются для гидравлического разрыва пласта с применением змеевикового трубопровода, здесь нет способа для получения действительного ДЗС просто путем измерения затрубного давления. ДЗС, рассчитанное из давления на поверхности, является очень неточным в связи с высоким трением между змеевиковым трубопроводом и узлом забоя скважины (УЗС) для гидравлического разрыва пласта с применением змеевикового трубопровода. Оптическое волокно, установленное внутри УЗС и в месте гидравлического разрыва пласта, может обеспечить непосредственное измерение ДЗС.
Измерение температурного профиля может также быть использовано для определения высоты трещины после операции по гидравлическому разрыву пласта. Пласт, примыкающий к трещине, будет показывать больше охлаждения, чем порода выше и ниже него, поэтому температурный профиль вдоль глубины и его изменение по времени обеспечивает указание роста трещины и окончательной высоты. Измерение высоты трещины показывает инженеру, надлежащим ли образом размещена трещина в запланированных зонах и может ли трещина распространяться в водяную или газовую зоны, что необходимо избежать. На основе информации конфигурация трещины может быть отрегулирована для того, чтобы достичь оптимальной производительности скважины.
Примерные данные, показанные на фигурах, являются синтетическими и представляют идеализированные результаты. На фиг. 1 изображена основная линия градиента температуры, измеренного после достижения градиента стабилизированной температуры посредством оптического волокна, размещенного в коллекторе перед началом обработки. Температура (здесь выраженная в градусах Фаренгейта) линейно зависит от ДВГ (действительная вертикальная глубина), здесь выраженной в футах. Штриховые линии между примерно 7500 футов и 8000 футов показывают положение перфораций.
На фиг. 2 показан градиент стабилизированной температуры для той же скважины после первой стадии обработки. В этом случае обработка индуцирует уменьшение температуры в зоне перфорации (сравните с кривой основной линии, повторенной для указанных целей).
После второй стадии обработки стабилизированный градиент дополнительно развертывается (см. фиг. 3). Кривая перепада, рассчитанная в конце работы, фиг. 4, ясно показывает в этом примере, что обработка вошла в обе зоны, посредством этого доказывая эффективность отвода.

Claims (20)

  1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
    1. Способ для обработки буровой скважины, содержащий следующие этапы: размещение распределенных датчиков температуры по волокну вдоль интервала внутри скважины, при этом указанные рас
    - 5 006928 пределенные датчики температуры обеспечивают, по существу, непрерывный мониторинг температуры вдоль указанного интервала, получают основную линию профиля температур в указанном интервале, осуществляют, по существу, непрерывный мониторинг температуры вдоль интервала, вычисляют дифференциальный профиль температур в указанном интервале относительно основной линии профиля температур, инжектируют текучую среду в скважину и в одну или более зон, окружающих указанный интервал, осуществляют остановку скважины до тех пор, пока температура в скважине, по существу, стабилизируется, осуществляют мониторинг температуры при остановке скважины вдоль указанного интервала, определяют отклонения температуры при остановке скважины относительно основной линии профиля температур в указанном интервале и определяют одну или более зон пласта, в которых протекала инжектируемая текучая среда.
  2. 2. Способ по п.1, дополнительно содержащий этап определения отклонения температуры при остановке скважины относительно дифференциального профиля температур, измеренного до остановки скважины.
  3. 3. Способ по п.1, дополнительно содержащий этап определения объема текучей среды, инжектируемой в одну или более зон.
  4. 4. Способ по п.1, в котором волокно имеет нижний конец, включающий датчик температуры для, по существу, непрерывного мониторинга температуры в забое.
  5. 5. Способ по п.1, в котором волокно имеет нижний конец, включающий датчик температуры для, по существу, непрерывного мониторинга температуры в забое и датчик давления для измерения и для осуществления, по существу, непрерывного мониторинга давления в забое скважины.
  6. 6. Способ по п.1, в котором волокно имеет нижний конец, включающий датчик давления для осуществления, по существу, непрерывного мониторинга давления в забое.
  7. 7. Способ по п.1, дополнительно содержащий этап инжектирования последующей текучей среды в соответствии с этапом определения зоны инжектирования предшествующей инжектированной текучей среды.
  8. 8. Способ по п.1, дополнительно содержащий следующие этапы: инжектирование отвода в скважину в соответствии с этапом определения зоны инжектирования предшествующей инжектированной текучей среды и инжектирование последующей текучей среды в соответствии с этапом определения зоны инжектирования предшествующей инжектированной текучей среды.
  9. 9. Способ по п.1, в котором текучая среда является добавкой для обработки материнской породы.
  10. 10. Способ по п.1, в котором текучая среда является добавкой для кислотной обработки материнской породы.
  11. 11. Способ по п.1, в котором текучая среда является добавкой, вызывающей разрыв пласта.
  12. 12. Способ по п.1, в котором текучая среда является кислотной добавкой, вызывающей разрыв пласта.
  13. 13. Способ по п.1, в котором текучая среда является гравийной засыпкой.
  14. 14. Способ для обработки буровой скважины, содержащий следующие этапы: размещение распределенных датчиков температуры по волокну вдоль интервала внутри скважины, окруженной одной или более зоной пласта, при этом указанные распределенные датчики температуры обеспечивают, по существу, непрерывный мониторинг температуры вдоль указанного интервала, получают основную линию профиля температур в указанном интервале, осуществляют, по существу, непрерывный мониторинг температуры вдоль интервала, вычисляют дифференциальный профиль температур в указанном интервале относительно основной линии профиля температур, инжектируют текучую среду, химически неактивную с одной или более зон пласта в скважине в одну или более зон пласта, вычисляют приемистость одной или более зон пласта на основании профиля температур вдоль интервала в ходе инжектирования химически неактивной текучей среды, инжектируют текучую среду, химически активную с одной или более зон пласта в скважине, в одну или более зон пласта окружающих указанный интервал в соответствии с вычисленной приемистостью, осуществляют остановку скважины до тех пор, пока температура в скважине, по существу, стабилизируется, осуществляют мониторинг температуры при остановке скважины вдоль указанного интервала, определяют отклонения температуры при остановке скважины относительно основной линии профиля температур в указанном интервале и определяют одну или более зон пласта, в которых протекала инжектируемая текучая среда.
  15. 15. Способ по п.14, дополнительно содержащий этап определения отклонения температуры при остановке скважины относительно дифференциального профиля температур, измеренного до остановки скважины.
  16. 16. Способ по п.14, дополнительно содержащий этап инжектирования отвода в скважину в соответствии с этапом определения приемистости одной или более зон пласта относительно инжектирования химически неактивной текучей среды.
  17. 17. Способ по п.14, дополнительно содержащий этап определения объема текучей среды, инжектируемой в одну или более зон.
  18. 18. Способ по п.14, дополнительно содержащий этап инжектирования последующей текучей среды в соответствии с этапом определения зоны инжектирования предшествующей инжектированной текучей среды.
  19. 19. Способ по п.14, дополнительно содержащий следующие этапы: инжектирование отвода в скважину в соответствии с этапом определения зоны инжектирования предшествующей инжектированной
    - 6 006928 текучей среды и инжектирование последующей текучей среды в соответствии с этапом определения зоны инжектирования предшествующей инжектированной текучей среды.
  20. 20. Способ по п.14, дополнительно содержащий следующие этапы: инжектирование отвода в скважину в соответствии с этапом определения одной или более зон пласта инжектирования предшествующей инжектированной химически активной текучей среды и инжектирование последующей текучей среды в соответствии с этапом определения зоны инжектирования предшествующей инжектированной химически активной текучей среды.
EA200500358A 2002-08-15 2003-07-25 Использование распределённых датчиков температуры в процессе обработки ствола скважины EA006928B1 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US40386502P 2002-08-15 2002-08-15
PCT/EP2003/008249 WO2004018840A1 (en) 2002-08-15 2003-07-25 Use of distributed temperature sensors during wellbore treatments

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA200500358A1 EA200500358A1 (ru) 2005-08-25
EA006928B1 true EA006928B1 (ru) 2006-04-28

Family

ID=31946712

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA200500358A EA006928B1 (ru) 2002-08-15 2003-07-25 Использование распределённых датчиков температуры в процессе обработки ствола скважины

Country Status (7)

Country Link
US (2) US7055604B2 (ru)
AU (1) AU2003255294A1 (ru)
CA (1) CA2495342C (ru)
EA (1) EA006928B1 (ru)
GB (1) GB2409719B (ru)
MX (1) MXPA05001618A (ru)
WO (1) WO2004018840A1 (ru)

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EA015788B1 (ru) * 2006-07-31 2011-12-30 Шеврон Ю.Эс.Эй. Инк. Способ и устройство для определения расхода текучей среды
RU2490421C1 (ru) * 2012-01-11 2013-08-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Способ спуска волоконно-оптического кабеля в паронагнетательную скважину и устройство для измерения температурного распределения
RU2660753C1 (ru) * 2017-07-25 2018-07-09 Юрий Александрович Попов Термометрическая коса (термокоса)

Families Citing this family (183)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20030205376A1 (en) * 2002-04-19 2003-11-06 Schlumberger Technology Corporation Means and Method for Assessing the Geometry of a Subterranean Fracture During or After a Hydraulic Fracturing Treatment
GB0216259D0 (en) * 2002-07-12 2002-08-21 Sensor Highway Ltd Subsea and landing string distributed sensor system
EA006928B1 (ru) 2002-08-15 2006-04-28 Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. Использование распределённых датчиков температуры в процессе обработки ствола скважины
US7536905B2 (en) * 2003-10-10 2009-05-26 Schlumberger Technology Corporation System and method for determining a flow profile in a deviated injection well
US20050149264A1 (en) * 2003-12-30 2005-07-07 Schlumberger Technology Corporation System and Method to Interpret Distributed Temperature Sensor Data and to Determine a Flow Rate in a Well
MXPA06012505A (es) 2004-04-30 2006-12-15 Warner Lambert Co Compuestos de morfolina sustituida para el tratamiento de trastornos del sistema nervioso central.
US10316616B2 (en) * 2004-05-28 2019-06-11 Schlumberger Technology Corporation Dissolvable bridge plug
US7617873B2 (en) 2004-05-28 2009-11-17 Schlumberger Technology Corporation System and methods using fiber optics in coiled tubing
US9540889B2 (en) * 2004-05-28 2017-01-10 Schlumberger Technology Corporation Coiled tubing gamma ray detector
US8522869B2 (en) * 2004-05-28 2013-09-03 Schlumberger Technology Corporation Optical coiled tubing log assembly
US9500058B2 (en) * 2004-05-28 2016-11-22 Schlumberger Technology Corporation Coiled tubing tractor assembly
US7490664B2 (en) * 2004-11-12 2009-02-17 Halliburton Energy Services, Inc. Drilling, perforating and formation analysis
US7428924B2 (en) * 2004-12-23 2008-09-30 Schlumberger Technology Corporation System and method for completing a subterranean well
GB2424311B (en) * 2005-03-18 2008-02-13 Sensor Highway Ltd Optical pulse generator for distributed temperature sensing operating at a characteristic wavelength in a range between 1050 nm and 1090 nm
US7658226B2 (en) * 2005-11-02 2010-02-09 Schlumberger Technology Corporation Method of monitoring fluid placement during stimulation treatments
US7448448B2 (en) * 2005-12-15 2008-11-11 Schlumberger Technology Corporation System and method for treatment of a well
US7424176B2 (en) * 2005-12-20 2008-09-09 Schlumberger Technology Corporation Optical fiber termination apparatus and methods of use, and optical fiber termination process
US8770261B2 (en) 2006-02-09 2014-07-08 Schlumberger Technology Corporation Methods of manufacturing degradable alloys and products made from degradable alloys
US8056619B2 (en) * 2006-03-30 2011-11-15 Schlumberger Technology Corporation Aligning inductive couplers in a well
US7712524B2 (en) 2006-03-30 2010-05-11 Schlumberger Technology Corporation Measuring a characteristic of a well proximate a region to be gravel packed
US7735555B2 (en) * 2006-03-30 2010-06-15 Schlumberger Technology Corporation Completion system having a sand control assembly, an inductive coupler, and a sensor proximate to the sand control assembly
US7793718B2 (en) * 2006-03-30 2010-09-14 Schlumberger Technology Corporation Communicating electrical energy with an electrical device in a well
US8573313B2 (en) * 2006-04-03 2013-11-05 Schlumberger Technology Corporation Well servicing methods and systems
US20070234789A1 (en) * 2006-04-05 2007-10-11 Gerard Glasbergen Fluid distribution determination and optimization with real time temperature measurement
US7398680B2 (en) * 2006-04-05 2008-07-15 Halliburton Energy Services, Inc. Tracking fluid displacement along a wellbore using real time temperature measurements
US7857046B2 (en) * 2006-05-31 2010-12-28 Schlumberger Technology Corporation Methods for obtaining a wellbore schematic and using same for wellbore servicing
US7654318B2 (en) * 2006-06-19 2010-02-02 Schlumberger Technology Corporation Fluid diversion measurement methods and systems
US7934556B2 (en) 2006-06-28 2011-05-03 Schlumberger Technology Corporation Method and system for treating a subterranean formation using diversion
US20080041594A1 (en) * 2006-07-07 2008-02-21 Jeanne Boles Methods and Systems For Determination of Fluid Invasion In Reservoir Zones
US20090173493A1 (en) * 2006-08-03 2009-07-09 Remi Hutin Interface and method for transmitting information to and from a downhole tool
US7509008B2 (en) * 2006-10-06 2009-03-24 Halliburton Energy Services, Inc. Method and apparatus for locating a localized temperature change in a workspace
US7730936B2 (en) * 2007-02-07 2010-06-08 Schlumberger Technology Corporation Active cable for wellbore heating and distributed temperature sensing
US8726991B2 (en) 2007-03-02 2014-05-20 Schlumberger Technology Corporation Circulated degradable material assisted diversion
US8230915B2 (en) * 2007-03-28 2012-07-31 Schlumberger Technology Corporation Apparatus, system, and method for determining injected fluid vertical placement
WO2008139376A1 (en) * 2007-05-14 2008-11-20 Philips Intellectual Property & Standards Gmbh Shading device
US7586617B2 (en) * 2007-06-22 2009-09-08 Schlumberger Technology Corporation Controlling a dynamic signal range in an optical time domain reflectometry
US7731421B2 (en) * 2007-06-25 2010-06-08 Schlumberger Technology Corporation Fluid level indication system and technique
US7428350B1 (en) 2007-07-18 2008-09-23 Schlumberger Technology Corporation Optical turnaround system
US7580797B2 (en) * 2007-07-31 2009-08-25 Schlumberger Technology Corporation Subsurface layer and reservoir parameter measurements
US8936085B2 (en) 2008-04-15 2015-01-20 Schlumberger Technology Corporation Sealing by ball sealers
US9212535B2 (en) 2008-04-15 2015-12-15 Schlumberger Technology Corporation Diversion by combining dissolvable and degradable particles and fibers
US7784539B2 (en) * 2008-05-01 2010-08-31 Schlumberger Technology Corporation Hydrocarbon recovery testing method
US7668411B2 (en) * 2008-06-06 2010-02-23 Schlumberger Technology Corporation Distributed vibration sensing system using multimode fiber
US7859654B2 (en) * 2008-07-17 2010-12-28 Schlumberger Technology Corporation Frequency-scanned optical time domain reflectometry
US9669492B2 (en) 2008-08-20 2017-06-06 Foro Energy, Inc. High power laser offshore decommissioning tool, system and methods of use
US9138786B2 (en) 2008-10-17 2015-09-22 Foro Energy, Inc. High power laser pipeline tool and methods of use
US9244235B2 (en) 2008-10-17 2016-01-26 Foro Energy, Inc. Systems and assemblies for transferring high power laser energy through a rotating junction
WO2010096086A1 (en) 2008-08-20 2010-08-26 Foro Energy Inc. Method and system for advancement of a borehole using a high power laser
US9267330B2 (en) 2008-08-20 2016-02-23 Foro Energy, Inc. Long distance high power optical laser fiber break detection and continuity monitoring systems and methods
US9027668B2 (en) 2008-08-20 2015-05-12 Foro Energy, Inc. Control system for high power laser drilling workover and completion unit
US9089928B2 (en) 2008-08-20 2015-07-28 Foro Energy, Inc. Laser systems and methods for the removal of structures
US9664012B2 (en) 2008-08-20 2017-05-30 Foro Energy, Inc. High power laser decomissioning of multistring and damaged wells
US10301912B2 (en) * 2008-08-20 2019-05-28 Foro Energy, Inc. High power laser flow assurance systems, tools and methods
US8627901B1 (en) 2009-10-01 2014-01-14 Foro Energy, Inc. Laser bottom hole assembly
US9080425B2 (en) 2008-10-17 2015-07-14 Foro Energy, Inc. High power laser photo-conversion assemblies, apparatuses and methods of use
US9719302B2 (en) 2008-08-20 2017-08-01 Foro Energy, Inc. High power laser perforating and laser fracturing tools and methods of use
US9347271B2 (en) 2008-10-17 2016-05-24 Foro Energy, Inc. Optical fiber cable for transmission of high power laser energy over great distances
US9360631B2 (en) 2008-08-20 2016-06-07 Foro Energy, Inc. Optics assembly for high power laser tools
US9242309B2 (en) 2012-03-01 2016-01-26 Foro Energy Inc. Total internal reflection laser tools and methods
US9562395B2 (en) 2008-08-20 2017-02-07 Foro Energy, Inc. High power laser-mechanical drilling bit and methods of use
US8571368B2 (en) 2010-07-21 2013-10-29 Foro Energy, Inc. Optical fiber configurations for transmission of laser energy over great distances
US7896072B2 (en) * 2008-11-05 2011-03-01 Halliburton Energy Services, Inc. Calorimetric distributed temperature system and methods
CA2742772A1 (en) * 2008-11-05 2010-05-14 Schlumberger Canada Limited System and method for accessing distributed temperature sensing data
US8561696B2 (en) 2008-11-18 2013-10-22 Schlumberger Technology Corporation Method of placing ball sealers for fluid diversion
US20100207019A1 (en) * 2009-02-17 2010-08-19 Schlumberger Technology Corporation Optical monitoring of fluid flow
US20100243242A1 (en) * 2009-03-27 2010-09-30 Boney Curtis L Method for completing tight oil and gas reservoirs
US20100309750A1 (en) * 2009-06-08 2010-12-09 Dominic Brady Sensor Assembly
CA2766165C (en) 2009-06-29 2015-03-31 Halliburton Energy Services, Inc. Wellbore laser operations
US8109335B2 (en) * 2009-07-13 2012-02-07 Halliburton Energy Services, Inc. Degradable diverting agents and associated methods
CA2770293C (en) 2009-08-05 2017-02-21 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Systems and methods for monitoring a well
US20120155508A1 (en) * 2009-08-05 2012-06-21 Dennis Edward Dria Systems and methods for monitoring a well
US8684088B2 (en) 2011-02-24 2014-04-01 Foro Energy, Inc. Shear laser module and method of retrofitting and use
US8783361B2 (en) 2011-02-24 2014-07-22 Foro Energy, Inc. Laser assisted blowout preventer and methods of use
US8783360B2 (en) 2011-02-24 2014-07-22 Foro Energy, Inc. Laser assisted riser disconnect and method of use
US8720584B2 (en) 2011-02-24 2014-05-13 Foro Energy, Inc. Laser assisted system for controlling deep water drilling emergency situations
US8196655B2 (en) * 2009-08-31 2012-06-12 Halliburton Energy Services, Inc. Selective placement of conformance treatments in multi-zone well completions
US8016034B2 (en) 2009-09-01 2011-09-13 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of fluid placement and diversion in subterranean formations
US9874087B2 (en) * 2009-09-18 2018-01-23 Halliburton Energy Services, Inc. Downhole temperature probe array
US8839850B2 (en) 2009-10-07 2014-09-23 Schlumberger Technology Corporation Active integrated completion installation system and method
US20110090496A1 (en) * 2009-10-21 2011-04-21 Halliburton Energy Services, Inc. Downhole monitoring with distributed optical density, temperature and/or strain sensing
US20110088462A1 (en) * 2009-10-21 2011-04-21 Halliburton Energy Services, Inc. Downhole monitoring with distributed acoustic/vibration, strain and/or density sensing
US20110133067A1 (en) * 2009-12-08 2011-06-09 Schlumberger Technology Corporation Optical sensor having a capillary tube and an optical fiber in the capillary tube
US9388686B2 (en) 2010-01-13 2016-07-12 Halliburton Energy Services, Inc. Maximizing hydrocarbon production while controlling phase behavior or precipitation of reservoir impairing liquids or solids
US8788251B2 (en) * 2010-05-21 2014-07-22 Schlumberger Technology Corporation Method for interpretation of distributed temperature sensors during wellbore treatment
US20110301848A1 (en) * 2010-06-08 2011-12-08 Baker Hughes Incorporated Method of diagnosing flow and determining compositional changes of fluid producing or injecting through an inflow control device
US8505625B2 (en) 2010-06-16 2013-08-13 Halliburton Energy Services, Inc. Controlling well operations based on monitored parameters of cement health
US8930143B2 (en) 2010-07-14 2015-01-06 Halliburton Energy Services, Inc. Resolution enhancement for subterranean well distributed optical measurements
US8613313B2 (en) 2010-07-19 2013-12-24 Schlumberger Technology Corporation System and method for reservoir characterization
US8584519B2 (en) 2010-07-19 2013-11-19 Halliburton Energy Services, Inc. Communication through an enclosure of a line
US8924158B2 (en) 2010-08-09 2014-12-30 Schlumberger Technology Corporation Seismic acquisition system including a distributed sensor having an optical fiber
WO2012024285A1 (en) 2010-08-17 2012-02-23 Foro Energy Inc. Systems and conveyance structures for high power long distance laster transmission
MX2013007039A (es) * 2010-12-20 2013-12-06 Schlumberger Technology Bv Método de utilización de datos de formaciones subterráneas para mejorar las operaciones de tratamiento.
US8910714B2 (en) 2010-12-23 2014-12-16 Schlumberger Technology Corporation Method for controlling the downhole temperature during fluid injection into oilfield wells
WO2012087892A2 (en) * 2010-12-23 2012-06-28 Schlumberger Canada Limited Method for controlling the downhole temperature during fluid injection into oilfield wells
WO2012116155A1 (en) 2011-02-24 2012-08-30 Foro Energy, Inc. Electric motor for laser-mechanical drilling
US8448720B2 (en) 2011-06-02 2013-05-28 Halliburton Energy Services, Inc. Optimized pressure drilling with continuous tubing drill string
BR112013030718A2 (pt) * 2011-06-02 2016-12-06 Halliburton Energy Services Inc método para perfurar um furo de poço, e, sistema de poço
WO2012167102A1 (en) 2011-06-03 2012-12-06 Foro Energy Inc. Rugged passively cooled high power laser fiber optic connectors and methods of use
WO2013012642A2 (en) * 2011-07-18 2013-01-24 Shell Oil Company Distributed temperature sensing with background filtering
US9222892B2 (en) 2011-08-05 2015-12-29 Halliburton Energy Services, Inc. Systems and methods for monitoring the quality of a fluid
US9464512B2 (en) 2011-08-05 2016-10-11 Halliburton Energy Services, Inc. Methods for fluid monitoring in a subterranean formation using one or more integrated computational elements
US9222348B2 (en) * 2011-08-05 2015-12-29 Halliburton Energy Services, Inc. Methods for monitoring the formation and transport of an acidizing fluid using opticoanalytical devices
US9182355B2 (en) 2011-08-05 2015-11-10 Halliburton Energy Services, Inc. Systems and methods for monitoring a flow path
US9297254B2 (en) 2011-08-05 2016-03-29 Halliburton Energy Services, Inc. Methods for monitoring fluids within or produced from a subterranean formation using opticoanalytical devices
US8960294B2 (en) 2011-08-05 2015-02-24 Halliburton Energy Services, Inc. Methods for monitoring fluids within or produced from a subterranean formation during fracturing operations using opticoanalytical devices
US9206386B2 (en) 2011-08-05 2015-12-08 Halliburton Energy Services, Inc. Systems and methods for analyzing microbiological substances
US8908165B2 (en) 2011-08-05 2014-12-09 Halliburton Energy Services, Inc. Systems and methods for monitoring oil/gas separation processes
US9441149B2 (en) 2011-08-05 2016-09-13 Halliburton Energy Services, Inc. Methods for monitoring the formation and transport of a treatment fluid using opticoanalytical devices
US8997860B2 (en) 2011-08-05 2015-04-07 Halliburton Energy Services, Inc. Methods for monitoring the formation and transport of a fracturing fluid using opticoanalytical devices
US9395306B2 (en) 2011-08-05 2016-07-19 Halliburton Energy Services, Inc. Methods for monitoring fluids within or produced from a subterranean formation during acidizing operations using opticoanalytical devices
US9261461B2 (en) 2011-08-05 2016-02-16 Halliburton Energy Services, Inc. Systems and methods for monitoring oil/gas separation processes
US20130048282A1 (en) 2011-08-23 2013-02-28 David M. Adams Fracturing Process to Enhance Propping Agent Distribution to Maximize Connectivity Between the Formation and the Wellbore
US9249559B2 (en) 2011-10-04 2016-02-02 Schlumberger Technology Corporation Providing equipment in lateral branches of a well
US9920610B2 (en) 2012-06-26 2018-03-20 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Method of using diverter and proppant mixture
MX2014006711A (es) * 2011-12-06 2014-09-22 Schlumberger Technology Bv Metodo para la interpretacion de la medicion de flujo en el fondo del pozo durante los tratamientos del pozo.
US8215164B1 (en) * 2012-01-02 2012-07-10 HydroConfidence Inc. Systems and methods for monitoring groundwater, rock, and casing for production flow and leakage of hydrocarbon fluids
US9644476B2 (en) 2012-01-23 2017-05-09 Schlumberger Technology Corporation Structures having cavities containing coupler portions
US9175560B2 (en) 2012-01-26 2015-11-03 Schlumberger Technology Corporation Providing coupler portions along a structure
US9938823B2 (en) 2012-02-15 2018-04-10 Schlumberger Technology Corporation Communicating power and data to a component in a well
US9702811B2 (en) 2012-04-26 2017-07-11 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and devices for optically determining a characteristic of a substance using integrated computational elements
US9019501B2 (en) 2012-04-26 2015-04-28 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and devices for optically determining a characteristic of a substance
US9013702B2 (en) 2012-04-26 2015-04-21 Halliburton Energy Services, Inc. Imaging systems for optical computing devices
US9080943B2 (en) 2012-04-26 2015-07-14 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and devices for optically determining a characteristic of a substance
US8941046B2 (en) 2012-04-26 2015-01-27 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and devices for optically determining a characteristic of a substance
US9658149B2 (en) 2012-04-26 2017-05-23 Halliburton Energy Services, Inc. Devices having one or more integrated computational elements and methods for determining a characteristic of a sample by computationally combining signals produced therewith
US9383307B2 (en) 2012-04-26 2016-07-05 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and devices for optically determining a characteristic of a substance
US10036234B2 (en) 2012-06-08 2018-07-31 Schlumberger Technology Corporation Lateral wellbore completion apparatus and method
US8893785B2 (en) 2012-06-12 2014-11-25 Halliburton Energy Services, Inc. Location of downhole lines
US11111766B2 (en) 2012-06-26 2021-09-07 Baker Hughes Holdings Llc Methods of improving hydraulic fracture network
PL2864442T3 (pl) * 2012-06-26 2019-03-29 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Sposoby ulepszania sieci szczelin hydraulicznych
US10988678B2 (en) 2012-06-26 2021-04-27 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Well treatment operations using diverting system
BR112015004458A8 (pt) 2012-09-01 2019-08-27 Chevron Usa Inc sistema de controle de poço, bop a laser e conjunto de bop
US9823373B2 (en) 2012-11-08 2017-11-21 Halliburton Energy Services, Inc. Acoustic telemetry with distributed acoustic sensing system
RU2637398C2 (ru) * 2012-11-15 2017-12-04 Конинклейке Филипс Н.В. Мрт с участием распределенного датчика для контроля температуры и/или деформации кабелей катушки и фильтров
US9377551B2 (en) * 2013-05-22 2016-06-28 Schlumberger Technology Corporation Method of borehole seismic surveying using an optical fiber
US10808521B2 (en) 2013-05-31 2020-10-20 Conocophillips Company Hydraulic fracture analysis
WO2015048021A2 (en) * 2013-09-26 2015-04-02 Baker Hughes Incorporated Method of optimizing conductivity in a hydraulic fracturing operation
US9976409B2 (en) 2013-10-08 2018-05-22 Halliburton Energy Services, Inc. Assembly for measuring temperature of materials flowing through tubing in a well system
US9347307B2 (en) 2013-10-08 2016-05-24 Halliburton Energy Services, Inc. Assembly for measuring temperature of materials flowing through tubing in a well system
US20160250812A1 (en) * 2013-10-14 2016-09-01 United Technologies Corporation Automated laminate composite solid ply generation
US20150114631A1 (en) * 2013-10-24 2015-04-30 Baker Hughes Incorporated Monitoring Acid Stimulation Using High Resolution Distributed Temperature Sensing
US10316643B2 (en) 2013-10-24 2019-06-11 Baker Hughes, A Ge Company, Llc High resolution distributed temperature sensing for downhole monitoring
US9631474B2 (en) * 2013-11-25 2017-04-25 Baker Hughes Incorporated Systems and methods for real-time evaluation of coiled tubing matrix acidizing
US9631478B2 (en) * 2013-11-25 2017-04-25 Baker Hughes Incorporated Real-time data acquisition and interpretation for coiled tubing fluid injection operations
CA3223992A1 (en) 2013-12-18 2015-06-25 Conocophillips Company Method for determining hydraulic fracture orientation and dimension
US10125605B2 (en) * 2014-01-20 2018-11-13 Halliburton Energy Services, Inc. Using downhole strain measurements to determine hydraulic fracture system geometry
HUE062268T2 (hu) 2014-02-18 2023-10-28 Schlumberger Technology Bv Eljárás az elosztott hõmérséklet-érzékelõk értelmezésére a kútfúrás mûveletei során
US9683435B2 (en) 2014-03-04 2017-06-20 General Electric Company Sensor deployment system for a wellbore and methods of assembling the same
EP3114318B1 (en) 2014-03-06 2024-09-25 Services Pétroliers Schlumberger Formation skin evaluation
US20160024914A1 (en) * 2014-07-23 2016-01-28 Schlumberger Technology Corporation Monitoring matrix acidizing operations
EP2985409A1 (en) * 2014-08-12 2016-02-17 Services Petroliers Schlumberger Methods and apparatus of adjusting matrix acidizing procedures
US10809413B2 (en) 2014-08-29 2020-10-20 Schlumberger Technology Corporation Fiber optic magneto-responsive sensor assembly
US9404831B2 (en) 2014-10-27 2016-08-02 Baker Hughes Incorporated Arrayed wave division multiplex to extend range of IOFDR fiber bragg sensing system
US10062202B2 (en) 2014-12-22 2018-08-28 General Electric Company System and methods of generating a computer model of a composite component
US9803467B2 (en) 2015-03-18 2017-10-31 Baker Hughes Well screen-out prediction and prevention
WO2017023318A1 (en) 2015-08-05 2017-02-09 Halliburton Energy Services Inc. Quantification of crossflow effects on fluid distribution during matrix injection treatments
US10138715B2 (en) 2015-09-16 2018-11-27 King Fahd University Of Petroleum And Minerals Well-bore and reservoir monitoring process by logging temperature and resistivity
WO2017074722A1 (en) * 2015-10-28 2017-05-04 Baker Hughes Incorporated Real-time data acquisition and interpretation for coiled tubing fluid injection operations
US10221687B2 (en) 2015-11-26 2019-03-05 Merger Mines Corporation Method of mining using a laser
US10890058B2 (en) 2016-03-09 2021-01-12 Conocophillips Company Low-frequency DAS SNR improvement
US10301903B2 (en) 2016-05-16 2019-05-28 Schlumberger Technology Corporation Well treatment
US20200032640A1 (en) * 2016-09-30 2020-01-30 Schlumberger Technology Corporation Fiber Measurements for Fluid Treatment Processes in A Well
WO2018160171A1 (en) * 2017-02-28 2018-09-07 Halliburton Energy Services, Inc. Real-time diversion control for stimulation treatments using fiber optics with fully-coupled diversion models
US20180273834A1 (en) * 2017-03-27 2018-09-27 Schlumberger Technology Corporation Methods for making and using retarded acid compositions for well stimulation
CA3062569A1 (en) 2017-05-05 2018-11-08 Conocophillips Company Stimulated rock volume analysis
US11255997B2 (en) 2017-06-14 2022-02-22 Conocophillips Company Stimulated rock volume analysis
US11352878B2 (en) 2017-10-17 2022-06-07 Conocophillips Company Low frequency distributed acoustic sensing hydraulic fracture geometry
US10815774B2 (en) 2018-01-02 2020-10-27 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Coiled tubing telemetry system and method for production logging and profiling
US10955264B2 (en) * 2018-01-24 2021-03-23 Saudi Arabian Oil Company Fiber optic line for monitoring of well operations
EP3775486A4 (en) 2018-03-28 2021-12-29 Conocophillips Company Low frequency das well interference evaluation
CA3097930A1 (en) 2018-05-02 2019-11-07 Conocophillips Company Production logging inversion based on das/dts
US11209558B2 (en) 2018-05-09 2021-12-28 Conocophillips Company Measurement of poroelastic pressure response
US11512581B2 (en) 2020-01-31 2022-11-29 Halliburton Energy Services, Inc. Fiber optic sensing of wellbore leaks during cement curing using a cement plug deployment system
US11512584B2 (en) 2020-01-31 2022-11-29 Halliburton Energy Services, Inc. Fiber optic distributed temperature sensing of annular cement curing using a cement plug deployment system
US11566487B2 (en) 2020-01-31 2023-01-31 Halliburton Energy Services, Inc. Systems and methods for sealing casing to a wellbore via light activation
US11920464B2 (en) 2020-01-31 2024-03-05 Halliburton Energy Services, Inc. Thermal analysis of temperature data collected from a distributed temperature sensor system for estimating thermal properties of a wellbore
US11692435B2 (en) 2020-01-31 2023-07-04 Halliburton Energy Services, Inc. Tracking cementing plug position during cementing operations
US11661838B2 (en) 2020-01-31 2023-05-30 Halliburton Energy Services, Inc. Using active actuation for downhole fluid identification and cement barrier quality assessment
US11846174B2 (en) 2020-02-01 2023-12-19 Halliburton Energy Services, Inc. Loss circulation detection during cementing operations
EA037631B1 (ru) * 2020-07-14 2021-04-23 ОБЩЕСТВО С ОГРАНИЧЕННОЙ ОТВЕТСТВЕННОСТЬЮ "Тота Системс" Способ определения физических величин в скважине на основе пьезорезонансных датчиков без электроники и устройство для его осуществления
CN111980683A (zh) * 2020-08-17 2020-11-24 北京中地英捷物探仪器研究所有限公司 一种井温测井仪
CN112983386B (zh) * 2021-02-25 2023-06-30 中国石油天然气股份有限公司 前置液用量的确定方法和装置
EP4370780A1 (en) 2021-07-16 2024-05-22 ConocoPhillips Company Passive production logging instrument using heat and distributed acoustic sensing

Family Cites Families (34)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US556669A (en) 1896-03-17 fea soh
USRE27459E (en) * 1970-11-09 1972-08-15 Well treating methods using temperature surveys
IT1092020B (it) 1978-01-23 1985-07-06 Barzaghi Spa Procedimento ed apparecchiatura per la finitura superficiale di tessuti e simili
US4223727A (en) * 1979-06-22 1980-09-23 Texaco Inc. Method of injectivity profile logging for two phase flow
US4324669A (en) * 1979-11-19 1982-04-13 Halliburton Company Foamed high viscosity aqueous inorganic acid solutions and methods of using the same
US4325669A (en) * 1980-08-04 1982-04-20 George Schafer Pallet loading and unloading method
US4695389A (en) * 1984-03-16 1987-09-22 Dowell Schlumberger Incorporated Aqueous gelling and/or foaming agents for aqueous acids and methods of using the same
JPH0769223B2 (ja) * 1989-06-08 1995-07-26 旭硝子株式会社 温度測定方法および分布型光ファイバー温度センサー
US5343949A (en) * 1992-09-10 1994-09-06 Halliburton Company Isolation washpipe for earth well completions and method for use in gravel packing a well
US5339902A (en) * 1993-04-02 1994-08-23 Halliburton Company Well cementing using permeable cement
US5353873A (en) * 1993-07-09 1994-10-11 Cooke Jr Claude E Apparatus for determining mechanical integrity of wells
US5609204A (en) * 1995-01-05 1997-03-11 Osca, Inc. Isolation system and gravel pack assembly
US6532839B1 (en) * 1996-03-29 2003-03-18 Sensor Dynamics Ltd. Apparatus for the remote measurement of physical parameters
US6435277B1 (en) * 1996-10-09 2002-08-20 Schlumberger Technology Corporation Compositions containing aqueous viscosifying surfactants and methods for applying such compositions in subterranean formations
US6110875A (en) * 1997-03-07 2000-08-29 Bj Services Company Methods and materials for degrading xanthan
US6281489B1 (en) * 1997-05-02 2001-08-28 Baker Hughes Incorporated Monitoring of downhole parameters and tools utilizing fiber optics
US6787758B2 (en) 2001-02-06 2004-09-07 Baker Hughes Incorporated Wellbores utilizing fiber optic-based sensors and operating devices
CA2264632C (en) 1997-05-02 2007-11-27 Baker Hughes Incorporated Wellbores utilizing fiber optic-based sensors and operating devices
US6009216A (en) 1997-11-05 1999-12-28 Cidra Corporation Coiled tubing sensor system for delivery of distributed multiplexed sensors
US6427873B2 (en) * 1998-01-28 2002-08-06 A. R. Arena Products, Inc. Method and apparatus for enhancing evacuation of bulk material shipper bags
AU5791999A (en) 1998-08-25 2000-03-14 Baker Hughes Incorporated Method of using a heater with a fiber optic string in a wellbore
EP1541984A3 (en) 1998-12-17 2006-06-07 Chevron USA, Inc. Apparatus for communicating and measuring pressure
US6271766B1 (en) * 1998-12-23 2001-08-07 Cidra Corporation Distributed selectable latent fiber optic sensors
AU2181399A (en) * 1999-02-16 2000-09-04 Sharma, Sandeep Method of installing a sensor in a well
US6399546B1 (en) * 1999-10-15 2002-06-04 Schlumberger Technology Corporation Fluid system having controllable reversible viscosity
US6789621B2 (en) * 2000-08-03 2004-09-14 Schlumberger Technology Corporation Intelligent well system and method
US6828280B2 (en) * 2001-08-14 2004-12-07 Schlumberger Technology Corporation Methods for stimulating hydrocarbon production
EA006928B1 (ru) 2002-08-15 2006-04-28 Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. Использование распределённых датчиков температуры в процессе обработки ствола скважины
US20040040707A1 (en) * 2002-08-29 2004-03-04 Dusterhoft Ronald G. Well treatment apparatus and method
US6874361B1 (en) 2004-01-08 2005-04-05 Halliburton Energy Services, Inc. Distributed flow properties wellbore measurement system
US20050236161A1 (en) 2004-04-23 2005-10-27 Michael Gay Optical fiber equipped tubing and methods of making and using
US7077200B1 (en) 2004-04-23 2006-07-18 Schlumberger Technology Corp. Downhole light system and methods of use
US7617873B2 (en) 2004-05-28 2009-11-17 Schlumberger Technology Corporation System and methods using fiber optics in coiled tubing
US7420475B2 (en) 2004-08-26 2008-09-02 Schlumberger Technology Corporation Well site communication system

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EA015788B1 (ru) * 2006-07-31 2011-12-30 Шеврон Ю.Эс.Эй. Инк. Способ и устройство для определения расхода текучей среды
RU2490421C1 (ru) * 2012-01-11 2013-08-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Способ спуска волоконно-оптического кабеля в паронагнетательную скважину и устройство для измерения температурного распределения
RU2660753C1 (ru) * 2017-07-25 2018-07-09 Юрий Александрович Попов Термометрическая коса (термокоса)

Also Published As

Publication number Publication date
US8113284B2 (en) 2012-02-14
GB2409719A (en) 2005-07-06
GB0503273D0 (en) 2005-03-23
MXPA05001618A (es) 2005-04-25
AU2003255294A1 (en) 2004-03-11
US20040129418A1 (en) 2004-07-08
EA200500358A1 (ru) 2005-08-25
WO2004018840A1 (en) 2004-03-04
CA2495342A1 (en) 2004-03-04
US20060196659A1 (en) 2006-09-07
GB2409719B (en) 2006-03-29
CA2495342C (en) 2008-08-26
US7055604B2 (en) 2006-06-06

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EA006928B1 (ru) Использование распределённых датчиков температуры в процессе обработки ствола скважины
US9822626B2 (en) Planning and performing re-fracturing operations based on microseismic monitoring
US10808521B2 (en) Hydraulic fracture analysis
US9803467B2 (en) Well screen-out prediction and prevention
RU2587197C2 (ru) Способ обработки скважины (варианты)
RU2577568C1 (ru) Способ интерпретации измерений скважинного дебита во время скважинной обработки
RU2010119067A (ru) Предварительный анализ буровой площадки для планирования разработки месторождений
US20180283153A1 (en) Methods and materials for evaluating and improving the production of geo-specific shale reservoirs
CA2986355A1 (en) Thermally induced low flow rate fracturing
US11319790B2 (en) Proppant ramp up decision making
WO2017035370A1 (en) Methods and materials for evaluating and improving the production of geo-specific shale reservoirs
US12006819B2 (en) Hydraulic integrity analysis
WO2019191349A1 (en) An integrated data driven platform for completion optimization and reservoir characterization
WO1996021799A1 (en) Method for determining closure of a hydraulically induced in-situ fracture
Parkhonyuk et al. Novel monitoring technology helps to make Informed decisions and maximize the efficiency of completion strategy
CA2957931A1 (en) Method of treating an underground formation featuring single-point stimulation
RU53790U1 (ru) Комплект оборудования для документированного контроля технологических процессов в нефтяной или газовой скважине
GB2539002A (en) Improvements in or relating to hydrocarbon production from shale
Bin Marta et al. Diagnosing and Controlling Excessive Water Production: State-of-the-Art Review
RU2235193C1 (ru) Способ эксплуатации скважины
RU2190085C1 (ru) Способ освоения нефонтанирующей нефтяной скважины
Bin Marta et al. Diagnosing and Controlling Excessive Water Production: State-of-the-Art

Legal Events

Date Code Title Description
QB4A Registration of a licence in a contracting state
QB4A Registration of a licence in a contracting state
MM4A Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s)

Designated state(s): AM AZ BY KG MD TJ TM

MM4A Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s)

Designated state(s): KZ RU