EA021727B1 - Method of using pressure signatures to predict injection well anomalies - Google Patents
Method of using pressure signatures to predict injection well anomalies Download PDFInfo
- Publication number
- EA021727B1 EA021727B1 EA201070362A EA201070362A EA021727B1 EA 021727 B1 EA021727 B1 EA 021727B1 EA 201070362 A EA201070362 A EA 201070362A EA 201070362 A EA201070362 A EA 201070362A EA 021727 B1 EA021727 B1 EA 021727B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- pressure
- injection
- fracture
- period
- drill cuttings
- Prior art date
Links
- 238000002347 injection Methods 0.000 title claims abstract description 109
- 239000007924 injection Substances 0.000 title claims abstract description 109
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 29
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 claims abstract description 55
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 39
- 230000007423 decrease Effects 0.000 claims abstract description 27
- 230000004044 response Effects 0.000 claims abstract description 14
- 239000013535 sea water Substances 0.000 claims abstract description 10
- 230000000007 visual effect Effects 0.000 claims description 2
- 238000003860 storage Methods 0.000 abstract description 3
- 206010017076 Fracture Diseases 0.000 description 67
- 208000010392 Bone Fractures Diseases 0.000 description 65
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 41
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 33
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 31
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 19
- 230000035882 stress Effects 0.000 description 17
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 12
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 11
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 9
- 230000004807 localization Effects 0.000 description 8
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 description 7
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 7
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 7
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 6
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 6
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 4
- 239000011247 coating layer Substances 0.000 description 4
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 4
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 4
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 4
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 3
- 238000009530 blood pressure measurement Methods 0.000 description 3
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 3
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 3
- 238000005056 compaction Methods 0.000 description 3
- 238000013461 design Methods 0.000 description 3
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 3
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 3
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 3
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 3
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 3
- 238000004321 preservation Methods 0.000 description 3
- 230000002829 reductive effect Effects 0.000 description 3
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 3
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 3
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 3
- 230000009471 action Effects 0.000 description 2
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 2
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 2
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 2
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 2
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 2
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 2
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 2
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 2
- 230000002441 reversible effect Effects 0.000 description 2
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 2
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- 208000002565 Open Fractures Diseases 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 230000002730 additional effect Effects 0.000 description 1
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 1
- 230000009172 bursting Effects 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 1
- 230000007812 deficiency Effects 0.000 description 1
- 230000018044 dehydration Effects 0.000 description 1
- 238000006297 dehydration reaction Methods 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 239000012065 filter cake Substances 0.000 description 1
- 230000005251 gamma ray Effects 0.000 description 1
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 1
- 231100001261 hazardous Toxicity 0.000 description 1
- 239000002920 hazardous waste Substances 0.000 description 1
- 230000036961 partial effect Effects 0.000 description 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 230000008646 thermal stress Effects 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
- E21B21/06—Arrangements for treating drilling fluids outside the borehole
- E21B21/063—Arrangements for treating drilling fluids outside the borehole by separating components
- E21B21/065—Separating solids from drilling fluids
- E21B21/066—Separating solids from drilling fluids with further treatment of the solids, e.g. for disposal
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
- E21B21/01—Arrangements for handling drilling fluids or cuttings outside the borehole, e.g. mud boxes
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B41/00—Equipment or details not covered by groups E21B15/00 - E21B40/00
- E21B41/005—Waste disposal systems
- E21B41/0057—Disposal of a fluid by injection into a subterranean formation
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
- E21B49/008—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells by injection test; by analysing pressure variations in an injection or production test, e.g. for estimating the skin factor
Abstract
Description
Область техники изобретенияThe technical field of the invention
Варианты осуществления изобретения, описанные в данном документе, в общем, относятся к способам определения протекания гидроразрыва пласта утилизации во время обратной закачки бурового шлама.Embodiments of the invention described herein generally relate to methods for determining fracture flow of a recovery formation during re-injection of drill cuttings.
Предпосылки изобретенияBACKGROUND OF THE INVENTION
При бурении скважин используют буровое долото для проходки тысяч футов в земной коре. Буровые установки используют вышки, выступающие вверх над буровой платформой. Вышка несет последовательно соединенные звенья бурильной трубы во время операции бурения. При продвижении бурового долота вглубь земли добавляют дополнительные трубные звенья, наращивая колонну или бурильную колонну. Таким образом, бурильная колонна включает в себя множество трубных звеньев.When drilling wells, a drill bit is used to drill thousands of feet in the earth's crust. Drilling rigs use towers that protrude upward above the drilling platform. The tower carries series-connected drill pipe links during a drilling operation. When pushing the drill bit deep into the ground, additional pipe links are added, expanding the drill string or drill string. Thus, the drill string includes a plurality of pipe links.
Буровой раствор закачивают с буровой платформы через бурильную колонну на буровое долото, которое установлено на нижнем или дальнем конце бурильной колонны. Буровой раствор смазывает буровое долото и уносит буровой шлам, производимый буровым долотом при осуществлении проходки. Буровой шлам уносится в обратном потоке бурового раствора через кольцевое пространство скважины и обратно на буровую платформу на поверхности. Когда буровой раствор поступает на платформу, он загрязнен мелкими частицами глинистой и скальной породы, называемым выбуренной породой или буровым шламом. Когда буровой шлам, буровой раствор и другие отходы поступают на платформу, обычно используют вибросито для удаления бурового шлама из бурового раствора для его повторного использования. Остающийся буровой шлам, отходы и остатки бурового раствора перемещают в сборную емкость для утилизации. В некоторых ситуациях, например для специфических типов бурового раствора, буровой раствор нельзя использовать повторно и его следует утилизировать. Обычно не использующийся повторно буровой раствор утилизируют отдельно от бурового шлама и других отходов посредством транспортировки бурового раствора транспортным средством на место утилизации.The drilling fluid is pumped from the drilling platform through the drill string to the drill bit, which is installed at the lower or far end of the drill string. The drilling fluid lubricates the drill bit and carries away the drill cuttings produced by the drill bit during drilling. Drill cuttings are carried away in the reverse flow of the drilling fluid through the annular space of the well and back to the drilling platform on the surface. When drilling fluid enters the platform, it is contaminated with small particles of clay and rock, called drilled rock or drill cuttings. When drill cuttings, drilling mud and other wastes reach the platform, a vibrating screen is usually used to remove drill cuttings from the drilling fluid for reuse. The remaining drill cuttings, waste and drilling mud residues are transferred to a collection tank for disposal. In some situations, for example for specific types of drilling fluid, the drilling fluid cannot be reused and should be disposed of. Typically, non-reused drilling fluid is disposed of separately from drill cuttings and other wastes by transporting the drilling fluid to the disposal site by vehicle.
Утилизация бурового шлама и бурового раствора является сложной проблемой для охраны окружающей среды. Буровой шлам содержит не только остатки выхода бурового раствора, загрязняющие окружающую среду, но может также содержать нефть и другие отходы, особенно опасные для окружающей среды, особенно при морском бурении.Disposal of drill cuttings and drilling fluid is a complex environmental concern. Drill cuttings contain not only mud residues that pollute the environment, but may also contain oil and other wastes that are especially hazardous to the environment, especially during offshore drilling.
Одним способом утилизации загрязненного нефтью шлама является закачка шлама в пласт с использованием операций обратной закачки бурового шлама. Основные этапы способа включают в себя идентификацию подходящего слоя или пласта для закачки, подготовку подходящей нагнетательной скважины, формирование суспензии, что включает в себя учет таких факторов, как вес, содержание твердой фазы, водородный показатель рН, гели и т.д., выполнение операций закачки, включающих в себя определение и мониторинг параметров работы насосов, таких как производительность и давление, и каптаж скважины.One way to dispose of oil-contaminated sludge is to pump sludge into the formation using drilling mud re-injection operations. The main steps of the method include identifying a suitable injection layer or formation, preparing a suitable injection well, forming a suspension, which includes taking into account factors such as weight, solids content, pH, gels, etc., operations injections, including the determination and monitoring of pump performance parameters, such as productivity and pressure, and well capture.
Соответственно, существует необходимость создания способов определения протекания гидроразрыва пласта во время операции обратной закачки бурового шлама.Accordingly, there is a need to create methods for determining the flow of hydraulic fracturing during the operation of re-injection of drill cuttings.
Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
Согласно изобретению создан способ разработки ответной реакции на протекание гидроразрыва пласта во время обратной закачки бурового шлама в пласт, согласно которому определяют профиль давления за период времени; интерпретируют профиль давления за период времени как один из группы, состоящей из нормального снижения давления, снижения давления в объеме ствола скважины, снижения давления в объеме разрыва, восстановления снижения давления и закачки над покрывающим слоем в процессе гидроразрыва пласта; определяют характер протекания гидроразрыва пласта по результатам интерпретирования профиля давления; закачивают морскую воду или продолжают обратную закачку бурового шлама в зависимости от характера протекания гидроразрыва пласта.According to the invention, a method is developed for developing a response to hydraulic fracturing during the re-injection of drill cuttings into the formation, according to which a pressure profile is determined over a period of time; interpret the pressure profile over a period of time as one of the group consisting of a normal decrease in pressure, a decrease in pressure in the volume of the wellbore, a decrease in pressure in the volume of the fracture, restoration of the decrease in pressure and injection over the overburden during hydraulic fracturing; determine the nature of the hydraulic fracturing according to the interpretation of the pressure profile; inject sea water or continue re-injection of drill cuttings, depending on the nature of the hydraulic fracturing.
Предпочтительно дополнительно получают второй профиль давления за период времени после закачки морской воды или продолжения обратной закачки бурового шлама, если закачка морской воды или продолжение обратной закачки бурового шлама повлияли на протекание гидроразрыва.Preferably, a second pressure profile is additionally obtained for a period of time after the injection of sea water or continued re-injection of drill cuttings, if the injection of sea water or continued re-injection of drill cuttings has affected the fracturing.
Предпочтительно дополнительно характеризуют подземный риск протекания гидроразрыва.Preferably, the underground risk of fracturing is further characterized.
Предпочтительно дополнительно создают визуальное представление профиля давления.Preferably, a visual representation of the pressure profile is additionally created.
Предпочтительно при интерпретировании профиля давления за период времени дополнительно сравнивают профиль давления с известным профилем давления.Preferably, when interpreting the pressure profile over a period of time, the pressure profile is further compared with a known pressure profile.
Предпочтительно период времени является периодом закрытия разрыва или интервалом времени после остановки скважины.Preferably, the period of time is the period of closure of the fracture or the interval of time after the shutdown of the well.
Краткое описание чертежейBrief Description of the Drawings
Далее изобретение будет пояснено более подробно со ссылкой на прилагаемые чертежи, на которых:The invention will now be explained in more detail with reference to the accompanying drawings, in which:
на фиг. 1 показан способ интерпретации профиля давления и идентификации аномалии;in FIG. 1 shows a method for interpreting a pressure profile and identifying an anomaly;
на фиг. 2 показан нормальный профиль давления для операции обратной закачки бурового шлама сразу после остановки скважины;in FIG. 2 shows the normal pressure profile for the operation of re-injecting drill cuttings immediately after shutting down the well;
на фиг. 3 показан профиль давления, представляющий режим снижения давления в объеме ствола скважины;in FIG. 3 is a pressure profile representing a pressure reduction mode in a wellbore volume;
- 1 021727 на фиг. 4 показан профиль давления, представляющий режим снижения давления в объеме гидроразрыва скважины;- 1,021,727 in FIG. 4 is a pressure profile representing a pressure reduction mode in a fracturing volume of a well;
на фиг. 5 показан профиль давления, представляющий восстановление давления при снижении давления;in FIG. 5 is a pressure profile representing pressure recovery with decreasing pressure;
на фиг. 6 показан профиль давления на графике в логарифмическом масштабе, соответствующий закачке над покрывающим слоем.in FIG. 6 shows the pressure profile on a graph in a logarithmic scale corresponding to the injection above the overburden.
Подробное описание изобретенияDETAILED DESCRIPTION OF THE INVENTION
Варианты осуществления, описанные в данном документе, относятся к интерпретации протекания давления в операциях обратной закачки бурового шлама.Embodiments described herein relate to the interpretation of the flow of pressure in the operations of re-injection of drill cuttings.
Стандартная отработка суспензии (например, закачка подготовленной суспензии в пласт утилизации и затем ожидание в течение периода времени после закачки) обеспечивает механическое закрытие разрывов и, до некоторого уровня, снижает возросшее давление в пласте. Вместе с тем, давление в пласте обычно увеличивается вследствие присутствия закачиваемой твердой фазы (например, твердой фазы, присутствующей в суспензии бурового шлама).Standard slurry treatment (for example, pumping the prepared slurry into the disposal reservoir and then waiting for a period of time after injection) provides mechanical closure of the fractures and, to a certain level, reduces the increased pressure in the reservoir. However, the pressure in the formation typically increases due to the presence of an injected solid phase (for example, a solid phase present in a drill cuttings suspension).
Суспензию, подлежащую закачке, следует поддерживать в пределах расчетных параметров для уменьшения возможностей тампонирования трещин. Для мониторинга суспензии часто осуществляют периодическую проверку реологических параметров для обеспечения заданных характеристик суспензии. Например, некоторые системы содержат постоянное измерение вязкости суспензии и плотности до закачки.The suspension to be injected should be maintained within the design parameters to reduce the possibility of plugging cracks. To monitor the suspension, rheological parameters are often checked periodically to ensure the desired characteristics of the suspension. For example, some systems consistently measure suspension viscosity and density prior to injection.
Выпуск опасных отходов в окружающую среду должен быть исключен и локализация отходов должна гарантировать соответствие жестким нормам государственного регулирования. Важные факторы локализации, учитываемые во время проведения операций, включают в себя следующее: место закачки отходов и механизмы хранения; производительность утилизации ствола нагнетательной скважины или кольцевого пространства; должна ли закачка продолжаться в настоящей зоне или другой зоне; следует ли бурить другой ствол скважины для утилизации; требуемые параметры работы, необходимые для надлежащей локализации; расчетные параметры рабочей суспензии, необходимые для суспендирования твердой фазы во время транспортировки суспензии.The release of hazardous waste into the environment should be eliminated and the localization of waste should ensure compliance with stringent government regulations. Important localization factors considered during operations include the following: waste injection site and storage mechanisms; utilization productivity of the injection well bore or annulus; whether the download should continue in this zone or another zone; whether another wellbore should be drilled for disposal; required operating parameters necessary for proper localization; The design parameters of the working slurry needed to suspend the solid phase during suspension transport.
Моделирование операций обратной закачки бурового шлама и прогнозирование объема утилизации отходов являются предпочтительными для решения факторов локализации и обеспечения безопасной и в рамках закона локализации утилизированных отходов. Моделирование и прогнозирование гидроразрыва также является предпочтительным для изучения динамического воздействия операций обратной закачки бурового шлама на будущее бурение, такое как бурение для уплотнения сетки скважин, для увеличения пластового давления и т.д. Глубокое понимание механизмов накопления объемов в операциях обратной закачки бурового шлама является ключом для прогнозирования возможного объема закачки подготовленной суспензии и прогнозирования производительности утилизации нагнетательной скважины. При использовании в данном документе механизмом накопления можно именовать режимы или способы, с помощью которых суспензия накапливается в пласте, включающие в себя, например, способы закачки в пласт, способы закачки в разрыв, увеличение разрыва и геометрию разрыва.Modeling the operations of re-injection of drill cuttings and predicting the volume of waste disposal are preferable for solving localization factors and ensuring safe and within the framework of the law of localization of disposed waste. Fracturing modeling and prediction is also preferable for studying the dynamic effects of re-injection of drill cuttings on future drilling, such as drilling to seal a network of wells, to increase reservoir pressure, etc. A thorough understanding of the mechanisms of volume accumulation in the operations of re-injection of drill cuttings is the key to predicting the possible volume of injection of the prepared suspension and predicting the productivity of utilization of the injection well. When used in this document, the accumulation mechanism can be called the modes or methods by which the suspension accumulates in the reservoir, including, for example, methods of injection into the reservoir, methods of injection into the fracture, the increase in fracture and fracture geometry.
После вычисления требуемой продолжительности остановки скважины для закрытия разрыва из имитации гидроразрыва последующая порция закачки может обусловливать повторное открытие существующего разрыва и может создавать вторичный ответвляющийся разрыв, проходящий от приствольной области скважины. Данную ситуацию может определять местное напряжение, изменения порового давления от предыдущих закачек и характеристики пласта. Местоположение и ориентация разветвленного разрыва могут также зависеть от анизотропии напряжения. Например, если присутствует сильная анизотропия напряжения, то разрывы являются близко разнесенными, вместе с тем, если анизотропии напряжения не существует, разрывы распространяются широко. То, как такие разрывы разнесены, и изменения в форме и объеме во времени в статистике закачки может являться важным фактором в определении производительности утилизации в скважине.After calculating the required duration of shutdown of the well to close the fracture from simulated hydraulic fracturing, a subsequent injection portion may cause the existing fracture to reopen and may create a secondary branching fracture extending from the near-wellbore region. This situation can be determined by local stress, changes in pore pressure from previous downloads and reservoir characteristics. The location and orientation of the branched discontinuity may also depend on the stress anisotropy. For example, if there is a strong stress anisotropy, then the gaps are closely spaced, however, if the stress anisotropy does not exist, the gaps are widespread. How such gaps are spaced apart and changes in shape and volume over time in injection statistics can be an important factor in determining well utilization performance.
Моделирование и имитация операции обратной закачки бурового шлама и гидроразрыва пласта обычно не дает мгновенных или в режиме реального времени результатов во время операции обратной закачки бурового шлама. Дополнительно, модели и имитации обратной закачки бурового шлама не выявляют причин, обусловливающих протекание гидроразрыва пласта. Варианты осуществления, описанные в данном документе, вместе с тем, создают способ наблюдения, идентификации и интерпретации общих характеристик давления, наблюдаемых во время операций обратной закачки бурового шлама. Дополнительно, варианты осуществления, описанные в данном документе, создают способ разработки ответной реакции на протекание гидроразрыва пласта во время операции обратной закачки бурового шлама.Modeling and simulating the operations of re-injection of drill cuttings and hydraulic fracturing usually does not give instant or real-time results during the operations of re-injection of drill cuttings. Additionally, models and simulations of re-injection of drill cuttings do not reveal the causes of hydraulic fracturing. The embodiments described herein at the same time provide a method for observing, identifying and interpreting the general pressure characteristics observed during re-injection operations of drill cuttings. Additionally, the embodiments described herein provide a method for developing a response to fracturing during a drill cuttings re-injection operation.
Для увеличения безопасности во время операций обратной закачки бурового шлама можно непрерывно осуществлять мониторинг ответной реакции давления во время периодов закачки и снижения давления после остановки скважины. Реализованный мониторинг давления закачки, соединенный с анализом давления на глубине, может способствовать диагностике протекания гидроразрыва во время периодов закачки и остановки скважины и в оценке ключевых параметров гидроразрыва и параметров пласта. Кроме того, непрерывная диагностика гидроразрыва может помогать отслеживать долгосрочное разви- 2 021727 тие механических параметров, например длины, ширины и направления разрыва, и динамическое воздействие в целом, оказываемое закачкой отходов на пласт утилизации и окружающие пласты.To increase safety during the operations of re-injection of drill cuttings, it is possible to continuously monitor the response of the pressure during the periods of injection and pressure reduction after stopping the well. Implemented monitoring of injection pressure, coupled with an analysis of pressure at depth, can help diagnose hydraulic fracturing during periods of injection and well shutdown and in assessing key parameters of hydraulic fracturing and formation parameters. In addition, continuous fracture diagnostics can help track the long-term development of mechanical parameters, such as length, width and direction of fracture, and the overall dynamic effect of the waste pumping into the recovery and surrounding formations.
Основной целью обратной закачки бурового шлама является безопасная для окружающей среды и беспроблемная подземная утилизация отходов бурения в периодически закачиваемых порциях. Соответственно, существует реальная необходимость анализа давления, как эффективного инструмента идентификации и характеризации подземного риска. Тщательную интерпретацию изменяющихся профилей давления, повторно наблюдаемых во время циклических операций закачки, можно использовать для выявления и понимания сущности подземных рисков, характеризации возможных проблем и оценки в полном объеме будущего динамического воздействия на подземную систему. Надлежащая и своевременная интерпретация профилей давления может помогать в достижении бесперебойной операции обратной закачки бурового шлама, продления срока службы нагнетательных скважин и максимизации производительности скважин по утилизации. Наоборот, недостаток опыта подземной закачки отходов в объединении с игнорированием реальных профилей давления может потенциально приводить к потере приемистости, что может увеличивать стоимость повторного заканчивания скважины или приводить, в результате, к бурению дополнительной нагнетательной скважины.The main goal of the re-injection of drill cuttings is environmentally friendly and trouble-free underground disposal of drilling waste in periodically pumped portions. Accordingly, there is a real need for pressure analysis as an effective tool for identifying and characterizing underground risk. A thorough interpretation of the changing pressure profiles that are repeatedly observed during cyclic injection operations can be used to identify and understand the nature of underground risks, characterize potential problems and fully assess the future dynamic impact on the underground system. Proper and timely interpretation of pressure profiles can help achieve trouble-free re-injection of drill cuttings, extend the life of injection wells, and maximize well productivity for disposal. On the contrary, the lack of experience in underground waste injection combined with ignoring real pressure profiles can potentially lead to a loss of injectivity, which can increase the cost of re-completion of the well or lead, as a result, to the drilling of an additional injection well.
Способы интерпретации профилей давления представлены ниже. Интерпретации пяти самых обычных профилей, часто наблюдаемых и идентифицируемых во время закачки, по изменяющимся в целом проектам обратной закачки бурового шлама, представлены ниже. Использование интерпретации профилей давления может давать лучшее понимание реального поведения давления, наблюдаемого в операциях обратной закачки бурового шлама, может оценивать потенциальный риск и динамическое воздействие на подземную систему и может представить решение или действие на основе определенного поведения гидроразрыва пласта.Methods for interpreting pressure profiles are presented below. Interpretations of the five most common profiles, often observed and identified during injection, for generally changing drill cuttings re-injection projects are presented below. Using interpretations of pressure profiles can provide a better understanding of the actual pressure behavior observed in re-injection operations of drill cuttings, can evaluate potential risks and dynamic effects on an underground system, and can present a solution or action based on specific fracturing behavior.
Способ интерпретации профилей давления.A method for interpreting pressure profiles.
Профили давления операций обратной закачки бурового шлама можно интерпретировать для лучшего понимания и решения проблем реального поведения давления, наблюдаемого в операциях обратной закачки бурового шлама. Кроме того, оператор может оценить потенциальный риск и динамическое воздействие на подземную систему, обусловленные операциями обратной закачки бурового шлама. В одном варианте осуществления профили давления могут включать в себя графическое представление множества измерений давления, выполненных за период времени. Такие графические представления профилей давления показаны на фиг. 2-6. В других вариантах осуществления профили давления могут включать в себя множество измерений давления, выполненных за период времени и отображенных в табличной форме. Специалисту в данной области техники должно быть ясно, что профиль давления может включать в себя любые выходные данные, известные в данной области техники, для передачи множества измерений давления, выполненных за период времени.The pressure profiles of drill cuttings re-injection operations can be interpreted to better understand and solve the problems of real pressure behavior observed in drill cuttings re-injection operations. In addition, the operator can assess the potential risk and dynamic impact on the underground system due to the operations of re-injection of drill cuttings. In one embodiment, pressure profiles may include a graphical representation of a plurality of pressure measurements taken over a period of time. Such graphical representations of pressure profiles are shown in FIG. 2-6. In other embodiments, pressure profiles may include a plurality of pressure measurements taken over a period of time and displayed in tabular form. One skilled in the art will appreciate that the pressure profile may include any output known in the art for transmitting a plurality of pressure measurements taken over a period of time.
На фиг. 1 в одном варианте осуществления профиль давления можно определять для заданного периода времени операции обратной закачки бурового шлама на стадии 120. Профиль давления можно определить любым средством, известным в данной области техники, и можно снимать в различные интервалы, во время, например, закачки, после остановки скважины, закрытия гидроразрыва или непрерывно во время операций обратной закачки бурового шлама.In FIG. 1, in one embodiment, the pressure profile can be determined for a predetermined time period of the drill cuttings re-injection operation at step 120. The pressure profile can be determined by any means known in the art and can be taken at various intervals during, for example, injection, after well shutdown, fracture closure, or continuously during drill cuttings re-injection operations.
Полученные профили давления можно затем интерпретировать для каждого периода времени для определения поведения гидроразрыва пласта на стадии 122. В одном варианте осуществления профили давления можно сравнивать с профилями давления, идентифицированными, как соответствующие подземному условию или протеканию гидроразрыва пласта, как описано ниже. Например, профиль давления, полученный сразу после остановки скважины, может включать в себя, по существу, прямую линию снижения давления. После сравнения полученного профиля давления с идентифицированным профилем давления оператор может определить, что снижение давления в объема ствола скважины указывает на то, что гидравлическая связь между стволом скважины и разрывом имеет суженное проходное сечение (рассмотрено более подробно ниже применительно к фиг. 3).The obtained pressure profiles can then be interpreted for each time period to determine the hydraulic fracturing behavior at step 122. In one embodiment, the pressure profiles can be compared with pressure profiles identified as corresponding to an underground condition or hydraulic fracturing, as described below. For example, a pressure profile obtained immediately after shutting down a well may include a substantially straight line of pressure reduction. After comparing the obtained pressure profile with the identified pressure profile, the operator can determine that a decrease in pressure in the volume of the wellbore indicates that the hydraulic connection between the wellbore and the fracture has a narrowed bore (discussed in more detail below with reference to Fig. 3).
На основе протекания гидроразрыва или подземного режима, интерпретированного по профилю давления на стадии 122, на стадии 124 можно определить решение и затем реализовать решение на стадии 126. Например, если оператор определяет, что произошло сужение проходного сечения потока между стволом скважины и пластом, можно закачать в скважину морскую воду для предотвращения осаждения твердой фазы и/или сброса напряжения в пласте, тем самым расширяя или устраняя сужение проходного сечения.Based on the hydraulic fracturing or the subterranean mode, interpreted from the pressure profile at stage 122, at stage 124, a solution can be determined and then the solution can be implemented at stage 126. For example, if the operator determines that a narrowing of the flow cross section between the wellbore and the formation has occurred, you can download seawater into the well to prevent sedimentation of the solid phase and / or stress relief in the formation, thereby expanding or eliminating the narrowing of the bore.
В одном варианте осуществления подземный риск, связанный с протеканием гидроразрыва, можно характеризовать в диапазоне от низкого до высокого риска или по цифровой шкале, представляющей диапазон от низкого до высокого риска. Например, в одном варианте осуществления можно интерпретировать профиль давления и определять протекание гидроразрыва пласта. Оператор может затем классифицировать или характеризовать риск такого протекания гидроразрыва. Например, если оператор определяет, что гидроразрыв включает в себя горизонтальный компонент, оператор может оценить риск горизонтального компонента гидроразрыва, пересекающего проектную траекторию скважины. В данном примере оператор может характеризовать протекание гидроразрыва, как высокий риск, поскольку оноIn one embodiment, the underground risk associated with fracking can be characterized in the low to high risk range or on a digital scale representing the low to high risk range. For example, in one embodiment, it is possible to interpret the pressure profile and determine the course of hydraulic fracturing. The operator can then classify or characterize the risk of such fracturing. For example, if the operator determines that the hydraulic fracturing includes a horizontal component, the operator can assess the risk of the horizontal hydraulic fracturing component crossing the design path of the well. In this example, the operator can characterize fracking as a high risk, because it
- 3 021727 может сорвать бурение проектной скважины. В других вариантах осуществления профиль давления можно интерпретировать, как представляющую нормальное снижение давления. При этом оператор может характеризовать протекание гидроразрыва как низкий риск. Таким образом, решение, определенное на основе протекания гидроразрыва пласта, может включать в себя невыполнение каких-либо действий или продолжение обратной закачки бурового шлама. В других вариантах осуществления подземный риск, связанный с протеканием гидроразрыва, может включать в себя определение, например, производительности скважины, связанной с протеканием гидроразрыва, ожидаемых изменений давления вследствие протекания гидроразрыва и ожидаемых изменений геометрии разрыва.- 3 021727 may disrupt the drilling of the project well. In other embodiments, the implementation of the pressure profile can be interpreted as representing a normal decrease in pressure. In this case, the operator can characterize the course of hydraulic fracturing as a low risk. Thus, a solution determined based on hydraulic fracturing may include failure to take any action or continued re-injection of drill cuttings. In other embodiments, the underground risk associated with hydraulic fracturing may include determining, for example, well productivity associated with hydraulic fracturing, expected pressure changes due to hydraulic fracturing, and expected changes in fracture geometry.
Нормальное снижение давления.Normal decrease in pressure.
Нормальное давление (или обычное снижение давления) часто наблюдается во время периодов после остановки скважины. На фиг. 2 показан профиль давления, соответствующий примеру нормального снижения давления. Нормальное давление определяется по закрытию разрыва и ответной реакции переходного режима пласта и указывает на открытую (или без сужения проходного сечения) связь между разрывом и стволом скважины. В общем, два четко выраженных периода различают во время снижения давления: период закрытия разрыва и период переходного режима в пласте.Normal pressure (or normal pressure drop) is often observed during periods after a well shut-in. In FIG. 2 shows a pressure profile corresponding to an example of normal pressure reduction. Normal pressure is determined by the closure of the fracture and the response of the transitional regime of the reservoir and indicates an open (or without narrowing the bore) connection between the fracture and the wellbore. In general, two distinct periods are distinguished during a decrease in pressure: the period of fracture closure and the period of transition in the formation.
Протекание гидроразрыва во время периода закрытия разрыва регулируется по характеристикам поглощения текучей среды (т.е. объему поглощения текучей среды из разрыва в пласт) и отношению баланса твердого стока. Снижения давления во время периода закрытия разрыва отражает как длину разрыва, так и изменение высоты. Проникновение разрыва вначале увеличивается перед последующим обратным уходом к стволу скважины. Первоначальное углубление разрыва, в общем, происходит по причине перераспределения накопленного объема суспензии из широкого разрыва вблизи ствола скважины к зоне конца разрыва. Одновременно, высота снижается от любых барьеров более высокого напряжения, поскольку давление в разрыве уменьшается (например, полезное давление). Посмотрев на форму снижения давления профиля давления, можно идентифицировать рост высоты разрыва в барьерах более высокого напряжения (например, зоне локализации). Например, вогнутый направленный вниз профиль поля снижения давления указывает, что увеличение высоты разрыва не достигает зоны локализации более высокого напряжения разрыва. Напротив, вогнутый направленный вверх профиль поля снижения давления указывает значительное увеличение высоты разрыва в зоны барьеров более высокого напряжения.Fracturing during the fracture closure period is controlled by the characteristics of the absorption of the fluid (i.e., the amount of absorption of the fluid from the fracture into the formation) and the ratio of the balance of the solid flow. The pressure drop during the fracture closure period reflects both the fracture length and the change in height. The penetration of the fracture initially increases before the subsequent return to the wellbore. The initial deepening of the fracture, in general, is due to the redistribution of the accumulated volume of the suspension from the wide fracture near the wellbore to the zone of the end of the fracture. At the same time, the height decreases from any barriers of higher voltage, since the pressure in the gap decreases (for example, useful pressure). By looking at the shape of the pressure profile pressure reduction, one can identify the increase in the height of the gap in barriers of higher voltage (for example, the localization zone). For example, a concave downward-directed profile of a pressure reduction field indicates that an increase in the height of the gap does not reach the localization zone of a higher pressure gap. On the contrary, the concave upward profile of the pressure reduction field indicates a significant increase in the height of the gap in the zone of barriers of higher voltage.
Согласно вариантам осуществления настоящего изобретения подземное событие можно определять по такому снижению профиля давления, например, вогнутый направленный вверх профиль снижения давления означает перераспределение текучей среды в разрыве от зон более высокого напряжения (вследствие падения высоты) в основное тело разрыва. Перераспределение текучей среды в разрыве от зоны повышенного напряжения в основное тело разрыва обычно происходит, когда полезное давление становится равным приблизительно 0,4 разности напряжения между зоной закачки и зоной барьера повышенного напряжения. Эффективность действия текучей среды разрыва и коэффициент фильтруемости текучей среды можно оценивать по профилю снижения давления с использованием специализированной О-функции времени, обычно именуемой О-диаграмма (см., например, патент США № 6076046, выданный Уащбстап. включенный в настоящий документ путем ссылки.) Вместе с тем, применение Оуглового коэффициента имеет неопределенности, аналогичные наблюдаемым в интерпретации данных обычных испытаний скважины.According to embodiments of the present invention, an underground event can be determined by such a decrease in pressure profile, for example, a concave upward pressure reduction profile means redistribution of fluid in the gap from higher voltage zones (due to a drop in height) to the main body of the gap. The redistribution of fluid in the gap from the zone of increased voltage to the main body of the gap usually occurs when the useful pressure becomes equal to approximately 0.4 of the voltage difference between the injection zone and the zone of the increased voltage barrier. The effectiveness of the fracturing fluid and the filterability of the fluid can be estimated from the pressure reduction profile using a specialized O-function of time, commonly referred to as the O-chart (see, for example, US patent No. 6076046 issued by Ushchbstap. Incorporated herein by reference. ) However, the use of the Ogle coefficient has uncertainties similar to those observed in the interpretation of data from conventional well tests.
Снижение давления в период переходного режима в пласте или давления после закрытия гидроразрыва относится к ответной реакции пласта на закачку. Ответная реакция давления во время данного периода переходного режима в пласте становится менее зависимой от механической реакции открытого разрыва и более зависимой от ответной реакции давления переходного режима в пласте закачки. Характер снижения давления в период переходного режима в пласте определяется в основном, если не полностью, ответной реакцией пласта закачки с возмущением от процесса фильтрации текучей среды (переток текучих сред в поверхность разрыва). Во время данного периода переходного режима в пласте коллектор может первоначально демонстрировать линейный поток в пласт, за которым следует переходный режим и, наконец, долговременный псевдорадиальный поток. Снижение давления во время периода переходного режима в пласте дает информацию, традиционно определяемую с помощью стандартных испытаний скважины (например, проводимости и пластового давления), и завершает цепь анализа давления гидроразрыва, дающего полный набор данных, требуемых для разработки индивидуальной характеристики протекания процесса гидроразрыва.The decrease in pressure during the transition period in the formation or pressure after fracturing closes refers to the response of the formation to injection. The pressure response during a given transition period in the formation becomes less dependent on the mechanical open fracture reaction and more dependent on the response of the transition pressure in the injection formation. The nature of the pressure reduction during the transitional regime in the formation is determined mainly, if not completely, by the response of the injection formation with disturbance from the process of filtering the fluid (flow of fluids into the fracture surface). During this transition period in the reservoir, the reservoir may initially exhibit a linear flow into the formation, followed by a transition and finally a long-term pseudo-radial flow. The decrease in pressure during the transition period in the reservoir provides information that is traditionally determined using standard well tests (e.g., conductivity and reservoir pressure) and completes the fracture pressure analysis chain, which provides a complete set of data required to develop an individual fracture process profile.
Профиль нормального давления для операции обратной закачки бурового шлама обычно не представляет каких-либо потенциальных рисков для подземной системы и может считаться безопасным профилем давления. Профиль нормального давления можно использовать для оценки протекания гидроразрыва во время закрытия и для оценки основных параметров гидроразрыва и пласта. Таким образом, согласно вариантам осуществления настоящего изобретения профили давления во время операции обратной закачки бурового шлама, аналогично фиг. 2, соответствуют нормальному снижению давления и могут указывать оператору, что протекание гидроразрыва пласта не представляет риска для подземной системы. Поэтому оператор может продолжать обратную закачку бурового шлама, не предпринимая никаких дополнительных действий.The normal pressure profile for the drill cuttings re-injection operation usually does not present any potential risks to the underground system and can be considered a safe pressure profile. The normal pressure profile can be used to evaluate fracture flow during closure and to evaluate the main fracture and formation parameters. Thus, according to embodiments of the present invention, the pressure profiles during the drilling mud re-injection operation are similar to FIG. 2 correspond to a normal decrease in pressure and may indicate to the operator that hydraulic fracturing does not pose a risk to the underground system. Therefore, the operator can continue the re-injection of drill cuttings without taking any additional action.
- 4 021727- 4 021727
Снижение давления в объеме ствола скважины.Pressure reduction in the borehole volume.
На фиг. 3 показан профиль давления для операции обратной закачки бурового шлама сразу после остановки скважины. Профиль снижения давления в объеме ствола скважины указывает на сужение проходного сечения между стволом скважины и пластом. Сужение проходного сечения может быть создано уплотнением между стволом скважины и пластом, например, вязкой текучей средой от предыдущей закачки или от осаждения и уплотнения твердой фазы. Сужение проходного сечения может также быть обусловлено механическим сужением проходного сечения, случайно образованным в точке закачки, например, цементом. Ответная реакция давления объема в стволе скважины может также являться результатом сжатия текучей среды или ее расширения в ограниченном объеме. Уплотнение пласта препятствует адекватной гидравлической связи между разрывом и стволом скважины и создает ограниченный объем в стволе скважины. Как показано на фиг. 3, продолжительность периода снижения давления объема в стволе скважины зависит от степени искусственного сужения проходного сечения, а также сжимаемости текучей среды в стволе скважины и может четко характеризоваться прямой линией 302 на графике снижения давления, возникающей сразу после остановки скважины. Снижение давления во время данного периода больше не соответствует ответной реакции гидроразрыва и параметры гидроразрыва не могут быть определены.In FIG. Figure 3 shows the pressure profile for the operation of re-injection of drill cuttings immediately after shutting down the well. The pressure reduction profile in the borehole volume indicates a narrowing of the bore between the borehole and the formation. Narrowing the bore can be created by sealing between the wellbore and the formation, for example, viscous fluid from a previous injection or from deposition and compaction of the solid phase. The narrowing of the bore may also be due to the mechanical narrowing of the bore, accidentally formed at the injection point, for example, cement. The pressure response of the volume in the wellbore may also result from compression of the fluid or its expansion in a limited volume. Sealing the formation prevents adequate hydraulic communication between the fracture and the wellbore and creates a limited volume in the wellbore. As shown in FIG. 3, the length of the period for reducing the pressure of the volume in the wellbore depends on the degree of artificial narrowing of the orifice, as well as the compressibility of the fluid in the wellbore and can be clearly characterized by a straight line 302 on the graph of pressure reduction that occurs immediately after shutting down the well. The pressure reduction during this period no longer corresponds to the hydraulic fracture response and hydraulic fracturing parameters cannot be determined.
В большинстве вариантов профиль давления в объеме ствола скважины, определенный сразу после остановки скважины, представляет предупреждающий сигнал об искусственно созданном сужении проходного сечения в точке закачки. Вследствие потенциального уплотнения на интервале закачки, поведение давления в объеме ствола скважины, наблюдаемое сразу после остановки скважины, соответствует повышенному риску потенциального тампонирования скважины. Риски потенциального тампонирования скважины усугубляются, когда происходит осаждение частиц в период суспендирования закачки. Учитывая, что тампонирование скважины обусловливает большинство отказов в проектах обратной закачки для утилизации бурового шлама, следует осуществлять мониторинг, оценку и тщательное изучение любого поведения давления объема в стволе скважины, такого, как в основном обусловленное частичным уплотнением интервала закачки, наблюдаемым сразу после остановки скважины.In most cases, the pressure profile in the volume of the wellbore, determined immediately after the shutdown of the well, is a warning signal about the artificially created narrowing of the bore at the injection point. Due to potential compaction at the injection interval, the pressure behavior in the volume of the wellbore observed immediately after the shutdown of the well corresponds to an increased risk of potential well plugging. The risks of potential well plugging are compounded when particles are deposited during the suspension of injection. Given that well plugging accounts for the majority of failures in re-injection projects for the disposal of drill cuttings, any behavior of volume pressure in the wellbore should be monitored, evaluated, and thoroughly studied, such as mainly due to the partial compaction of the injection interval observed immediately after the shutdown of the well.
Также на фиг. 3 показана ответная реакция давления объема в стволе скважины, наблюдаемая сразу после остановки скважины во время осуществления обратной закачки бурового шлама в кольцевое пространство для цементирования обсадной колонны диаметром 95/8 дюйма (241 мм). В данном примере фактический уровень цемента был выше первоначально спроектированного. Как следствие, цемент перекрыл часть необсаженного интервала закачки и создал искусственное сужение проходного сечения в точке закачки. Это немедленно отразилось на профиле давления в объеме ствола скважины (т.е. в прямой линии 302) после остановки скважины и позднее подтвердилось каротажной диаграммой качества цементирования.Also in FIG. 3 shows the response of the volume of reaction pressure in the wellbore, observed immediately after the stop of the borehole during drilling cuttings re-injection into the annulus for cementing casing diameter of 9 5/8 inches (241 mm). In this example, the actual cement level was higher than originally designed. As a result, cement covered part of the open-hole injection interval and created an artificial narrowing of the bore at the injection point. This immediately affected the pressure profile in the volume of the wellbore (i.e., in a straight line 302) after the shutdown of the well and was later confirmed by a well log of cementing quality.
Таким образом, согласно вариантам осуществления настоящего изобретения профиль давления во время операции обратной закачки бурового шлама, который аналогично фиг. 3 представляет снижение давления объема в стволе скважины после остановки скважины, может указывать оператору на сужение проходного сечения гидравлической связи между стволом скважины и разрывом. В одном варианте осуществления оператор может при этом выполнять закачку морской воды для предотвращения осаждения твердой фазы и/или сброса напряжения в пласте. Как вариант, в скважину можно закачивать кислоту для растворения механического сужения проходного сечения и восстановления нормальной связи между стволом скважины и разрывом. В целом данный тип профиля давления, показанный на фиг. 3, соответствует высокому риску тампонирования скважины или разрыва и, таким образом, необходим мониторинг профилей давления и надлежащая реализация устранения недостатков.Thus, according to embodiments of the present invention, the pressure profile during the re-injection operation of drill cuttings, which is similar to FIG. 3 represents a reduction in volume pressure in a wellbore after a wellbore shutdown, may indicate to the operator a narrowing of the flow area of the hydraulic connection between the wellbore and the fracture. In one embodiment, the operator may then inject sea water to prevent solid deposition and / or stress relief in the formation. Alternatively, acid may be pumped into the well to dissolve the mechanical narrowing of the bore and restore normal connection between the wellbore and the fracture. In general, this type of pressure profile shown in FIG. 3 corresponds to a high risk of well plugging or fracturing and, thus, monitoring of pressure profiles and proper implementation of correcting deficiencies are necessary.
Снижение давления в объеме разрыва.Pressure reduction in the volume of the gap.
На фиг. 4 показан профиль давления, соответствующий снижению давления в объеме разрыва. Профиль давления в объеме разрыва, в общем, показывает линейное соотношение между давлением и временем (т.е. прямая линия 404) за период после закрытия разрыва. Снижение давления объема в разрыве обычно является результатом колебаний давления 406 в пределах границ разрыва после его закрытия. Границы разрыва могут являться результатом создания предыдущей закачкой фильтрационной корки на поверхности разрыва (т.е. остаточными полимерами и твердыми частицами) или повреждения поверхности разрыва. Аналогичное ограничение разрыва можно также наблюдать во время концевого экранирования (например, когда высокие концентрации песка или расклинивающего агента достигают конца разрыва и останавливают дополнительное расширение разрыва), когда поглощение текучей среды обусловливает недостаточную ширину разрыва или когда обезвоживание обусловливает перекрытие твердой фазой суспензии конца разрыва.In FIG. 4 shows a pressure profile corresponding to a decrease in pressure in the fracture volume. The pressure profile in the volume of the fracture generally shows a linear relationship between pressure and time (i.e., straight line 404) for the period after the fracture closes. The decrease in volume pressure in the gap is usually the result of pressure fluctuations 406 within the boundaries of the gap after it is closed. Tear boundaries may result from a previous injection of a filter cake on the surface of the gap (i.e., residual polymers and solid particles) or damage to the surface of the gap. A similar limitation of the gap can also be observed during end shielding (for example, when high concentrations of sand or proppant reach the end of the gap and stop the additional expansion of the gap), when the absorption of the fluid causes an insufficient width of the gap, or when dehydration causes the solid phase to overlap the suspension of the end of the gap.
Во время заполнения разрыва в поведении давления доминирующим является объем текучей среды в разрыве, учитывая, что объем в стволе скважины имеет незначительное воздействие на ответную реакцию объема в целом. Давления в объеме разрыва в основном возникает вследствие сжатия текучей среды или расширения в ограниченном объеме разрыва, где разрыв может эффективно передавать давление и имеет более высокую проницаемость по сравнению с пластом закачки. Давление объема в разрыве обычно наблюдают после механического закрытия разрыва на твердой фазе шлама, обеспечивающего пере- 5 021727 распределение текучей среды и давления внутри разрыва. Факторы, влияющие на продолжительность накопления в объеме разрыва, могут включать в себя разницу проницаемости и давления между разрывом и пластом закачки и серьезность повреждения, возникшего на поверхности разрыва.During filling the gap in pressure behavior, the volume of fluid in the gap is dominant, given that the volume in the wellbore has little effect on the overall volume response. The pressure in the fracture volume is mainly due to compression of the fluid or expansion in a limited fracture volume, where the fracture can effectively transmit pressure and has a higher permeability compared to the injection reservoir. The pressure of the volume in the gap is usually observed after the mechanical closure of the gap in the solid phase of the sludge, which provides an overshoot of the distribution of fluid and pressure within the gap. Factors affecting the duration of accumulation in the volume of the fracture may include the difference in permeability and pressure between the fracture and the injection formation and the severity of the damage that occurs on the fracture surface.
Согласно вариантам осуществления настоящего изобретения профиль давления во время операции обратной закачки бурового шлама, который аналогично показанному на фиг. 4, представляет снижение давления объема в разрыве, может указывать оператору, что поверхность разрыва может быть поврежденной, что обусловливает локализацию разрыва. В одном варианте осуществления оператор может, поэтому, повторно оценить фильтрацию текучей среды из разрыва в пласт с использованием графика Сфункции, оценить локализацию разрыва выполнением дополнительной имитации гидроразрыва с обновленными параметрами фильтрации текучей среды и основными параметрами разрыва (например, давлением закрытия разрыва).According to embodiments of the present invention, the pressure profile during the drill cuttings re-injection operation, which is similar to that shown in FIG. 4, represents a decrease in the volume pressure in the fracture, may indicate to the operator that the fracture surface may be damaged, which causes the fracture to be localized. In one embodiment, the operator can, therefore, re-evaluate fluid filtration from the fracture into the formation using the Function graph, evaluate fracture localization by performing additional fracture simulation with updated fluid filtration parameters and basic fracture parameters (e.g., fracture closure pressure).
Восстановление давления при снижении.Pressure recovery while decreasing.
На фиг. 5 профиль давления представляет восстановление давления при снижении. В показанном варианте осуществления восстановление давления на поверхности, указанное линией 508, наблюдали во время снижения давления после остановки скважины, когда закачка остановлена на длительный период. Одновременное бурение или эксплуатационные действия в нагнетательной скважине во время операции обратной закачки бурового шлама могут увеличивать амплитуду восстановления давления. Вначале давление при снижении падает ниже давления закрытия разрыва и продолжает снижаться, пока текучая среда в стволе скважины не станет нагреваться, воздействуя, тем самым, на гидростатическое давление в стволе скважины. Текучая среда в стволе скважины может нагреваться теплом, образуемым во время бурения и/или добычи нефти. Когда температура текучей среды в стволе скважины увеличивается, гидростатическое давление уменьшается, обусловливая увеличение давления на поверхности (т.е. действие восстановления давления).In FIG. 5, the pressure profile represents the reduction in pressure when reduced. In the shown embodiment, the surface pressure recovery indicated by line 508 was observed during the pressure reduction after the well stopped when the injection was stopped for a long period. Simultaneous drilling or production operations in the injection well during the drilling mud re-injection operation may increase the pressure recovery amplitude. Initially, the pressure when lowering falls below the fracture closure pressure and continues to decrease until the fluid in the wellbore begins to heat up, thereby affecting the hydrostatic pressure in the wellbore. The fluid in the wellbore may be heated by heat generated during drilling and / or oil production. When the temperature of the fluid in the wellbore increases, the hydrostatic pressure decreases, causing an increase in surface pressure (i.e., the effect of pressure recovery).
Амплитуда увеличения давления во время периода восстановления является пропорциональной увеличению температуры текучей среды в стволе скважины. Несмотря на увеличение давления во время периода восстановления, разрыв может повторно не инициироваться, вследствие термоупругого динамического воздействия на пласт. Другими словами, изменение температуры в стволе скважины меняет напряженное состояние, особенно в приствольной зоне скважины. Обычно, нагрев пласта во время периода консервации создает дополнительный компонент напряжения в горизонтальной плоскости, тогда как нагрев пласта в приствольной зоне скважины увеличивает нормальное напряжение. Таким образом, нагрев текучей среды в стволе скважины может приводить к повышенному давлению прорыва, требуемому для преодоления дополнительного теплового напряжения в приствольной зоне скважины для инициирования разрыва.The amplitude of the pressure increase during the recovery period is proportional to the increase in the temperature of the fluid in the wellbore. Despite the increase in pressure during the recovery period, the fracture may not re-initiate due to thermoelastic dynamic impact on the formation. In other words, a change in temperature in the wellbore changes the stress state, especially in the near-wellbore zone. Typically, heating the formation during the preservation period creates an additional stress component in the horizontal plane, while heating the formation in the near-wellbore zone of the well increases the normal stress. Thus, heating a fluid in a wellbore can lead to an increased breakout pressure required to overcome the additional thermal stress in the near-wellbore zone to initiate a fracture.
Риск, связанный с чрезмерным нагревом текучей среды в стволе скважины, в основном относится к повышенному давлению закачки на поверхности и невозможности закачки в заданных пределах давления на поверхности. Таким образом, в одном варианте осуществления компонент термоупругого напряжения в приствольной зоне скважины можно уменьшать поддержанием регулярной закачки морской воды во время увеличенных периодов консервации, эффективно охлаждающей статичную текучую среду в стволе скважины. В результате, требуется уменьшенное давление для инициирования разрыва после периода консервации и давление закачки на поверхности можно поддерживать ниже максимальных пределов.The risk associated with excessive heating of the fluid in the wellbore mainly relates to increased injection pressure on the surface and the inability to pump within the specified pressure limits on the surface. Thus, in one embodiment, the thermoelastic stress component in the near-wellbore zone of the well can be reduced by maintaining regular injection of sea water during extended preservation periods, effectively cooling the static fluid in the wellbore. As a result, a reduced pressure is required to initiate a fracture after a preservation period, and injection pressure at the surface can be kept below maximum limits.
Закачка над покрывающим слоем.Injection over the overburden.
На фиг. 6 показан профиль давления, соответствующий закачке над покрывающим слоем, на графике в логарифмическом масштабе. В данном документе покрывающим слоем называется пласт или горная порода, перекрывающая область или точку, представляющую интерес в недрах земли. Если давление закачки меньше напряжения в покрывающем слое, разрыв может распространяться только в вертикальной плоскости. Вместе с тем, в ситуации, когда закачка происходит в условиях малой глубины в пластах с тектонически активными с распирающими напряжениями в среде, напряжение покрывающего слоя может являться минимальным главным напряжением. В таких условиях малых глубин разрыв может распространяться как в вертикальной, так и горизонтальной плоскостях. Такая геометрия называется Т-образным разрывом и возникает, когда давление закачки немного превышает напряжение в покрывающем слое.In FIG. 6 shows the pressure profile corresponding to the injection above the coating layer, on a graph in a logarithmic scale. As used herein, a cover layer is a formation or rock covering an area or point of interest in the bowels of the earth. If the injection pressure is less than the stress in the coating layer, the gap can propagate only in the vertical plane. At the same time, in a situation where injection occurs under conditions of shallow depth in formations that are tectonically active with bursting stresses in the medium, the stress of the overburden may be the minimum principal stress. Under such conditions of shallow depths, the gap can propagate both in the vertical and horizontal planes. Such a geometry is called a T-shaped discontinuity and occurs when the injection pressure slightly exceeds the stress in the overburden.
Реакция давления во время такого периода, где давление закачки немного превышает напряжение в покрывающем слое, создает базу диагностики для определения, является ли плоскость гидроразрыва полностью вертикальной или также включает в себя горизонтальный компонент. Горизонтальный компонент (распространение в горизонтальном направлении) возникает, когда давление гидроразрыва является, по существу, постоянным и приблизительно равным или превышающим напряжение в покрывающей породе пласта, как показано на фиг. 6. После превышения давлением закачки напряжения в покрывающем слое проникновение вертикального компонента становится менее эффективным, поскольку превалирует распространение горизонтального компонента.The pressure reaction during such a period, where the injection pressure is slightly higher than the voltage in the coating layer, creates a diagnostic base for determining whether the fracturing plane is completely vertical or also includes a horizontal component. The horizontal component (horizontal propagation) occurs when the fracture pressure is substantially constant and approximately equal to or greater than the stress in the overburden of the formation, as shown in FIG. 6. After exceeding the pressure of the injection voltage in the coating layer, the penetration of the vertical component becomes less effective, since the propagation of the horizontal component prevails.
Горизонтальный компонент разрыва увеличивает площадь поглощения текучей среды, уменьшает эффективность действия текучей среды и ограничивает ширину разрыва. Чрезмерное поглощение теку- 6 021727 чей среды в горизонтальном компоненте и ограниченная ширина разрыва могут приводить к преждевременному выпадению песка из жидкости гидроразрыва или тампонированию разрыва во время закачки. Г оризонтальные разрывы могут создавать увеличенную площадь охвата с большей производительностью утилизации. Вместе с тем, вследствие риска, связанного с пересечением горизонтальным разрывом траекторий проектируемых смещенных скважин, для таких горизонтальных разрывов может быть необходимой всесторонняя оценка. Величину в напряжения покрывающем слоем можно оценить из диаграммы плотностного гамма-каротажа и сравнить с величиной давления закачки, как часть анализа давления.The horizontal component of the gap increases the absorption area of the fluid, reduces the efficiency of the fluid and limits the width of the gap. Excessive absorption of fluid in the horizontal component and limited fracture width can lead to premature sand precipitation from the fracturing fluid or plugging of the fracture during injection. Horizontal discontinuities can create increased coverage area with greater disposal performance. However, due to the risk associated with horizontal intersection of the trajectories of the designed displaced wells, a comprehensive assessment may be necessary for such horizontal fractures. The magnitude in the stress of the overburden can be estimated from the density gamma-ray log and compared with the magnitude of the injection pressure as part of the pressure analysis.
Согласно вариантам осуществления настоящего изобретения профиль давления во время операции обратной закачки бурового шлама, аналогично показанной на фиг. 6 соответствующей закачке над покрывающим слоем, можно использовать для определения геометрии разрыва в пласте. Оператор может определить решение для уменьшения чрезмерного поглощения текучей среды и/или увеличения ширины разрыва для предотвращения преждевременного выпадения песка из жидкости гидроразрыва или тампонирования разрыва во время закачки. Если профили давления указывают, что разрыв может включать в себя горизонтальный компонент, тогда оператор может, например, перепроектировать траектории будущих скважин, чтобы избежать пересечения с горизонтальным компонентом гидроразрыва. Кроме того, оператор может регулярно выполнять детальную интерпретацию профилей давления для предотвращения преждевременного выпадения песка из жидкости гидроразрыва, особенно в приствольной зоне скважины или на пересечении между вертикальными и горизонтальными компонентами разрыва.According to embodiments of the present invention, the pressure profile during the drill cuttings re-injection operation, similar to that shown in FIG. 6 corresponding injection above the overburden, can be used to determine the geometry of the fracture in the reservoir. The operator can determine a solution to reduce excessive fluid absorption and / or increase the width of the fracture to prevent premature loss of sand from the fracturing fluid or to plug the fracture during injection. If the pressure profiles indicate that the fracture may include a horizontal component, then the operator may, for example, reverse engineer the trajectories of future wells to avoid intersecting with the horizontal fracturing component. In addition, the operator can regularly perform detailed interpretations of pressure profiles to prevent premature loss of sand from the fracturing fluid, especially in the near-wellbore zone of the well or at the intersection between the vertical and horizontal fracture components.
Предпочтительно варианты осуществления, описанные в данном документе, создают способ определения протекания гидроразрыва пласта во время операции обратной закачки бурового шлама. Дополнительно, варианты осуществления, описанные в данном документе, могут создавать способ оптимизации производительности скважины, обеспечивая оператору возможность определения протекания гидроразрыва или пласта и подземных событий во время операции обратной закачки бурового шлама. В других вариантах осуществления, описанных в данном документе, создан способ определения решения и реализации решения на основе протекания гидроразрыва, определенного интерпретированием профилей давления.Preferably, the embodiments described herein provide a method for determining fracture flow during a drill cuttings re-injection operation. Additionally, the embodiments described herein may provide a method for optimizing well productivity by providing the operator the ability to determine the progress of a fracture or formation and underground events during a drill cuttings re-injection operation. In other embodiments described herein, a method is created for determining a solution and implementing a solution based on hydraulic fracturing defined by interpreting pressure profiles.
Предпочтительно варианты осуществления, описанные в данном документе, могут давать операторам способ решения проблемы реального поведения давления во время операций обратной закачки бурового шлама и способ оценки потенциальных рисков и динамических воздействий операции обратной закачки бурового шлама на подземные системы и пласт.Preferably, the embodiments described herein can provide operators with a method for solving the problem of real pressure behavior during drill cuttings re-injection operations and a method for assessing potential risks and dynamic effects of drill cuttings re-injection operations in underground systems and formation.
Хотя изобретение описано для ограниченного числа вариантов осуществления, специалистам в данной области техники, воспользовавшимся настоящим описанием, должно быть ясно, что можно выработать другие варианты осуществления, не отходящие от объема изобретения, описанного в данном документе. Соответственно, объем изобретения следует ограничивать только прилагаемой формулой изобретения.Although the invention has been described for a limited number of embodiments, it will be apparent to those skilled in the art who have benefited from the present description that other embodiments can be devised that are within the scope of the invention described herein. Accordingly, the scope of the invention should be limited only by the attached claims.
Claims (7)
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US97209207P | 2007-09-13 | 2007-09-13 | |
| PCT/US2008/075087 WO2009035884A1 (en) | 2007-09-13 | 2008-09-03 | Method of using pressure signatures to predict injection well anomalies |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA201070362A1 EA201070362A1 (en) | 2010-10-29 |
| EA021727B1 true EA021727B1 (en) | 2015-08-31 |
Family
ID=40452407
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA201070362A EA021727B1 (en) | 2007-09-13 | 2008-09-03 | Method of using pressure signatures to predict injection well anomalies |
Country Status (12)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US20100314104A1 (en) |
| EP (1) | EP2198115B1 (en) |
| CN (2) | CN101849080A (en) |
| AR (1) | AR068426A1 (en) |
| AU (1) | AU2008299195B2 (en) |
| BR (1) | BRPI0816851A2 (en) |
| CA (1) | CA2699503C (en) |
| CO (1) | CO6270163A2 (en) |
| EA (1) | EA021727B1 (en) |
| MX (1) | MX343973B (en) |
| NO (1) | NO2198115T3 (en) |
| WO (1) | WO2009035884A1 (en) |
Families Citing this family (19)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| AU2009215713A1 (en) * | 2008-02-22 | 2009-08-27 | M-I L.L.C. | Method of estimating well disposal capacity |
| US8047284B2 (en) * | 2009-02-27 | 2011-11-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Determining the use of stimulation treatments based on high process zone stress |
| CN103733091A (en) * | 2011-06-24 | 2014-04-16 | 德州系统大学董事会 | Method for determining spacing of hydraulic fractures in a rock formation |
| CA2841040A1 (en) * | 2011-07-11 | 2013-01-17 | Schlumberger Canada Limited | System and method for performing wellbore stimulation operations |
| US20140231084A1 (en) * | 2011-11-09 | 2014-08-21 | Ramesh Varadaraj | Drill Cuttings Re-Injection |
| US10578766B2 (en) | 2013-08-05 | 2020-03-03 | Advantek International Corp. | Quantifying a reservoir volume and pump pressure limit |
| EP3084124B1 (en) * | 2013-12-18 | 2019-05-08 | ConocoPhillips Company | Method for determining hydraulic fracture orientation and dimension |
| CA2953727C (en) | 2014-06-30 | 2021-02-23 | Advantek International Corporation | Slurrification and disposal of waste by pressure pumping into a subsurface formation |
| US10385670B2 (en) | 2014-10-28 | 2019-08-20 | Eog Resources, Inc. | Completions index analysis |
| US10385686B2 (en) * | 2014-10-28 | 2019-08-20 | Eog Resources, Inc. | Completions index analysis |
| GB2557477A (en) * | 2015-08-31 | 2018-06-20 | Halliburton Energy Services Inc | Integrated workflow for feasibility study of cuttings reinjection based on 3-D geomechanics analysis |
| CN106371989A (en) * | 2016-05-06 | 2017-02-01 | 北京中电华大电子设计有限责任公司 | Efficient and secure attack fault injection method adopting batch processing mode |
| GB2562752B (en) * | 2017-05-24 | 2021-11-24 | Geomec Eng Ltd | Improvements in or relating to injection wells |
| GB2595614B (en) | 2017-06-16 | 2022-05-18 | Advantek Waste Man Services Llc | Optimizing waste slurry disposal in fractured injection operations |
| US11500114B2 (en) | 2018-05-09 | 2022-11-15 | Conocophillips Company | Ubiquitous real-time fracture monitoring |
| CN108952700B (en) * | 2018-08-21 | 2022-03-25 | 西南石油大学 | Method for determining anisotropic stratum well wall fracture pressure |
| CN112211622B (en) * | 2019-07-11 | 2023-02-07 | 中国石油天然气股份有限公司 | Method and device for dividing oil reservoir pressure field |
| US11781418B2 (en) | 2019-11-21 | 2023-10-10 | Conocophillips Company | Well annulus pressure monitoring |
| US11790320B2 (en) * | 2020-06-25 | 2023-10-17 | Schlumberger Technology Corporation | Approaches to creating and evaluating multiple candidate well plans |
Family Cites Families (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5050674A (en) * | 1990-05-07 | 1991-09-24 | Halliburton Company | Method for determining fracture closure pressure and fracture volume of a subsurface formation |
| US6002063A (en) * | 1996-09-13 | 1999-12-14 | Terralog Technologies Inc. | Apparatus and method for subterranean injection of slurried wastes |
| US6076046A (en) | 1998-07-24 | 2000-06-13 | Schlumberger Technology Corporation | Post-closure analysis in hydraulic fracturing |
| US7440876B2 (en) * | 2004-03-11 | 2008-10-21 | M-I Llc | Method and apparatus for drilling waste disposal engineering and operations using a probabilistic approach |
| US8091625B2 (en) * | 2006-02-21 | 2012-01-10 | World Energy Systems Incorporated | Method for producing viscous hydrocarbon using steam and carbon dioxide |
| US9556720B2 (en) * | 2007-01-29 | 2017-01-31 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for performing downhole stimulation operations |
-
2008
- 2008-09-03 EP EP08799094.1A patent/EP2198115B1/en active Active
- 2008-09-03 WO PCT/US2008/075087 patent/WO2009035884A1/en active Application Filing
- 2008-09-03 MX MX2010002779A patent/MX343973B/en active IP Right Grant
- 2008-09-03 CN CN200880107170A patent/CN101849080A/en active Pending
- 2008-09-03 NO NO08799094A patent/NO2198115T3/no unknown
- 2008-09-03 AU AU2008299195A patent/AU2008299195B2/en not_active Ceased
- 2008-09-03 CN CN201410356336.1A patent/CN104265211A/en active Pending
- 2008-09-03 BR BRPI0816851 patent/BRPI0816851A2/en active Search and Examination
- 2008-09-03 US US12/677,719 patent/US20100314104A1/en not_active Abandoned
- 2008-09-03 CA CA2699503A patent/CA2699503C/en active Active
- 2008-09-03 EA EA201070362A patent/EA021727B1/en not_active IP Right Cessation
- 2008-09-12 AR ARP080103969A patent/AR068426A1/en not_active Application Discontinuation
-
2010
- 2010-03-12 CO CO10029656A patent/CO6270163A2/en not_active Application Discontinuation
Non-Patent Citations (2)
| Title |
|---|
| GEEHAN, THOMAS et al. The Cutting Edge in Drilling-Waste Management, Oilfield Review, Winter 2006/2007, pages 54-67 * |
| WISHART, DEBONNE N. et al. Hydraulic anisotropy characterization of pneumatic-fractured sediments using azimuthal self potential gradient, Journal of Contaminant Hydrology, 2009, Vol. 103, pages 134-144 * |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CA2699503A1 (en) | 2009-03-19 |
| NO2198115T3 (en) | 2017-12-30 |
| EP2198115A1 (en) | 2010-06-23 |
| US20100314104A1 (en) | 2010-12-16 |
| AU2008299195A1 (en) | 2009-03-19 |
| CN104265211A (en) | 2015-01-07 |
| EP2198115B1 (en) | 2017-08-02 |
| MX343973B (en) | 2016-11-30 |
| AU2008299195B2 (en) | 2012-08-23 |
| EP2198115A4 (en) | 2015-12-02 |
| CA2699503C (en) | 2015-05-05 |
| AR068426A1 (en) | 2009-11-18 |
| MX2010002779A (en) | 2010-04-07 |
| BRPI0816851A2 (en) | 2015-03-17 |
| WO2009035884A1 (en) | 2009-03-19 |
| CO6270163A2 (en) | 2011-04-20 |
| CN101849080A (en) | 2010-09-29 |
| EA201070362A1 (en) | 2010-10-29 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA021727B1 (en) | Method of using pressure signatures to predict injection well anomalies | |
| CA2684291C (en) | System and method for monitoring and controlling production from wells | |
| US20120109611A1 (en) | System and Method for Performing Wellsite Containment Operations | |
| US11319790B2 (en) | Proppant ramp up decision making | |
| CN106354983A (en) | Method for determining leakage risk monitoring point of CO2 burial | |
| Iyer et al. | A review of well integrity based on field experience at carbon utilization and storage sites | |
| Wu et al. | Bore and well induced inter-aquifer connectivity: A review of literature on failure mechanisms and conceptualisation of hydrocarbon reservoir-aquifer failure pathways | |
| Iyer et al. | A Review of International Field Experience with Well Integrity at Carbon Utilization and Storage Sites | |
| Guo et al. | Increased Assurance of Drill Cuttings Reinjection: Challenges, Recent Advances, and Case Studies | |
| Fragachan et al. | Mitigating Risks from Waste Subsurface Pressure Injection and Decline Analysis | |
| Shokanov et al. | Waste Subsurface Injection: Pressure Injection and Decline Analysis | |
| Oyeneyin | Fundamental Principles of Management of Reservoirs with Sanding Problems | |
| EL Helali et al. | Successful CRI Project for Offshore Abu Dhabi Field: 3 Million Barrels Injected with ZERO Subsurface Failures | |
| Roberts et al. | Case study of a dewatering and recharge system in weak Chalk rock | |
| Ronderos et al. | Geomechanical Modeling Techniques Applied to Waste Injection Process | |
| Mohamed et al. | Accurate Forecasts of Stress Accumulation During Slurry Injection Operations | |
| Al-Inizi | ANALYSING OF ABNORMAL ANNULAR PRESSURE AND APPLICATION OF MITIGATATION TECHNOLOGIES TO PROTECT WELL INTEGRITY | |
| Bin Marta et al. | Diagnosing and Controlling Excessive Water Production: State-of-the-Art Review | |
| Dahi Taleghani et al. | Well Plugging and Abandonment | |
| Nikulin | Optimizing Well Drilling Engineer's Workflow: A Geomechanics Approach | |
| Bai et al. | Well integrity evaluation during CO2 storage and enhanced gas recovery | |
| Laaouar et al. | Well Integrity Management: Annulus Pressure, Causes and Solutions | |
| Al-Dossary et al. | A comprehensive look at the CRI project pilot test in KSA | |
| Løhre | Revealing the Cause behind Cement Failures by Means of the Knowledge Model of Oil Well Drilling | |
| Langelo | A Review of Sustained Casing Pressure in Offshore Wells-Mechanisms, Diagnosis and Remediation |
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 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 |