EA017422B1 - Способ и система для обработки подземного пласта - Google Patents
Способ и система для обработки подземного пласта Download PDFInfo
- Publication number
- EA017422B1 EA017422B1 EA200970095A EA200970095A EA017422B1 EA 017422 B1 EA017422 B1 EA 017422B1 EA 200970095 A EA200970095 A EA 200970095A EA 200970095 A EA200970095 A EA 200970095A EA 017422 B1 EA017422 B1 EA 017422B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- fluid
- tubular element
- temperature
- sensors
- injecting
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 85
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 30
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 237
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims abstract description 13
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 claims abstract description 6
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 44
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 44
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 39
- 238000011282 treatment Methods 0.000 claims description 38
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims description 30
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 17
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 17
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 13
- 238000009826 distribution Methods 0.000 claims description 13
- 238000010586 diagram Methods 0.000 claims description 4
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 4
- 230000004044 response Effects 0.000 claims description 3
- 238000012937 correction Methods 0.000 claims description 2
- 230000004936 stimulating effect Effects 0.000 abstract description 9
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 27
- 230000008859 change Effects 0.000 description 16
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 14
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 13
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 12
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 12
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 10
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 10
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 description 8
- 239000000835 fiber Substances 0.000 description 8
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 7
- 230000009471 action Effects 0.000 description 5
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 5
- 230000008569 process Effects 0.000 description 5
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 5
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 4
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 4
- 230000006870 function Effects 0.000 description 4
- 238000010297 mechanical methods and process Methods 0.000 description 4
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 3
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 3
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 3
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 3
- 230000002285 radioactive effect Effects 0.000 description 3
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 108020004414 DNA Proteins 0.000 description 2
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 2
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 2
- 238000009529 body temperature measurement Methods 0.000 description 2
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 2
- 230000007547 defect Effects 0.000 description 2
- 230000006866 deterioration Effects 0.000 description 2
- 239000003349 gelling agent Substances 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 description 2
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 2
- 238000011002 quantification Methods 0.000 description 2
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 2
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 2
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 2
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 2
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 102000053602 DNA Human genes 0.000 description 1
- 230000005355 Hall effect Effects 0.000 description 1
- 239000003082 abrasive agent Substances 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 1
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- 238000009530 blood pressure measurement Methods 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 230000002596 correlated effect Effects 0.000 description 1
- 238000013480 data collection Methods 0.000 description 1
- 238000002405 diagnostic procedure Methods 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 230000002349 favourable effect Effects 0.000 description 1
- -1 for example Substances 0.000 description 1
- 230000005251 gamma ray Effects 0.000 description 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 238000009499 grossing Methods 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- 238000005457 optimization Methods 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 239000013618 particulate matter Substances 0.000 description 1
- 238000007781 pre-processing Methods 0.000 description 1
- 238000002203 pretreatment Methods 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 238000006467 substitution reaction Methods 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 1
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
- E21B47/10—Locating fluid leaks, intrusions or movements
- E21B47/103—Locating fluid leaks, intrusions or movements using thermal measurements
-
- 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
Landscapes
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Measuring Temperature Or Quantity Of Heat (AREA)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
- Pipeline Systems (AREA)
- Percussion Or Vibration Massage (AREA)
- Rolling Contact Bearings (AREA)
- Testing Resistance To Weather, Investigating Materials By Mechanical Methods (AREA)
- Measuring Fluid Pressure (AREA)
- Massaging Devices (AREA)
- Sampling And Sample Adjustment (AREA)
- Measuring And Recording Apparatus For Diagnosis (AREA)
- Measuring Pulse, Heart Rate, Blood Pressure Or Blood Flow (AREA)
- Testing Or Calibration Of Command Recording Devices (AREA)
Abstract
Представлены способ и система для стимулирования подземного углеводородосодержащего коллектора, при этом один способ содержит обеспечение контакта пласта с обрабатывающей текучей средой и контроль перемещения обрабатывающей текучей среды в коллектор путем оснащения одним или несколькими датчиками для измерения температуры и/или давления, которые располагают на опоре, приспособленной для поддержания заданного расстояния между датчиками и выходом текучей среды. В некоторых осуществлениях опора представляет собой гибкую трубу.
Description
Предпосылки создания изобретения
1. Область техники, к которой относится изобретение
В общем, настоящее изобретение относится к способам для стимуляции углеводородосодержащих пластов, т.е. для повышения добычи жидких нефтепродуктов и/или газа из пласта, а более конкретно к способам для контроля размещения текучей среды во время матричных обработок. Изобретение также относится к повышению нагнетательной способности нагнетателя.
2. Предшествующий уровень техники
Углеводороды (нефть, природный газ и т.д.) получают из подземного геологического пласта (т.е. коллектора), пробуривая скважину, которая проходит в углеводородосодержащий пласт, и тем самым создают градиент давления, обеспечивающий протекание текучей среды из коллектора в скважину. Продуктивность скважины часто ограничивается плохой проницаемостью вследствие малой естественной проницаемости пластов или вследствие повреждений пластов, обычно являющихся результатом предшествующей обработки приствольной зоны, например, при бурении.
Для повышения суммарной проницаемости коллектора обычно выполняют стимулирующую обработку скважины. Распространенный способ стимулирования состоит из нагнетания кислоты, которая вступает в реакцию и размывает дефект пласта или участка пласта, создавая в результате этого альтернативные пути потока для движения углеводородов через пласт в скважину. Этот способ, известный как кислотная обработка (или в более общем смысле как матричное стимулирование), можно в конечном счете ассоциировать с гидравлическим разрывом пласта, если скорость нагнетания и давление являются достаточными для инициирования разрыва пласта в коллекторе.
Размещение текучей среды является решающим для успеха стимулирующих обработок. Природные коллекторы часто являются неоднородными; текучая среда будет входить преимущественно в области более высокой проницаемости вместо входа в области, где она больше всего необходима. Каждый дополнительный объем текучей среды следует по пути наименьшего сопротивления и продолжает проникать в зоны, которые уже обработаны. Поэтому трудно размещать обрабатывающие текучие среды в сильно поврежденных и с низкой проницаемостью зонах.
Для контроля размещения обрабатывающих текучих сред используют различные способы. Механические способы включают в себя, например, использование размещения уплотнительных шариков и пакеров и гибкой трубы для точного покрытия пятном текучей среды всей представляющей интерес зоны. В немеханических способах обычно используют гелеобразующие агенты в качестве отклонителей потока для временного ухудшения свойств областей высокой проницаемости и увеличения пропорциональной доли обрабатываемой зоны, проходящей в области низкой проницаемости.
Следовательно, для оценки и оптимизации матричных обработок представляет интерес определение размещения обрабатывающих текучих сред. Согласно настоящему изобретению размещение текучей среды в коллекторе определяют путем измерения и интерпретации одного или нескольких из температуры, давления и расхода текучих сред, нагнетаемых в ствол скважины, вблизи выхода текучей среды из нефтепромыслового трубчатого элемента, такого как гибкая труба, используя специальные диагностические графики.
Некоторые технические средства были предложены для отслеживания перемещения текучей среды в стволе скважины, такие как измерители температуры, вращающие устройства и каротажные приборы (например, приборы гамма-каротажа), используемые совместно с радиоактивными индикаторами в текучих средах. Технологии измерения температуры сосредоточены преимущественно на матрице датчиков температуры (см. опубликованную заявку № 20040129418 А1 на патент США), которые позволяют получать профили температуры в реальном времени для интерпретации в помощь принятию решения и/или процессу изменения плана. Для регистрации профиля температуры принятая в настоящее время практика заключается в поддержании неподвижными гибкой трубы/волоконно-оптических датчиков в скважине, что позволяет стабилизировать скважину до получения из скважины моментального снимка профиля температуры.
В опубликованных заявке № 20050263281 на патент США, Международной патентной заявке XVО 2005116388, заявке № 20050236161 на патент США и Международной патентной заявке XVО 2005103437 описана технология связи между забойными датчиками и поверхностью, дающая возможность принимать решение в реальном времени на основании точных измерений давления (точность 0,01%) и температуры (точность 1%) на забое. Технологии, изложенные в этих документах, направлены преимущественно на измерение и телеметрию, а не на интерпретацию данных измерений.
Основные проблемы, связанные с известными способами и системами для стимулирования/отклонения текучей среды, заключаются в том, что интерпретация результатов измерений, собранных в реальном времени или с задержкой, может быть трудной. В большинстве случаев интерпретация происходит спустя часы после сбора данных. Если телеметрическая система не имеет проводной связи с поверхностью, то из-за времени задержки/времени поступления данных на поверхность также становится трудной временная привязка интерпретации. Другая проблема, связанная с известными процессами и системами отклонения при стимулировании, заключается в том, что измерения не рассчитаны на получение квалифицированного ответа для выполнения работы. Одной из многих операций является откло
- 1 017422 нение потока текучей среды в разрез коллектора скважины. Еще одна проблема, связанная с известными процессами и системами отвода при стимулировании, заключается в том, что их никогда не рассчитывали на спуск на конце нефтепромысловых трубчатых элементов, таких как гибкая труба. Это особенно справедливо для расходомеров каротажных приборов, которые рассчитаны на спуск на конце кабеля. Это делает их чувствительными к повреждению. Кроме того, в существующих системах обычно используют проводной кабель в гибкой трубе, что повышает массу при снижении надежности.
Из изложенного выше очевидно, что в данной области техники имеется необходимость в новых способах и новых устройствах для осуществления способов, которые позволяют в реальном времени контролировать размещение текучей среды в углеводородосодержащих коллекторах.
Краткое изложение сущности изобретения
В соответствии с настоящим изобретением созданы способы и системы (также называемые в настоящем патенте инструментами или скважинными инструментами), предназначенные для осуществляемых на практике способов, которые ослабляют или исключают проблемы в уже известных способах и системах, предназначенных для определения потока текучей среды в углеводородных коллекторах.
Первым аспектом изобретения является способ стимуляции подземного углеводородосодержащего коллектора, содержащий следующие этапы:
(а) обеспечение контакта пласта с обрабатывающей текучей средой;
(б) контроль перемещения обрабатывающей текучей среды в коллектор, используя один или несколько датчиков для измерения температуры и/или давления, расположенных на опоре, приспособленной для поддержания заданного расстояния между датчиками и выходом текучей среды.
Способы согласно изобретению могут дополнительно содержать корректировку состава и скорости нагнетания обрабатывающей текучей среды и/или давления текучей среды в ответ на выполненные измерения; в вариантах способа этап корректировки осуществляется в реальном времени; в вариантах способа опора датчиков представляет собой гибкую трубу; в вариантах способа опора проходит, по существу, по всей длине скважины; в вариантах способа текучие среды нагнетают по различным путям потока.
Один вариант способа согласно изобретению содержит следующие этапы:
(а) ввод трубчатого элемента в ствол скважины, при этом трубчатый элемент содержит секцию трубы, имеющей по меньшей мере одно отверстие для нагнетания текучей среды, и по меньшей мере один датчик температуры, помещенный в известном месте на трубчатом элементе;
(б) нагнетание текучей среды через по меньшей мере одно отверстие для нагнетания текучей среды;
(в) создание в реальном времени или с задержкой во времени диагностических диаграммных кривых производной температуры по времени и производной температуры по глубине гибкой трубы, полученных на известном фиксированном расстоянии от отверстия для нагнетания текучей среды;
(г) интерпретация формы кривых для определения местоположения областей углеводородосодержащего коллектора, демонстрирующих поток нагнетаемой текучей среды, при этом поток изменяется от нулевого до ненулевого значения.
Способы согласно данному варианту изобретения позволяют контролировать размещение текучей среды во время матричных обработок путем измерения температуры текучих сред в стволе скважины на фиксированном расстоянии от точки нагнетания текучей среды. Некоторые способы данного варианта изобретения основаны на регистрации температуры на забое и затем использовании специализированных диагностических графиков для оценки размещения текучих сред. В некоторых способах используют алгоритмы интерпретации диаграммных кривых для температуры и/или давления, чтобы идентифицировать области в обсаженных или необсаженных скважинах, которые являются без труда воспринимающими текучие среды (т.е. поток является ненулевым), когда текучую среду любого типа, например кислоту, соляный раствор, пены и т.п., закачивают, используя трубчатый элемент во время матричной обработки. В этом варианте изобретения предложено создавать диагностические графики производной температуры по времени и глубине гибкой трубы, ΐχάΤ/άΐ и ΌχάΤ/άΌ в зависимости от времени (Т - температура, ΐ - время, Ό - глубина гибкой трубы), при желании данные получают в реальном времени или не в реальном времени, при желании сглаживают для уменьшения всякого шума в данных (если необходимо) и затем используют для интерпретации формы кривой для определения активных областей коллектора, которые являются легко принимающими, в небольшой степени принимающими или отвергающими нагнетаемые текучие среды. Способы согласно изобретению можно использовать вместе с инертными, а также способными реагировать текучими средами, и в то же время поддерживая трубчатый элемент неподвижным, а также перемещая трубчатый элемент.
Еще один вариант способа согласно изобретению содержит следующие этапы:
(а) ввод трубчатого элемента в ствол скважины, при этом трубчатый элемент содержит секцию трубы, имеющей по меньшей мере одно отверстие для нагнетания текучей среды, и по меньшей мере один датчик температуры, помещенный в известном месте на трубчатом элементе;
(б) нагнетание текучей среды через трубчатый элемент и по меньшей мере одно отверстие для нагнетания текучей среды;
(в) измерение времени прихода нагнетаемой текучей среды на датчик температуры.
Способ данного варианта включает в себя оснащение двумя или большим количеством датчиков
- 2 017422 температуры и измерение времени перемещения нагнетаемой текучей среды между двумя датчиками температуры. Например, если текучую среду с низкой теплопроводностью (например, пены) закачивают через трубчатый элемент, время прихода текучей среды с низкой проводимостью можно определять на датчике, находящемся на известном расстоянии выше или ниже по потоку относительно точки нагнетания текучей среды.
Еще один вариант способа согласно изобретению содержит следующие этапы:
(а) ввод трубчатого элемента в ствол скважины, при этом трубчатый элемент содержит секцию трубы, имеющей по меньшей мере одно отверстие для нагнетания текучей среды, и по меньшей мере один датчик температуры, помещенный в известном месте на трубчатом элементе;
(б) нагнетание первой текучей среды через трубчатый элемент и по меньшей мере одно отверстие для нагнетания текучей среды, при этом первая текучая среда имеет первое значение характеристики текучей среды;
(в) нагнетание второй текучей среды через кольцевое пространство между трубчатым элементом и стволом скважины, при этом вторая текучая среда имеет второе значение характеристики текучей среды, которое является отличным от первого значения характеристики текучей среды;
(г) измерение различия между первым и вторым значениями характеристики текучей среды.
Способ данного варианта изобретения может включать в себя отслеживание поверхности раздела текучих сред между двумя текучими средами в случае, когда в стволе скважины имеются несколько путей нагнетания. Например, можно нагнетать кислоту через трубчатый элемент и нагнетать соляный раствор через кольцевое пространство, образованное между трубчатым элементом и эксплуатационной насосно-компрессорной колонной. Способ согласно изобретению может включать в себя отслеживание поверхности раздела текучих сред на основании разности температур текучих сред. Если поверхность раздела не находится на заданном месте в стволе скважины, способ может содержать корректировку расхода одной или обеих текучих сред для перемещения поверхности раздела на заданное место.
Еще один вариант способа согласно изобретению содержит следующие этапы:
(а) прогнозирование температуры на одном или нескольких датчиках, помещенных в известных местах на трубчатом элементе, вводимом в ствол скважины коллектора, как функции распределения проницаемости коллектора;
(б) ввод трубчатого элемента в ствол скважины, при этом трубчатый элемент содержит по меньшей мере одно отверстие для нагнетания текучей среды;
(в) нагнетание текучей среды через по меньшей мере одно отверстие для нагнетания текучей среды;
(г) измерение истинных температур на одном или нескольких датчиках;
(д) вычисление погрешности между спрогнозированными и измеренными температурами и минимизация погрешности, итерационно корректируя распределение проницаемости по длине ствола скважины.
В этих вариантах способа инверсную модель можно использовать для вычисления распределения проницаемости в коллекторе на основании температурной характеристики, измеренной на одном или нескольких датчиках температуры. В некоторых вариантах способа можно использовать числовое моделирование для прогнозирования температур на датчиках как функции распределения проницаемости коллектора. Погрешность спрогнозированных и измеренных значений можно минимизировать, итерационно корректируя распределение проницаемости по длине скважины.
Хотя предусмотрено использование преимущественно гибкой трубы, во всех способах и системах изобретения трубчатый элемент можно выбирать из гибкой трубы и секционированной трубы, при этом секции могут быть соединены любыми способами (сварены, свинчены, соединены с помощью фланцев и т.п.) или сочетаниями их. Способы изобретения включают в себя те, в которых нагнетание текучей среды осуществляют через трубчатый элемент в забойную компоновку, прикрепленную к дистальному концу трубчатого элемента. Другие способы изобретения включают в себя определение дифференциального потока путем контроля, программирования, модификации и/или измерения одного или нескольких параметров, выбираемых из температуры, давления, частоты вращения вращающего устройства, результата измерения эффекта Холла, объема закачанных текучих сред, расходов текучих сред, путей текучих сред (через кольцевое пространство, трубу или через то и другое), кислотности (рН), состава текучей среды (кислота, отклоняющий материал, соляный раствор, растворитель, абразивный материал и т.п.), проводимости, сопротивления, мутности, цвета, вязкости, удельного веса, плотности и сочетаний их. В других вариантах согласно изобретению измеряемые параметры измеряют во множестве точек, находящихся выше и ниже по потоку относительно точки нагнетания текучей среды. Одно преимущество систем и способов изобретения заключается в том, что объемы текучей среды и время, затрачиваемое на осуществление обработки/стимулирования текучей средой, можно оптимизировать.
Примеры способов изобретения включают в себя оценки, модификацию и/или программирование отклонения текучей среды в реальном времени для гарантии эффективного отклонения обрабатывающей текучей среды в коллектор. При более точном определении размещения обрабатывающей текучей среды (текучих сред), которые могут включать в себя или могут не включать в себя твердые частицы, такие как суспензии, варианты способа согласно изобретению могут содержать регулировку нагнетания с помо
- 3 017422 щью одного или нескольких устройств регулировки потока и/или способов с затвердевающими жидкостями для отклонения и/или помещения текучей среды на заданное место, которое определяется задачами обработки.
Способы согласно изобретению можно использовать до, во время и после обработки и в любом сочетании во времени, в том числе во время всех обработок.
Другим аспектом изобретения является система, содержащая трубчатый элемент, содержащий секцию трубы, имеющей по меньшей мере одно отверстие для нагнетания текучей среды, и по меньшей мере один датчик температуры, помещенный в известном месте на трубчатом элементе, насос для нагнетания текучей среды через по меньшей мере одно отверстие для нагнетания текучей среды, блок для создания в реальном времени или с задержкой во времени диагностических диаграммных кривых производной температуры по времени и производной температуры по глубине гибкой трубы, полученных на известном фиксированном расстоянии от отверстия для нагнетания текучей среды, блок интерпретации формы кривой для интерпретации кривых для определения местоположения областей углеводородосодержащего коллектора, демонстрирующих поток нагнетаемой текучей среды, где поток изменяется от нулевого до ненулевого значения.
Другой вариант системы согласно изобретению содержит трубчатый элемент, содержащий секцию трубы, имеющей по меньшей мере одно отверстие для нагнетания текучей среды, и по меньшей мере один датчик температуры, помещенный в известном месте на трубчатом элементе, насос для нагнетания текучей среды через трубчатый элемент и через по меньшей мере одно отверстие для нагнетания текучей среды, и измерительный блок для измерения времени прихода нагнетаемой текучей среды на датчик температуры.
Еще один вариант системы согласно изобретению содержит трубчатый элемент, содержащий секцию трубы, имеющей по меньшей мере одно отверстие для нагнетания текучей среды, и по меньшей мере один датчик температуры, помещенный в известном месте на трубчатом элементе, первый насос для нагнетания первой текучей среды через трубчатый элемент и по меньшей мере одно отверстие для нагнетания текучей среды, при этом первая текучая среда имеет первое значение характеристики текучей среды, второй насос для нагнетания второй текучей среды через кольцевое пространство между трубчатым элементом и стволом скважины, при этом вторая текучая среда имеет второе значение характеристики текучей среды, которое является отличным от первого значения характеристики текучей среды, и измерительный блок для измерения различия между первым и вторым значениями характеристики текучей среды.
Еще один вариант системы согласно изобретению содержит прогнозирующий блок для прогнозирования температуры на одном или нескольких датчиках, помещенных в известных местах на трубчатом элементе, подлежащем вводу в ствол скважины коллектора, как функции распределения проницаемости коллектора, средство для ввода трубчатого элемента в ствол скважины, при этом трубчатый элемент содержит по меньшей мере одно отверстие для нагнетания текучей среды, насос для нагнетания текучей среды через трубчатый элемент и по меньшей мере одно отверстие для нагнетания текучей среды, измерительный блок для измерения истинных температур на одном или нескольких датчиках и вычислительный блок для вычисления погрешности между спрогнозированными и измеренными температурами и для минимизации погрешностей путем итерационной корректировки распределения проницаемости по длине ствола скважины.
Способы и системы согласно изобретению станут более очевидными при рассмотрении краткого описания чертежей, подробного описания изобретения и формулы изобретения, которая следует после него.
Краткое описание чертежей
Способ, которым цели изобретения и другие желательные характеристики могут быть достигнуты, поясняется в нижеследующем описании и сопровождающих чертежах, на которых изображено следующее:
фиг. 1-4 - схематические виды систем изобретения;
фиг. 5-7 - графики кривых, используемых в одном или нескольких способах изобретения.
Однако следует отметить, что прилагаемые чертежи выполнены не в масштабе и иллюстрируют только типичные осуществления этого изобретения, поэтому они не могут считаться ограничивающими его объем, для изобретения могут допускаться другие, в равной степени эффективные осуществления.
Подробное описание
В нижеследующем описании многочисленные подробности изложены для обеспечения понимания настоящего изобретения. Однако специалистам в данной области техники должно быть понятно, что настоящее изобретение можно применять на практике без этих подробностей и что возможны многочисленные варианты или модификации описанных осуществлений. В связи с этим до обращения к подробному пояснению по меньшей мере одного осуществления изобретения следует понять, что изобретение не ограничено при его применении деталями конструкции и компоновками элементов, отраженными в нижеследующем описании или показанными на чертежах. Изобретение может иметь другие осуществления и может быть применено на практике и реализовано различными способами. Кроме того, должно
- 4 017422 быть понятно, что формулировки и терминология использованы в настоящем изобретении для решения задач описания и не должны рассматриваться как ограничивающие.
Для целей настоящего патента нефтяной промысел, в том числе на суше и на шельфе, является родовым термином, включающим в себя углеводородосодержащий геологический пласт или пласт, считающийся включающим в себя углеводороды. Использованный в настоящем изобретении при рассмотрении потока текучей среды термин отклонять, отклоняющий и отклонение означает изменение направления, местоположения, мощности или всех этих параметров всей или части протекающей текучей среды. Ствол скважины может относиться к скважине любого типа, включая, но без ограничения ими, продуктивную скважину, непродуктивную скважину, экспериментальную скважину и разведочноэксплуатационную скважину. Стволы скважин могут быть вертикальными, горизонтальными, под некоторым углом между вертикалью и горизонталью или комбинированными, например, в случае вертикальной скважины с невертикальной составной частью.
Как упоминалось ранее, для повышения суммарной проницаемости коллектора обычно выполняют стимулирующую обработку скважины. Распространенный способ стимулирования состоит из нагнетания кислоты, которая вступает в реакцию и размывает дефект пласта или участка пласта, создавая в результате этого альтернативные пути потока для движения углеводородов через пласт в скважину. Этот способ, известный как кислотная обработка (или в более общем смысле как матричное стимулирование), можно в конечном счете ассоциировать с гидравлическим разрывом пласта, если скорость нагнетания и давление являются достаточными для инициирования разрыва пласта в коллекторе.
Размещение текучей среды является решающим для успеха стимулирующих обработок. Природные коллекторы часто являются неоднородными, текучая среда входит преимущественно в области более высокой проницаемости вместо входа в области, где она больше всего необходима. Каждый дополнительный объем текучей среды следует по пути наименьшего сопротивления и продолжает проникать в зоны, которые уже обработаны. Поэтому трудно размещать обрабатывающие текучие среды в сильно поврежденных и с низкой проницаемостью зонах.
Для контроля размещения обрабатывающих текучих сред используют различные способы. Механические способы включают в себя, например, использование размещения уплотнительных шариков и пакеров и гибкой трубы для точного покрытия текучей средой всей представляющей интерес зоны. В немеханических способах обычно используют гелеобразующие агенты в качестве отклонителей потока для временного ухудшения свойств областей высокой проницаемости и увеличения пропорциональной доли обрабатываемой зоны, проходящей в области низкой проницаемости.
Следовательно, для оценки и оптимизации матричных обработок представляет интерес определение размещения обрабатывающих текучих сред. Согласно настоящему изобретению размещение текучей среды в коллекторе определяют путем измерения и интерпретации одного или нескольких из температуры, давления и расхода текучих сред, нагнетаемых в ствол скважины, вблизи выхода текучей среды из нефтепромыслового трубчатого элемента, такого как гибкая труба, используя специальные диагностические графики.
Способы согласно изобретению можно использовать до, во время и после обработки и в любом сочетании во времени, в том числе во время всех обработок. Использование одного или нескольких способов в рамках изобретения до обработки коллектора позволяет оценивать повреждение пласта в каждом слое коллектора на основании результатов измерений нагнетания инертной текучей среды, например, соляного раствора, на протяжении некоторой части или всей длины ствола скважины. Данные о температуре на забое, зарегистрированные во время исследования приемистости скважины, можно интерпретировать в реальном времени предложенным способом и можно идентифицировать зоны, представляющие интерес.
Использование во время обработки одного или нескольких способов в рамках настоящего изобретения позволяет в реальном времени контролировать и оптимизировать обработку. Данные можно передавать на поверхность (например, потоком оптических сигналов) и для интерпретации в реальном времени можно отображать на экране монитора компьютера, персонального цифрового ассистента, сотового телефона или другого электронного прибора. Размещение текучих сред в пласте можно оптимизировать в реальном времени, используя отклоняющие агенты, например пену, расширяющиеся пакеры для необсаженного ствола, волокна и т.п., и сочетания их, для отклонения стимуляции, где это желательно, в потенциальные зоны. Например, в случае обнаружения, что некоторый слой коллектора не обработан, скорость нагнетания текучих сред или размер или тип отклонителя можно изменить или скорректировать для отклонения обрабатывающих текучих сред в этот слой.
Дополнительная обработка с использованием одного или нескольких способов в рамках настоящего изобретения позволяет осуществлять оценку эффективности обработки путем контроля нагнетания инертной текучей среды (например, соляного раствора для дополнительной промывки) для оценки достигнутой стимуляции в каждой зоне. В качестве варианта весь набор данных о дополнительной обработке может быть зарегистрирован и проанализирован (например, при отсутствии телеметрического оборудования).
Способы изобретения позволяют контролировать размещение текучей среды во время матричных
- 5 017422 обработок путем измерения температуры текучих сред в стволе скважины на фиксированном расстоянии от точки нагнетания текучей среды. Способы изобретения основаны на регистрации температур и/или давлений, а в некоторых способах используются специализированные диагностические графики для оценивания размещения текучих сред.
Системы изобретения представлены в виде примеров четырех осуществлений, показанных на фиг. 1-4, на которых одинаковые позиции используются для представления аналогичных компонентов, если иное не указано. Заявитель считает необходимым отметить, что осуществления систем, показанные на фиг. 1-4, являются только иллюстративными и во всяком случае не предполагаются создающими ограничения.
На фиг. 1 показана система 100, включающая в себя трубчатый элемент 2, введенный в обсаженный или необсаженный ствол 3 скважины в пласте 5 и содержащий секцию 4 трубы, имеющей по меньшей мере одно отверстие 6 для нагнетания текучей среды, и по меньшей мере один датчик 8 температуры, закрепленный в известном месте на трубчатой секции 4. Система 100 включает в себя насос 10 для нагнетания текучей среды через трубчатый элемент 2, трубчатую секцию 4 и по меньшей мере одно отверстие 6 для нагнетания текучей среды и в пласт 5. Блок 12 обеспечивает создание в реальном времени или с задержкой во времени диагностических диаграммных кривых производной температуры по времени и производной температуры по глубине гибкой трубы, обеих получают на известном фиксированном расстоянии от отверстия для нагнетания текучей среды. Линия 7 связи соединяет датчик 8 температуры с блоком 12 и при желании с другими, не показанными блоками. Линия 7 связи может быть волоконнооптической, проводной или беспроводной. Блок 14 интерпретации формы кривых позволяет интерпретировать кривые, образуемые блоком 12, для определения местоположения областей углеводородосодержащего коллектора, демонстрирующих поток нагнетаемой текучей среды, где поток изменяется от нулевого до ненулевого значения.
На фиг. 2 схематически показан другой вариант, согласно которому система 200 содержит трубчатый элемент 2, введенный в обсаженный или необсаженный ствол 3 скважины в пласте 5 и содержащий секцию 4 трубы, имеющей по меньшей мере одно отверстие 6 для нагнетания текучей среды, и по меньшей мере один датчик 8 температуры, помещенный в известном месте на трубчатой секции 4. Система 200 также включает в себя насос 10 для нагнетания текучей среды через трубчатый элемент 2, трубчатую секцию 4 и по меньшей мере одно отверстие 6 для нагнетания текучей среды. Система 200 включает в себя измерительный блок 16 для измерения времени прихода нагнетаемой текучей среды на датчик 8 температуры. Линия 7 связи соединяет датчик 8 температуры с блоком 16 и при желании с другими, не показанными блоками. Линия 7 связи может быть волоконно-оптической, проводной или беспроводной. Хотя линия 7 связи показана проходящей через трубчатый элемент 2 и трубчатую секцию 4, линия 7 может проходить в кольцевом пространстве между трубчатым элементом 2 и стволом скважины или эксплуатационной обсадной колонной 3.
На фиг. 3 схематически показан еще один вариант, согласно которому система 300 включает в себя трубчатый элемент 2, введенный в обсаженный или необсаженный ствол 3 скважины в пласте 5 и содержащий секцию 4 трубы, имеющей по меньшей мере одно отверстие 6 для нагнетания текучей среды, и по меньшей мере один датчик 8, помещенный в известном месте на трубчатой секции 4. Система 300 включает в себя первый насос 10а для нагнетания первой текучей среды через трубчатый элемент 2, трубчатую секцию 4 и по меньшей мере одно отверстие 6 для нагнетания текучей среды, при этом первая текучая среда имеет первое значение характеристики текучей среды, и второй насос 10Ь для нагнетания второй текучей среды через кольцевое пространство между трубчатым элементом 2 и обсаженным или необсаженным стволом 3 скважины, при этом вторая текучая среда имеет второе значение характеристики текучей среды, которое является отличным от первого значения характеристики текучей среды. Система 300 включает в себя измерительный блок 18 для измерения различия между первым и вторым значениями характеристики текучей среды. Первая и вторая характеристики могут быть температурой, давлением, расходом, проводимостью или некоторым другим измеряемым параметром. Линия 7 связи соединяет датчик 8 с блоком 18 и при желании с другими, не показанными блоками. Линия 7 связи может быть волоконно-оптической, проводной или беспроводной. Хотя линия 7 связи показана проходящей через трубчатый элемент 2 и трубчатую секцию 4, линия 7 может проходить в кольцевом пространстве между трубчатым элементом 2 и стволом скважины или эксплуатационной обсадной колонной 3.
На фиг. 4 схематически показан четвертый вариант, согласно которому система 400 содержит прогнозирующий блок 20 для прогнозирования температуры как функции распределения проницаемости коллектора на одном или нескольких датчиках, помещенных в известных местах на трубчатом элементе 2, введенном в обсаженный или необсаженный ствол 3 скважины в пласте 5 и содержащий трубчатую секцию 4, имеющую по меньшей мере одно отверстие 6 для нагнетания текучей среды, насос 10 для нагнетания текучей среды через трубчатый элемент 2, трубчатую секцию 4 и по меньшей мере одно отверстие 6 для нагнетания текучей среды, и измерительный блок 22 для измерения истинной температуры на одном или нескольких датчиках 8 температуры, прикрепленных к трубчатой секции 4 или составляющих одно целое с ней. Система 400 также включает в себя вычислительный блок 24 для вычисления погрешности между спрогнозированными и измеренными температурами и для минимизации погрешностей
- 6 017422 путем итерационной корректировки распределения проницаемости по длине ствола скважины. Линия 7 связи соединяет датчик 8 с блоком 18 и при желании с другими, не показанными блоками. Линия 7 связи может быть волоконно-оптической, проводной или беспроводной. Хотя линия 7 связи показана проходящей через трубчатый элемент 2 и трубчатую секцию 4, линия 7 может проходить в кольцевом пространстве между трубчатым элементом 2 и стволом 3 скважины или эксплуатационной обсадной колонной 3.
Системы изобретения включают в себя датчики температуры, выбранные из термически активных датчиков температуры и термически пассивных датчиков температуры и в которых расходомеры могут быть выбраны из вертушечных расходомеров, электромагнитных расходомеров, датчиков рН, датчиков удельного сопротивления, оптических датчиков текучей среды и радиоактивных и/или нерадиоактивных следовых датчиков, таких как датчик на основе молекул ДНК (дезоксирибонуклеиновой кислоты) или датчик красителя. Системы изобретения могут включать в себя средство, предназначенное для использования этой информации в реальном времени для оценки и изменения, если это необходимо, одного или нескольких параметров отклонения текучей среды. Указанные средства могут содержать командные и управляющие подсистемы, расположенные на поверхности, в скважинном приборе или в двух местах. Системы изобретения могут включать в себя скважинные устройства регулирования потока и/или средство на поверхности для изменения гидравлических характеристик нагнетания в кольцевое пространство и отверстия для нагнетания в трубе. Системы изобретения могут содержать множество датчиков, способных обнаруживать в режиме реального времени поток текучей среды, выходящий из трубчатого элемента, ниже трубчатого элемента, и проходящий вверх по кольцевому пространству между трубчатым элементом и стволом скважины, и это может быть программируемым действием в забое скважины и на поверхности. Это можно осуществить, используя один или несколько алгоритмов, позволяющих в реальном времени быстро интерпретировать скважинные данные, что позволяет делать изменения на поверхности или в забое скважины для осуществления эффективной обработки. Системы изобретения могут содержать контроллер для управления направлением текучей среды и/или перекрытия потока с поверхности. Приведенные в качестве примера системы изобретения могут включать в себя подсистемы подачи текучей среды, способные улучшить отклонение текучей среды с помощью командных и управляющих устройств. Эти подсистемы могут обеспечивать управляемое смешение текучих сред или управляемое изменение свойств текучих сред. Системы изобретения могут содержать одно или несколько скважинных устройств регулирования потока текучей среды, которые могут быть использованы для помещения текучей среды в заданное место в стволе скважины, изменения с поверхности гидравлических характеристик нагнетания в кольцевое пространство и/или трубчатый элемент, и/или изоляции участка ствола скважины.
Системы изобретения могут дополнительно включать в себя различные сочетания из датчиков/измерительных элементов выше и ниже (и, может быть, возле) отверстия для нагнетания текучей среды в трубчатом элементе для определения/уточнения отклонения текучей среды.
Системы и способы изобретения могут включать в себя связь с поверхностью/скважинным инструментом по одной или нескольким линиям связи, включающим в себя, но без ограничения ими, проводную, волоконно-оптическую, радио- или микроволновую линию передачи. В примерах осуществлений результаты измерений датчиками, регистрация данных в реальном времени, интерпретационное программное обеспечение и командные/управляющие алгоритмы могут быть использованы для обеспечения эффективного отклонения текучей среды, например, команда и управляющее воздействие могут быть выполнены с помощью заранее программируемых алгоритмов только сигналом, посылаемым на поверхность, чтобы команда и управляющее воздействие имели место, при этом управляющее воздействие выполняется посредством контролируемого размещения нагнетаемой текучей среды в коллекторе и стволе скважины. В других примерах осуществлений преимуществом является возможность осуществления качественных измерений, которые могут быть интерпретированы в реальном времени в продолжение работы насоса на гибкой трубе или составных трубах. Системы и способы изобретения могут включать в себя индикацию в реальном времени перемещения (отклонения) текучей среды из скважинного конца трубчатого элемента, которое может включать в себя направление вниз во вскрытие пласта, вверх по кольцевому пространству и в коллектор. Можно использовать два или большее количество расходомеров, например электромагнитных расходомеров или термически активных датчиков, расположенных на расстоянии от точки нагнетания на конце трубчатого элемента. Для измерения различия показателей датчиков расхода в сопоставлении с известным расходом через внутреннее пространство трубчатого элемента (измеряемым на поверхности), другие варианты способов и систем изобретения могут содержать два идентичных измерителя отклонения, разнесенных друг от друга и находящихся на достаточном расстоянии относительно и выше отверстия для нагнетания текучей среды на конце или выше измерительных устройств.
В способах и системах изобретения можно использовать множество датчиков, которых располагают с учетом стратегической точки зрения и осуществляют множество измерений, датчики могут быть приспособлены для измерения потока в гибкой трубе, бурильной трубе или любом другом нефтепромысловом трубчатом элементе. При проведении работ системы изобретения могут быть движущимися или не
- 7 017422 подвижными. Обрабатывающие текучие среды, которые могут быть жидкими или газообразными, или сочетанием их, и/или сочетаниями текучих сред и взвешенных частиц (например, суспензиями), могут быть использованы в способах стимулирования, способах для охвата площади заводнением, способах для изоляции коллектора, для повышения добычи или разобщения (непроизводственного) или в сочетаниях этих способов. Собранные данные могут быть использованы в забое скважины с программным режимом; в качестве варианта или в дополнение наземная регистрация данных может быть использована для принятия оператором в реальном времени решения действия, чтобы осуществлять воздействие путем наземного или скважинного управления параметрами. Телеметрическая система с волоконнооптической линией может быть использована для передачи такой информации, но без ограничения ею, как давление, температура, местоположения муфт обсадной колонны и другой информации вверх по стволу скважины. Как описано в настоящем изобретении, вследствие большого внутреннего диаметра разобщающего инструмента измерительный прибор помещают внутрь кожуха разобщающего инструмента. Используют отверстие в заглушке и трубу пропускают из-под нижнего уплотнения внутрь измерительного прибора. После этого измерительный прибор может измерять давление обработки, температуру на забое, глубину через посредство местоположения муфт обсадной колонны или некоторые другие параметры, а также давление ниже нижнего уплотнения разобщающего инструмента, и они могут измеряться в реальном времени. По результату измерения давления ниже нижнего уплотнения оператор может обнаруживать наличие утечки в нижнем уплотнении и также наличие перетока из одной зоны в другую. Это дает возможность вносить в реальном времени изменения в выполняемую работу и оптимизировать обработку. Эти данные должны оцениваться в реальном времени, чтобы определять, необходима ли другая обработка зоны.
Способы и системы изобретения могут быть использованы для геологического пласта любого типа, например, но без ограничения ими, для коллекторов в карбонатных или песчаниковых пластах, и могут быть использованы для оптимизации размещения обрабатывающих текучих сред, например, для максимизации охвата ствола скважины и отклонения от зон с высокой проницаемостью и зон вода/газ, для максимизации скорости нагнетания их, например, для оптимизации чисел Дамкелера и времен пребывания текучей среды в каждом слое, и совместимости их такой, чтобы гарантировалась правильная последовательность и оптимальный состав текучих сред в каждом слое.
Интерпретация в способе согласно изобретению иллюстрируется нижеследующими примерами. Пример 1. Интерпретация данных о температуре на забое.
Кислотную стимулирующую обработку выполняли в необсаженной секции горизонтальной скважины в карбонатном пласте. Задача обработки заключалась в устранении созданных бурением повреждений. По умолчанию, нагнетавшиеся обрабатывающие текучие среды выбирали путь наименьшего сопротивления и проникали в области, которые были более проницаемыми, чем другие. Однако было трудно точно определять области, в которые текучие среды были закачаны, поскольку были неизвестны начальная приемистость зон и как приемистость изменяется со временем. Поэтому для оценивания и оптимизации обработки был выполнен контроль размещения текучей среды.
На графике фиг. 5 показаны данные о температуре на забое, полученные во время кислотной стимулирующей обработки. Нижняя кривая, имеющая форму, аналогичную букве М, отражает глубину гибкой трубы, тогда как вторая кривая отражает температуру на забое. Датчик температуры был расположен в забойном узле на конце гибкой трубы. До начала кислотной обработки соляной раствор закачивали от гибкой трубы при спуске в скважину до пятки (места сопряжения вертикальной и наклонной секций). Во время этой фазы обработки скважина была доступной для резервуара с соляным раствором, при этом возврат контролировался. Во время основной обработки кислота непрерывно закачивалась при движении гибкой трубы вверх и вниз по отрезку боковой секции со скоростью около 6 футов/мин (1,83 м/мин), а скорость нагнетания была постоянной около 2 баррелей/мин (0,32 м3/мин). Можно видеть, что в начале операции (левая часть графика), когда закачивание кислоты начиналось и пласт подвергался воздействию кислотной стимулирующей текучей среды, температура на забое начинала снижаться. Однако температура повышалась по мере того, как гибкая труба проходила вниз в боковую секцию. Это могло создавать ложное представление, что большая часть текучих сред проникла в нижнюю часть боковой секции. Поэтому, хотя температура является полезным результатом измерения, который может содержать в себе ключ для решения проблемы, представление только ее в графическом формате было недостаточным для вывода каких-либо имеющих значения заключений относительно того, где проникновение текучей среды действительно произошло в пласт при необсаженном стволе.
На графике фиг. 6 представлены данные первой кислотной обработки в контексте всех рабочих данных, показанных на фиг. 5. Более внимательное рассмотрение данных показывает, что скорость изменения температуры на забое не была постоянной, хотя гибкую трубу перемещали с постоянной скоростью 6 футов/мин (1,83 м/мин) и кислоту нагнетали с почти постоянной скоростью 2 барреля/мин (0,32 м3/мин). Датчик температуры на забое помещали до дистального конца гибкой трубы, на расстоянии нескольких футов от него, поэтому изменение температуры (повышение или снижение) наблюдалось, когда текучая среда, которая имела иную температуру, чем окружающая среда, выходила из гибкой трубы. Нагнетаемая кислотная текучая среда проходила поверх датчика в направлении, противополож
- 8 017422 ном направлению перемещению гибкой трубы, или, если датчик гибкой трубы вводился в область, в которую проникновение произошло ранее, текучая среда протекала в то же самом направлении, в котором перемещалась гибкая труба. То что вся секция скважины была закончена как скважина без обсадных труб, означает, что текучая среда без препятствий проходила по пути наименьшего сопротивления; в этом случае представляется, что она проходила на небольшое расстояние от пятки к дистальному концу боковой секции. Первоначальное быстрое снижение температуры на забое указывает на то, что датчик температуры на забое перемещался в более холодную область; где большая часть текучей среды уже проникла перед датчиком и область охладилась до достижения датчиком этой точки. Короче говоря, этот пример показывает, что первоначальное перемещение текучей среды происходило в основном по направлению перемещения гибкой трубы.
Когда датчик достигал области, обозначенной I на фиг. 6, происходило небольшое изменение значения температуры на забое, которое показано горизонтальным участком на профиле температуры на забое. Эта приостановленная скорость изменения температуры на забое указывает на то, что большая часть области, обозначенной I, находилась при одинаковой температуре; протяженность этой области легко определить по разности значений глубины гибкой трубы на основании ее кривой. Это приводит к первой интерпретации, заключающейся в том, что достаточное количество текучей среды проникло в эту область, чтобы ее температура поддерживалась почти постоянной на протяжении отрезка около 75 футов (22,9 м) на глубинах от 6175 до 6250 футов (от 1882 до 1905 м). Короче говоря, при рассмотрении кривых температуры на забое во время кислотной стимулирующей обработки, полученных с использованием точечного измерения температуры, следует попытаться идентифицировать горизонтальные участки или области, где заметно небольшое изменение температуры на забое при перемещении гибкой трубы.
Показанный на фиг. 6 профиль температуры на забое сразу же после области I позволяет предположить, что когда датчик перемещался на расстояние от ранее обнаруженной более холодной области, он начинал подвергаться воздействию несколько более высоких температур; скорость изменения температуры на забое имела растущее положительное значение, указывающее на область, в которую текучие среды не смогли проникнуть. Однако поскольку нагнетание было непрерывно развивающимся, текучая среда могла пройти по направлению, в котором оказывалось наименьшее сопротивление. Это могло происходить в области, которая находится слева позади конца гибкой трубы, в области впереди или в обеих. Например, при условии, что после области I нет проницаемых зон, температура на забое будет непрерывно возрастать, хотя теперь направление потока текучей среды будет противоположным перемещению гибкой трубы, поскольку впереди гибкой трубы будут менее благоприятные зоны. В таких случаях, когда конец перемещается дополнительно на расстояние от восприимчивых зон, которые были слева позади, для текучей среды, которая прошла большее расстояние, можно обнаружить более высокую потерю напора текучей среды при перемещении в кольцевом пространстве. Это изменение давления на забое можно обнаружить, исследуя кривую давления на забое, которая может быть дополнительно построена. Тем не менее, в этом примере повторяемость горизонтального участка температуры на забое (скорость изменения температуры близка к нулю) указывает на то, что были другие области, которые охлаждались в результате проникновения кислотной текучей среды и скорость повышения температура в которых приостанавливалась до пересечения датчиками этих областей. На фиг. 6 показано повышение около 2°Р (1,1°С) для области II и около 0,5°Р (0,28°С) для первой части области III. Заявитель отмечает, что начальная температура на забое, обнаруженная в области III, была меньше, чем предшествующая температура, что указывает на охлаждение.
Пример 2. Использование для интерпретации графиков производной температуры.
В этом примере данные для кислотной обработки, представленные в примере 1, применены для иллюстрации использования графиков производной температуры для интерпретации в соответствии со способом изобретения. На фиг. 7 показана кривая (нижняя кривая) производной температуры, на которой отчетливо видны области, в которых скорость изменения температуры на забое близка к нулю. Она обеспечивает лучшее отображение количественного определения объема текучей среды, занимающей области, чем получение оценки на основании только кривой температуры на забое. Как очевидно из сравнения фиг. 6 и 7, на кривой производной температуры большая область, оцениваемая от 6175 до 6250 футов (от 1882 до 1905 м), может разделяться на несколько меньших областей. Кроме того, заметны несколько других областей, которые не были столь очевидными при использовании только графика температуры на забое. Поэтому кривая производной температуры, образованная с использованием 1/ЙТ/Й1 и Ό/άΤ/άΌ в зависимости от времени (или любой (ΐ+Ό1)/ϋΐ)), где Т - температура, 1 - время и Ό - глубина гибкой трубы, позволяет осуществлять более точную интерпретацию. Сглаживание кривой, заметное на графике из фиг. 7, было выполнено путем использования стандартного легкодоступного алгоритма.
Пример 3. Проникновение текучей среды в коллектор.
В этом примере данные для кислотной обработки, представленные в примерах 1 и 2, были использованы для иллюстрации, каким образом проникновение текучей среды может быть определено количественно. Прямоугольники, представленные на фиг. 7 сплошными линиями, отражают степень проникновения текучей среды на протяжении различных зон. На основании характера наклона производной в
- 9 017422 идентифицированных зонах степень проникновения текучей среды была определена с присвоением значения этим способом изобретения и представлена в том же самом графическом формате; на фиг. 7 они показаны как прямоугольники различных размеров, основанных на полученной эффективности стимулирования. Способом оценена степень проникновения с учетом угла отделения от базовой линии 0°; при этом степень проникновения уменьшается по мере приближения угла к 90°.
Пример 4. Количественное определение повреждения при предварительной обработке.
Этим примером демонстрируется способ вычисления в реальном времени на основании уравнения Дарси ухудшения проницаемости в результате предварительной обработки. Ухудшение проницаемости в результате предварительной стимулирующей обработки может быть определено этим диагностическим способом во время первоначального прохода, когда инертную текучую среду нагнетают в пласт. Для вычисления требуются некоторые входные величины, т.е. падение давления, скорость нагнетания, высота продуктивного пласта (или области проникновения), объемный коэффициент, вязкость текучей среды и т.п., являющиеся известными значениями. Неизвестными являются пластовое давление и оценочное значение проницаемости, которые могут быть получены от клиента. В таком случае любое изменение коэффициента проницаемости пласта во время матричной кислотной обработки может быть вычислено вместе с более качественными данными о профилях проникновения текучей среды.
Пример 5. Интерпретация изменения температуры во времени по длине ствола скважины.
При кислотной обработке, описанной в примере 1, места в разрезе коллектора ствола скважины были обработаны несколько раз (фиг. 5). Эти данные могут быть использованы для получения зависимости температуры от времени для различных разрезов коллектора. Скорость изменения температуры в любом месте можно соотнести с проникновением текучей среды в зону. Поэтому, если графики производной температуры и температуры на забое, образуемые во время различных фаз обработки, построить совместно в зависимости от глубины вдоль ствола скважины, то можно идентифицировать зоны, в которых проявляется наиболее быстрое изменение температуры.
Хотя в настоящем патенте были довольно подробно раскрыты конкретные осуществления изобретения, это сделано только для описания различных признаков и аспектов изобретения, и не имелось намерения ограничить объем изобретения. Предполагается, что различные замены, изменения и/или модификации, включая варианты реализаций, но без ограничения ими, которые были предложены в настоящем патенте, могут быть сделаны к раскрытым осуществлениям без отступления от сущности и объема изобретения, определяемых прилагаемой формулой изобретения, которая следует ниже.
Claims (18)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Способ обработки подземного пласта, содержащий следующие этапы:(а) введение в ствол скважины трубчатого элемента, содержащего секцию трубы, имеющей по меньшей мере одно отверстие для нагнетания обрабатывающей текучей среды;(б) нагнетание обрабатывающей текучей среды по меньшей мере через одно отверстие для нагнетания обрабатывающей текучей среды для ее контакта с углеводородосодержащим коллектором ствола скважины;(в) контроль перемещения обрабатывающей текучей среды в коллектор с использованием одного или нескольких датчиков для измерения температуры;(г) прогнозирование температуры как функции распределения проницаемости коллектора на одном или нескольких датчиках, размещенных на трубчатом элементе;(д) измерение действительной температуры на одном или нескольких датчиках;(е) вычисление погрешности между спрогнозированными и измеренными температурами, итерационная корректировка распределения проницаемости по длине ствола скважины посредством корректировки одного или нескольких параметров и, таким образом, минимизация вычисленной погрешности.
- 2. Способ по п.1, в котором при контроле перемещения обрабатывающей текучей среды в коллектор дополнительно используют один или несколько датчиков для измерения давления.
- 3. Способ по п.1 или 2, в котором датчики расположены на трубе на заданном расстоянии между датчиками и отверстием для нагнетания обрабатывающей текучей среды.
- 4. Способ по п.1 или 2, в котором корректировка одного или нескольких параметров содержит корректировку параметров, выбранных из состава обрабатывающей текучей среды, скорости нагнетания обрабатывающей текучей среды и давления обрабатывающей текучей среды, в ответ на контроль перемещения обрабатывающей текучей среды.
- 5. Способ по п.4, в котором корректировку параметров выполняют в реальном времени.
- 6. Способ по п.1 или 2, в котором трубчатый элемент представляет собой гибкую трубу.
- 7. Способ по п.6, в котором гибкая труба проходит, по существу, вдоль полной длины ствола скважины, проходящего в коллектор.
- 8. Способ по п.1 или 2, содержащий нагнетание по различным путям обрабатывающей текучей среды и второй текучей среды.
- 9. Способ по п.1 или 2, содержащий перемещение трубчатого элемента при контроле перемещения- 10 017422 текучей среды.
- 10. Способ по п.1 или 2, содержащий измерение времени поступления нагнетаемой обрабатывающей текучей среды на датчик температуры.
- 11. Способ по п.9, в котором используют по меньшей мере два датчика температуры и измеряют время перемещения нагнетаемой обрабатывающей текучей среды между двумя датчиками температуры.
- 12. Способ по п.1 или 2, содержащий следующие стадии:(а) нагнетание обрабатывающей текучей среды через трубчатый элемент, секцию трубчатого элемента и по меньшей мере одно отверстие для нагнетания обрабатывающей текучей среды, при этом обрабатывающая текучая среда имеет первое значение характеристики текучей среды;(б) нагнетание второй текучей среды через кольцевое пространство между трубчатым элементом и стволом скважины, при этом вторая текучая среда имеет второе значение характеристики текучей среды, отличное от первого значения характеристики текучей среды;(в) измерение различия между первым и вторым значениями характеристики текучей среды.
- 13. Способ по п.11, содержащий отслеживание поверхности раздела между обрабатывающей текучей средой и второй текучей средой и при нахождении поверхности раздела не на заданном месте в стволе скважины корректировку расхода обрабатывающей текучей среды, второй текучей среды или обеих текучих сред для перемещения поверхности раздела на заданное место.
- 14. Система для обработки подземного пласта, содержащая трубчатый элемент и один или несколько датчиков для измерения температуры в углеводородосодержащем коллекторе, расположенных на трубчатом элементе на заданном расстоянии между ними, при этом трубчатый элемент содержит впускное отверстие для текучей среды, канал для текучей среды и по меньшей мере одно отверстие для нагнетания обрабатывающей текучей среды, средство для контроля перемещения обрабатывающей текучей среды в коллектор, прогнозирующий блок для прогнозирования температуры как функции распределения проницаемости коллектора на одном или нескольких датчиках, средство для ввода трубчатого элемента в ствол скважины, насос для нагнетания обрабатывающей текучей среды через трубчатый элемент, канал трубчатого элемента и по меньшей мере одно отверстие для нагнетания обрабатывающей текучей среды, измерительный блок для измерения истинных температур на одном или нескольких датчиках и вычислительный блок для вычисления погрешности между спрогнозированными и измеренными температурами и итерационной корректировки распределения проницаемости по длине ствола скважины посредством корректировки одного или нескольких параметров для минимизации вычисленной погрешности.
- 15. Система по п.14, дополнительно содержащая один или несколько датчиков для измерения давления в углеводородосодержащем коллекторе, расположенных на трубчатом элементе на заданном расстоянии между ними.
- 16. Система по п.14 или 15, дополнительно содержащая блок для создания диагностических диаграммных кривых производной температуры по времени и производной температуры по глубине трубчатого элемента, полученных на заданном фиксированном расстоянии от отверстия для нагнетания обрабатывающей текучей среды, и блок интерпретации формы кривой для интерпретации кривых для определения местоположения областей углеводородосодержащего коллектора, демонстрирующих поток нагнетаемой текучей среды, изменяющийся от нулевого до ненулевого значения.
- 17. Система по п.14 или 15, дополнительно содержащая измерительный блок для измерения времени поступления нагнетаемой обрабатывающей текучей среды на датчик температуры.
- 18. Система по п.14 или 15, дополнительно содержащая первый насос для нагнетания обрабатывающей текучей среды через трубчатый элемент, канал трубчатого элемента и по меньшей мере одно отверстие для нагнетания обрабатывающей текучей среды, при этом обрабатывающая текучая среда имеет первое значение характеристики текучей среды, второй насос для нагнетания второй текучей среды через кольцевое пространство между трубчатым элементом и стволом скважины, при этом вторая текучая среда имеет второе значение характеристики текучей среды, отличное от первого значения характеристики текучей среды, и блок измерения различия между первым и вторым значениями характеристики текучей среды.100
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US81933006P | 2006-07-07 | 2006-07-07 | |
| US11/750,068 US20080041594A1 (en) | 2006-07-07 | 2007-05-17 | Methods and Systems For Determination of Fluid Invasion In Reservoir Zones |
| PCT/IB2007/052668 WO2008007324A2 (en) | 2006-07-07 | 2007-07-06 | Methods and systems for monitoring fluid placement during stimulation treatments |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA200970095A1 EA200970095A1 (ru) | 2009-06-30 |
| EA017422B1 true EA017422B1 (ru) | 2012-12-28 |
Family
ID=38923649
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA200970095A EA017422B1 (ru) | 2006-07-07 | 2007-07-06 | Способ и система для обработки подземного пласта |
Country Status (9)
| Country | Link |
|---|---|
| US (2) | US20080041594A1 (ru) |
| AR (1) | AR061851A1 (ru) |
| CA (1) | CA2656330C (ru) |
| EA (1) | EA017422B1 (ru) |
| GB (1) | GB2454109B (ru) |
| MX (1) | MX2008016469A (ru) |
| MY (1) | MY150021A (ru) |
| NO (1) | NO20090028L (ru) |
| WO (1) | WO2008007324A2 (ru) |
Families Citing this family (56)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US9540889B2 (en) * | 2004-05-28 | 2017-01-10 | Schlumberger Technology Corporation | Coiled tubing gamma ray detector |
| US7617873B2 (en) | 2004-05-28 | 2009-11-17 | Schlumberger Technology Corporation | System and methods using fiber optics in coiled tubing |
| US7827859B2 (en) * | 2006-12-12 | 2010-11-09 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and methods for obtaining measurements below bottom sealing elements of a straddle tool |
| US7565834B2 (en) * | 2007-05-21 | 2009-07-28 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and systems for investigating downhole conditions |
| US8190414B2 (en) * | 2008-03-26 | 2012-05-29 | Exxonmobil Upstream Research Company | Modeling of hydrocarbon reservoirs containing subsurface features |
| US8051910B2 (en) * | 2008-04-22 | 2011-11-08 | Baker Hughes Incorporated | Methods of inferring flow in a wellbore |
| US20090266537A1 (en) * | 2008-04-25 | 2009-10-29 | Henning Hansen | Combination injection string and distributed sensing string for well evaluation and treatment control |
| US8286704B2 (en) * | 2008-10-30 | 2012-10-16 | Schlumberger Technology Corporation | Coiled tubing conveyed combined inflow and outflow control devices |
| RU2431035C2 (ru) * | 2009-12-31 | 2011-10-10 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ определения момента прорыва пластового флюида |
| WO2011141875A2 (en) * | 2010-05-11 | 2011-11-17 | Schlumberger Canada Limited | Method and system for treating a subterranean formation |
| US8322425B2 (en) * | 2010-05-20 | 2012-12-04 | Chevron U.S.A., Inc. | System and method for controlling one or more fluid properties within a well in a geological volume |
| US9238963B2 (en) * | 2010-10-06 | 2016-01-19 | Schlumberger Technology Corporation | Systems and methods for detecting phases in multiphase borehole fluids |
| GB201020358D0 (en) * | 2010-12-01 | 2011-01-12 | Qinetiq Ltd | Fracture characterisation |
| WO2012087864A2 (en) * | 2010-12-20 | 2012-06-28 | Schlumberger Technology Coproration | Method of utilizing subterranean formation data for improving treatment operations |
| AU2011349555B2 (en) * | 2010-12-23 | 2015-08-20 | Schlumberger Technology B.V. | Method for controlling the downhole temperature during fluid injection into oilfield wells |
| US8910714B2 (en) * | 2010-12-23 | 2014-12-16 | Schlumberger Technology Corporation | Method for controlling the downhole temperature during fluid injection into oilfield wells |
| EP2530239A1 (de) * | 2011-05-31 | 2012-12-05 | Siemens Aktiengesellschaft | Injektionssystem für ein Ölfördersystem |
| 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 |
| 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 |
| US9182355B2 (en) | 2011-08-05 | 2015-11-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Systems and methods for monitoring a flow path |
| US9222892B2 (en) | 2011-08-05 | 2015-12-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Systems and methods for monitoring the quality of a fluid |
| 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 |
| 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 |
| 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 |
| 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 |
| US20130032338A1 (en) * | 2011-08-05 | 2013-02-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for Fluid Monitoring in a Subterranean Formation Using One or More Integrated Computational Elements |
| 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 |
| MX346226B (es) | 2012-03-30 | 2017-03-07 | Inst Mexicano Del Petróleo | Método de análisis integral de pruebas de trazadores entre pozos petroleros. |
| 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 |
| US9013698B2 (en) | 2012-04-26 | 2015-04-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Imaging systems for optical computing devices |
| 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 |
| 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 |
| US8912477B2 (en) | 2012-04-26 | 2014-12-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and devices for optically determining a characteristic of a substance |
| US9383307B2 (en) | 2012-04-26 | 2016-07-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and devices for optically determining a characteristic of a substance |
| US9019501B2 (en) | 2012-04-26 | 2015-04-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and devices for optically determining a characteristic of a substance |
| US10655442B2 (en) * | 2012-12-28 | 2020-05-19 | Schlumberger Technology Corporation | Method for wellbore stimulation optimization |
| WO2015039228A1 (en) | 2013-09-19 | 2015-03-26 | Athabasca Oil Corporation | Method and apparatus for dual instrument installation in a wellbore |
| 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 |
| EP2985409A1 (en) * | 2014-08-12 | 2016-02-17 | Services Petroliers Schlumberger | Methods and apparatus of adjusting matrix acidizing procedures |
| US20160076343A1 (en) * | 2014-09-17 | 2016-03-17 | Baker Hughes Incorporated | Treating and completion system and method of treating a formation |
| WO2018013079A1 (en) * | 2016-07-11 | 2018-01-18 | Baker Hughes Incorporated | Treatment methods for water or gas reduction in hydrocarbon production wells |
| CN107386971B (zh) * | 2017-08-21 | 2019-05-17 | 西南石油大学 | 一种连续油管钻井机器人地面实验模拟装置及方法 |
| RU2696686C2 (ru) * | 2017-09-12 | 2019-08-05 | ПАО "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ обработки призабойной зоны скважин с целью интенсификации добычи нефти и газа |
| US11035213B2 (en) * | 2019-05-07 | 2021-06-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Pressure controlled wellbore treatment |
| US11066915B1 (en) | 2020-06-09 | 2021-07-20 | Bj Energy Solutions, Llc | Methods for detection and mitigation of well screen out |
| US11028677B1 (en) | 2020-06-22 | 2021-06-08 | Bj Energy Solutions, Llc | Stage profiles for operations of hydraulic systems and associated methods |
| US11933153B2 (en) | 2020-06-22 | 2024-03-19 | Bj Energy Solutions, Llc | Systems and methods to operate hydraulic fracturing units using automatic flow rate and/or pressure control |
| US11939853B2 (en) | 2020-06-22 | 2024-03-26 | Bj Energy Solutions, Llc | Systems and methods providing a configurable staged rate increase function to operate hydraulic fracturing units |
| US11473413B2 (en) | 2020-06-23 | 2022-10-18 | Bj Energy Solutions, Llc | Systems and methods to autonomously operate hydraulic fracturing units |
| US11466680B2 (en) | 2020-06-23 | 2022-10-11 | Bj Energy Solutions, Llc | Systems and methods of utilization of a hydraulic fracturing unit profile to operate hydraulic fracturing units |
| US11808145B2 (en) | 2021-10-29 | 2023-11-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole telemetry during fluid injection operations |
Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6502634B1 (en) * | 2000-03-17 | 2003-01-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Interface monitoring placement system |
| US20040040707A1 (en) * | 2002-08-29 | 2004-03-04 | Dusterhoft Ronald G. | Well treatment apparatus and method |
| US20040065439A1 (en) * | 1997-05-02 | 2004-04-08 | Baker Hughes Incorporated | Wellbores utilizing fiber optic-based sensors and operating devices |
| US20040129418A1 (en) * | 2002-08-15 | 2004-07-08 | Schlumberger Technology Corporation | Use of distributed temperature sensors during wellbore treatments |
| US20050016730A1 (en) * | 2003-07-21 | 2005-01-27 | Mcmechan David E. | Apparatus and method for monitoring a treatment process in a production interval |
| WO2005035944A1 (en) * | 2003-10-10 | 2005-04-21 | Schlumberger Surenco Sa | System and method for determining a flow profile in a deviated injection well |
| WO2005064297A1 (en) * | 2003-12-30 | 2005-07-14 | Schlumberger Surenco Sa | Interpretation of distributed temperature sensor data |
| US20060201674A1 (en) * | 2005-03-10 | 2006-09-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of treating subterranean formations using low-temperature fluids |
Family Cites Families (13)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3480079A (en) * | 1968-06-07 | 1969-11-25 | Jerry H Guinn | Well treating methods using temperature surveys |
| FR2538849A1 (fr) * | 1982-12-30 | 1984-07-06 | Schlumberger Prospection | Procede et dispositif pour determiner les caracteristiques d'ecoulement d'un fluide dans un puits a partir de mesures de temperature |
| US5156205A (en) * | 1991-07-08 | 1992-10-20 | Prasad Raj K | Method of determining vertical permeability of a subsurface earth formation |
| US5501279A (en) * | 1995-01-12 | 1996-03-26 | Amoco Corporation | Apparatus and method for removing production-inhibiting liquid from a wellbore |
| US6016191A (en) * | 1998-05-07 | 2000-01-18 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and tool using tracers and singles point optical probes for measuring characteristics of fluid flow in a hydrocarbon well and methods of processing resulting signals |
| US6789937B2 (en) * | 2001-11-30 | 2004-09-14 | Schlumberger Technology Corporation | Method of predicting formation temperature |
| US7725301B2 (en) * | 2002-11-04 | 2010-05-25 | Welldynamics, B.V. | System and method for estimating multi-phase fluid rates in a subterranean well |
| WO2004076816A1 (en) * | 2003-02-27 | 2004-09-10 | Schlumberger Surenco Sa | Estimation of formation characteristics in wells |
| JP3977310B2 (ja) * | 2003-10-03 | 2007-09-19 | キヤノン株式会社 | 画像表示装置、方法及びプログラム |
| US7266456B2 (en) * | 2004-04-19 | 2007-09-04 | Intelligent Agent Corporation | Method for management of multiple wells in a reservoir |
| US7788037B2 (en) * | 2005-01-08 | 2010-08-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and system for determining formation properties based on fracture treatment |
| US7658226B2 (en) * | 2005-11-02 | 2010-02-09 | Schlumberger Technology Corporation | Method of monitoring fluid placement during stimulation treatments |
| US20070234789A1 (en) * | 2006-04-05 | 2007-10-11 | Gerard Glasbergen | Fluid distribution determination and optimization with real time temperature measurement |
-
2007
- 2007-05-17 US US11/750,068 patent/US20080041594A1/en not_active Abandoned
- 2007-07-06 AR ARP070103043A patent/AR061851A1/es not_active Application Discontinuation
- 2007-07-06 CA CA2656330A patent/CA2656330C/en active Active
- 2007-07-06 MY MYPI20085374A patent/MY150021A/en unknown
- 2007-07-06 EA EA200970095A patent/EA017422B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2007-07-06 GB GB0823503A patent/GB2454109B/en not_active Expired - Fee Related
- 2007-07-06 MX MX2008016469A patent/MX2008016469A/es active IP Right Grant
- 2007-07-06 WO PCT/IB2007/052668 patent/WO2008007324A2/en active Application Filing
-
2009
- 2009-01-05 NO NO20090028A patent/NO20090028L/no not_active Application Discontinuation
- 2009-09-04 US US12/554,289 patent/US8230917B2/en active Active
Patent Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20040065439A1 (en) * | 1997-05-02 | 2004-04-08 | Baker Hughes Incorporated | Wellbores utilizing fiber optic-based sensors and operating devices |
| US6502634B1 (en) * | 2000-03-17 | 2003-01-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Interface monitoring placement system |
| US20040129418A1 (en) * | 2002-08-15 | 2004-07-08 | Schlumberger Technology Corporation | Use of distributed temperature sensors during wellbore treatments |
| US20040040707A1 (en) * | 2002-08-29 | 2004-03-04 | Dusterhoft Ronald G. | Well treatment apparatus and method |
| US20050016730A1 (en) * | 2003-07-21 | 2005-01-27 | Mcmechan David E. | Apparatus and method for monitoring a treatment process in a production interval |
| WO2005035944A1 (en) * | 2003-10-10 | 2005-04-21 | Schlumberger Surenco Sa | System and method for determining a flow profile in a deviated injection well |
| WO2005064297A1 (en) * | 2003-12-30 | 2005-07-14 | Schlumberger Surenco Sa | Interpretation of distributed temperature sensor data |
| US20060201674A1 (en) * | 2005-03-10 | 2006-09-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of treating subterranean formations using low-temperature fluids |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CA2656330C (en) | 2015-05-19 |
| US20080041594A1 (en) | 2008-02-21 |
| CA2656330A1 (en) | 2008-01-17 |
| GB2454109B (en) | 2011-03-02 |
| GB2454109A (en) | 2009-04-29 |
| AR061851A1 (es) | 2008-09-24 |
| US20100006292A1 (en) | 2010-01-14 |
| MX2008016469A (es) | 2009-01-22 |
| WO2008007324A3 (en) | 2008-05-29 |
| MY150021A (en) | 2013-11-29 |
| GB0823503D0 (en) | 2009-01-28 |
| NO20090028L (no) | 2009-03-06 |
| WO2008007324A2 (en) | 2008-01-17 |
| EA200970095A1 (ru) | 2009-06-30 |
| US8230917B2 (en) | 2012-07-31 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA017422B1 (ru) | Способ и система для обработки подземного пласта | |
| US9631478B2 (en) | Real-time data acquisition and interpretation for coiled tubing fluid injection operations | |
| RU2577568C1 (ru) | Способ интерпретации измерений скважинного дебита во время скважинной обработки | |
| CA2610907C (en) | Apparatus and methods for obtaining measurements below bottom sealing elements of a straddle tool | |
| US7857049B2 (en) | System and method for operational management of a guarded probe for formation fluid sampling | |
| US6543540B2 (en) | Method and apparatus for downhole production zone | |
| CA3014881C (en) | Restimulation process using coiled tubing and fiber optics | |
| CA2925181A1 (en) | Methods, apparatus, and systems for steam flow profiling | |
| EP3074593B1 (en) | Systems and methods for real-time evaluation of coiled tubing matrix acidizing | |
| CA3084948C (en) | Method for real time flow control adjustment of a flow control device located downhole of an electric submersible pump | |
| EP3821108A1 (en) | Tubing condition monitoring | |
| Mondal et al. | Uncertainties in step-down test interpretation for evaluating completions effectiveness and near wellbore complexities | |
| US2803526A (en) | Location of water-containing strata in well bores | |
| GB2472391A (en) | Method and apparatus for determining the location of an interface region | |
| AU2012216360B2 (en) | Apparatus and method of combining zonal isolation and in situ spectroscopic analysis of reservoir fluids for coal seams | |
| EP4390053A2 (en) | Processes for injection of fluids into a wellbore | |
| RU2510457C1 (ru) | Способ определения заколонных перетоков | |
| AU2015200139A1 (en) | Apparatus and method of combining zonal isolation and in situ spectroscopic analysis of reservoir fluids for coal seams | |
| Firouz et al. | Applicability of New Production Logging Tools in Horizontal and Deviated Wells of One of Iranian Fields | |
| GB2525199A (en) | Method of detecting a fracture or thief zone in a formation and system for detecting |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| 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 |
|
| 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): KZ |
|
| 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): RU |