EA025825B1 - Способ и система для обработки подземного образования - Google Patents
Способ и система для обработки подземного образования Download PDFInfo
- Publication number
- EA025825B1 EA025825B1 EA201291215A EA201291215A EA025825B1 EA 025825 B1 EA025825 B1 EA 025825B1 EA 201291215 A EA201291215 A EA 201291215A EA 201291215 A EA201291215 A EA 201291215A EA 025825 B1 EA025825 B1 EA 025825B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- fluid
- zone
- stimulating
- volume
- last
- Prior art date
Links
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 49
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 45
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 197
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims abstract description 25
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 8
- 230000004936 stimulating effect Effects 0.000 claims description 66
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 22
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 21
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 21
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 19
- 238000011282 treatment Methods 0.000 claims description 17
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 claims description 9
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 claims description 8
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 claims description 8
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 claims description 5
- 238000012806 monitoring device Methods 0.000 claims 2
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 abstract description 18
- 239000000700 radioactive tracer Substances 0.000 abstract 1
- 238000012935 Averaging Methods 0.000 description 14
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 13
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 10
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 9
- 230000008569 process Effects 0.000 description 8
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 6
- 238000004080 punching Methods 0.000 description 5
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 4
- 206010017076 Fracture Diseases 0.000 description 3
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 3
- 208000010392 Bone Fractures Diseases 0.000 description 2
- 239000010459 dolomite Substances 0.000 description 2
- 229910000514 dolomite Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 2
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 2
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 235000019738 Limestone Nutrition 0.000 description 1
- 208000006670 Multiple fractures Diseases 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000007796 conventional method Methods 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 230000006870 function Effects 0.000 description 1
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 1
- 239000006028 limestone Substances 0.000 description 1
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000004513 sizing Methods 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 238000012795 verification Methods 0.000 description 1
- 238000013316 zoning Methods 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
- 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
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
- E21B43/267—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures reinforcing fractures by propping
-
- 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
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/10—Locating fluid leaks, intrusions or movements
- E21B47/11—Locating fluid leaks, intrusions or movements using tracers; using radioactivity
Abstract
Способ и устройство для обработки подземных образований, содержащих ствол скважины, содержащий введение устройства в ствол скважины в зоне с низкой проницаемостью или повреждением, обработку с помощью текучей среды зоны с низкой проницаемостью или повреждением, одновременное измерение падения давления указанной текучей среды и объема ее подачи в определенную зону и перемещение устройства в другую зону. Способ и устройство для обработки подземных образований, содержащих ствол скважины, содержащий введение устройства в ствол скважины в зоне с низкой проницаемостью или повреждением, обработку с помощью текучей среды зоны с низкой проницаемостью или повреждением, введение отклоняющего агента и перемещение устройства в другую зону, причем указанная текучая среда содержит индикатор.
Description
Для интенсификации добычи из нескольких пластов в одном и том же стволе скважины часто используются гидравлический разрыв пласта и/или матричная кислотная обработка нефтяных или газовых скважин. Существует много способов обеспечения изоляции такой интенсификационной обработки от другого(их) пласта(ов). Эти способы различаются по стоимости, сложности осуществления, надежности и затратах времени. Ограниченный способ ввода обеспечивает меньшую оптимальность, так как предполагает размещение точек ввода в образовании без подтверждения эффективности размещения вводимой текучей среды перед началом интенсификации.
Краткое описание фигур
На фиг. 1 представлен вид устройства в разрезе в стволе скважины.
На фиг. 2 представлен вид в разрезе устройства в стволе скважины.
На фиг. 3 приведен график давления в зависимости от скорости нагнетания.
На фиг. 4 представлен вид в разрезе устройства в стволе скважины.
На фиг. 5 представлен вид в разрезе ствола скважины.
На фиг. 6 приведен график давления в зависимости от скорости нагнетания.
На фиг. 7 представлен вид в разрезе устройства в стволе скважины.
На фиг. 8 представлен вид в разрезе ствола скважины.
Сущность изобретения
Варианты воплощения настоящего изобретения относятся к способу обработки подземного образования, содержащего ствол скважины, содержащему введение устройства в ствол скважины в зоне с низкой проницаемостью или повреждением, обработку текучей средой зоны с низкой проницаемостью или повреждением, одновременное измерение падения давления указанной текучей среды и объема ее подачи в определенной зоне и перемещение данного устройства в другую зону. Варианты воплощения настоящего изобретения относятся к способу обработки подземного образования, содержащего ствол скважины, содержащему введение устройства в ствол скважины в зоне с низкой проницаемостью или повреждением, обработку текучей средой, содержащей индикатор, зоны с низкой проницаемостью или повреждением, введение отклоняющего агента и перемещение данного устройства в другую зону.
Подробное описание изобретения
При разработке любого реального варианта воплощения настоящего изобретения необходимо принять ряд специфических решений для достижения поставленных разработчиком целей, таких как соответствие используемой системе и принятым бизнес-ограничениям, которые могут изменяться от одной реализации к другой. Кроме того, будет очевидно, что такие усилия по разработке могут быть достаточно сложными и затратными по времени, однако, тем не менее, они должны быть обычными для специалистов, стремящихся к получению ожидаемых преимуществ от такой реализации. К тому же используемый/раскрытый здесь состав может также включать некоторые компоненты, отличающиеся от приведенных. В кратком и подробном описании настоящего изобретения каждое числовое значение следует воспринимать как скоректированное термином примерно (если так прямо уже не скорректировано) и как невоспринимаемое таким образом в случае наличия прямого указания об этом в контексте. Также в кратком и подробном описании настоящего изобретения должно быть понятно, что приведенный или описанный как используемый, пригодный или подобный диапазон концентрации подразумевает, что любая и каждая концентрация в пределах диапазона, включая конечные значения, должна рассматриваться как изложенная. Например, диапазон от 1 до 10 следует читать как обозначающий каждое и любое число в промежутке между примерно 1 и примерно 10. Таким образом, даже если явным образом определено или просто указывается только несколько отдельных точек данных в определенном диапазоне, или если даже они не определены в этом диапазоне, то следует понимать, что изобретатели берут во внимание и понимают, что любые и все точки данных внутри указанного диапазона должны рассматриваться как определенные, и что изобретатели располагают сведениями обо всем диапазоне и обо всех точках внутри данного диапазона. Приведенные здесь утверждения просто представляют информацию, относящуюся к настоящему изобретению, и они могут не представлять существующий уровень техники, а также могут описывать некоторые варианты воплощения, иллюстрирующие настоящее изобретение.
Варианты воплощения настоящего изобретения могут создавать систему, в которой обработка многочисленных зон может выполняться при меньшем количестве операций в стволе скважины, более надежно и предсказуемо, и все это при меньших затратах средств и времени по сравнению со способами с ограниченным доступом. Варианты воплощения настоящего изобретения служат усовершенствованием установленного процесса интенсификации в ограниченной зоне доступа, и они устраняют его недостатки в отношении непредсказуемости, эффективности и проверки интенсификации добычи во многих зонах. В предлагаемом способе можно быстро, надежно и недорого выполнять проверку доступности текучей среды в каждой точке доступа.
Предлагаемый способ обеспечивает одновременную интенсификацию добычи и/или кислотную обработку многих зон или многочисленных разрывов в одной и той же зоне. Данный процесс включает зонирование скважины, причем каждая зона или несколько сгруппированных зон обрабатываются совместно таким образом, что эта обработка изолируется и не влияет на ранее обработан- 1 025825 ные/перфорированные зоны. Это обеспечивает улучшение контроля производительности каждой зоны.
1. Указанный процесс будет начинаться, как в случае обычного ограниченного доступа для определения надлежащего и оптимального количества проводимых интенсификаций добычи для каждого разрыва, который надо осуществить.
2. Затем выполняется первоначальное входное отверстие или разрез в одной зоне. В идеале оно должно выполняться в зоне с наименьшим давлением разрыва, подлежащего обработке. Однако оно эффективно в любой потенциальной точке разрыва, где желательно ограничить поток. Этот вход должен создаться в некоторой точке, равной или меньшей по входной площади предусмотренному конструктивному значению для этой точки (фиг. 1). Некоторые варианты воплощения настоящего изобретения могут получать преимущества при использовании на данном этапе индикатора.
3. В отверстии должно оставаться перфорирующее или гидромониторное устройство для продолжения выполнения необходимых операций (фиг. 2) в ходе наблюдения и записи подачи текучей среды при различных скоростях и давлении. При этом получают зависимость скорости нагнетания текучей среды в разрыв от давления (фиг. 3) для осуществления калибровки созданного разрыва с получением реальных зависимостей скоростей нагнетания от времени. Для достижения максимальной точности значения давления должны находиться в рабочем диапазоне предполагаемого воздействия.
4. Далее перфорирующее или пробивное устройство перемещается на вторую точку разрыва, и процесс (этапы 2 и 3) повторяется. На этот раз скорости подачи увеличиваются для достижения того же самого диапазона давления (фиг. 4, 5, 6). Разница скоростей при аналогичных давлениях (первой скорости от второй) соответствует скорости нагнетания текучей среды во вторую зону. То есть данная разница указывает на поведение текучей среды в реальном времени. Некоторые варианты воплощения настоящего изобретения могут содержать этап перфорирования со следующим за ним этапом нагнетания. Некоторые дополнительные варианты воплощения настоящего изобретения могут содержать этап нагнетания со следующим за ним этапом перфорирования.
5. Этот процесс может повторяться в большем количестве зон до достижения максимально допустимой скорости нагнетания для этих зон. Некоторые варианты воплощения настоящего изобретения могут получать преимущества при использовании этапа обработки отклоняющим поток веществом.
6. В случае желательности большей обработки в зоне, отличающейся от выполняемой находящимся в стволе скважины пробивным или перфорирующим устройством, добавьте другую точку/точки ввода.
7. Если определено, что ограниченное количество точек ввода для обработки приведет к ограничению добычи нефти или газа, тогда добавьте отверстия с помощью находящегося в стволе скважины перфорирующего или пробивного устройства.
8. Для достижения более низкого поверхностного давления перфорирующее или пробивное устройство может удаляться из скважины при проведении основной обработки разрыва. Также фиг. 7 иллюстрирует выбор размеров устройства для увеличения потока текучей среды через ствол скважины. Фиг. 8 иллюстрирует этап очистки для некоторых вариантов воплощения настоящего изобретения.
9. При достижении максимальной скорости потока и существовании интервалов скважины, нуждающихся в разрывах или интенсификации, для изоляции соответствующих зон можно использовать обычные материалы для отклонения потока или тампонирования, пакеры или пакер-пробки.
10. Для ускорения процесса этапы 2-5 можно выполнять без остановки нагнетания или обработки разрыва. В таком варианте получают исходные отверстия, достигается допустимое давление обработки и при поддержании давления выполняются отверстия в другой (или той же самой) зоне. Разница заключается в получаемой скорости нагнетания в новых отверстиях. Процесс повторяется до достижения должной обработки всех желаемых зон или максимальной скорости нагнетания.
Варианты воплощения настоящего изобретения также позволяют выполнять измерение эффективности отклоняющего агента при отклоняющей интенсификации добычи и противоосадочной обработки текучих сред из пласта с высокой проницаемостью для использования в пласте с низкой проницаемостью, или из зоны с высоким давлением для использования в зоне с низким давлением, или из пласта с повышенной мобильностью текучей среды для использования в пласте с пониженной мобильностью текучей среды. Варианты воплощения настоящего изобретения могут также использоваться для оценки эффективности или отклонения потока с целью более равномерного распределения нагнетаемых химических веществ по пластам, которые могут иметь различные характеристики, влияющие на размещение химикатов. Заявляемый способ позволяет вычислять объем текучей среды, закачанной в пласт с низкой проницаемостью, по сравнению с пластом с высокой проницаемостью или в зону с высоким давлением по сравнению с зоной с низким давлением или в пласт с более высокой мобильностью текучей среды по сравнению с пластом с более низкой мобильностью текучей среды, а также степень очистки или величину потока после повторного ввода скважины в эксплуатацию. То есть различные уровни давления, приведенные на фиг. 3 и 6, демонстрируют степень влияния отверстий и/или разрывов на наблюдаемое давление и позволяют выполнять оценку профиля потока и уровня давления вдоль ствола скважины.
Заявляемый способ позволяет производить вычисление объема текучей среды, закачанной в пласт с низкой проницаемостью по сравнению с пластом с высокой проницаемостью, а также степени очистки после повторного ввода скважины в эксплуатацию. Рассмотрим интенсификационную обработку, разра- 2 025825 ботанную для случая двухколлекторных зон, пересекаемых стволом скважины. Предположим, что верхняя зона представляет собой зону с высокой проницаемостью (или зону с низким давлением, или зону с повышенной мобильностью текучей среды), а нижняя зона представляет собой зону с низкой проницаемостью (или зону с высоким давлением, или зону с пониженной мобильностью текучей среды). Цель заключается в измерении объема интенсифицирующей или противоосадочной текучей среды, закачанной в обе зоны (оценка эффективности отклонения потока), а также в определении эффективности очистки при обратном потоке. Также данный способ позволяет получить альтернативу для обычного способа, в котором используются распределенные температурные датчики.
Для проверки эффективности этой системы (или способа ограниченного доступа) рассмотрим интенсификационную обработку, разработанную для случая двухколлекторных зон, пересекаемых стволом скважины. Предположим, что верхняя зона представляет собой зону с высокой проницаемостью, а нижняя зона представляет собой зону с низкой проницаемостью. Цель заключается в измерении объема интенсифицирующей текучей среды, закачанной в зону с низкой проницаемостью (для оценки эффективности отклонения потока), а также в определении эффективности очистки при обратном потоке. Такая оценка, в соответствии с вариантами воплощения настоящего изобретения, должна включать следующие этапы:
1. Закачивание интенсифицирующей текучей среды §1 с индикатором Т1.
2. Закачивание отклоняющего агента.
3. Закачивание интенсифицирующей текучей среды §2 с индикатором Т2.
4. Введение скважинного пробоотборника, такого как портативный картриджный пробоотборник со многими емкостями для проб, между верхней и нижней зонами.
5. Получение обратного потока из скважины и сбор поверхностных, скважинных проб при обратном потоке и запись скорости потока при обратном потоке.
6. Анализ состава поверхностных и скважинных проб.
7. Определение объема интенсифицирующей текучей среды, закачанной в нижнюю зону на первом этапе (текучая среда §1), путем анализа концентрации индикатора Т1 в поверхностной пробе по сравнению со скважинной пробой.
8. Определение объема интенсифицирующей текучей среды, закачанной на втором этапе интенсификации (текучая среда §2), путем анализа концентрации индикатора Т2 в поверхностной пробе по сравнению со скважинной пробой.
9. Усреднение скоростей потока для вычисления объемов текучей среды.
10. Сравнение результатов этапов 7-9 для определения эффективности этапа отклонения потока.
11. Определение эффективности очистки каждой зоны путем усреднения скорости потока интенсифицирующей текучей среды, поступающей из каждой зоны.
Концентрацию индикатора можно измерять путем мониторинга связанной с концентрацией характеристики текучей среды, такой как рН, удельное сопротивление, плотность, цвет и т.д. Измерения можно производить в одной или многих точках по потоку. Они могут выполняться в режиме реального времени и использоваться для улучшения обработки или сохраняться в памяти и после этого анализироваться для введения усовершенствований в будущем.
Используемый для мониторинга отклонения потока индикатор может сам поступать из данного образования. Например, возможно, что в карбонатном коллекторе зоны с низкой проницаемостью содержится больше доломита СаМд(СО3), в то время как в зонах с высокой проницаемостью содержится больше известняка (СаСО3). В этом случае индикаторами могут служить Са и Мд, а их концентрация в обратном потоке текучей среды может быть использована для определения эффективности отклонения потока.
После выполнения измерения концентрации индикатора для вычисления эффективности отклонения потока могут использоваться способы по патенту США № 7658226, полностью включенному в настоящую заявку путем ссылки. Дополнительные варианты воплощения настоящего изобретения могут достигать преимущества при использовании альтернативных способов, описанных в заявке на патент США № 12/635002, поданной 10 декабря 2009 года, озаглавленной Способ определения крайних концентраций и включенной в настоящую заявку путем ссылки во всей своей полноте. Альтернативный способ вычисления эффективности отклонения потока заключается в моделировании всего процесса путем предположения определенной эффективности отклонения потока и затем сравнения вычисленных концентраций с измеренными значениями с последующим итеративным изменением эффективности отклонения потока до получения хорошего согласования вычисленных и измеренных значений.
Вариант 1
Может включать изложенное выше при расположении РЬТ над нижней зоной.
Вариант 2
1) Закачивание интенсифицирующей текучей среды §1 с индикатором Т1.
2) Закачивание интенсифицирующей текучей среды §2 с индикатором Т2, смешанной с отклоняющим агентом.
3) Введение скважинного пробоотборника, такого как портативный картриджный пробоотборник со
- 3 025825 многими емкостями для проб, между верхней и нижней зонами.
4) Получение обратного потока из скважины, сбор поверхностных и скважинных проб при обратном потоке и запись при обратном потоке скорости потока.
5) Анализ состава поверхностных и скважинных проб.
6) Определение объема интенсифицирующей текучей среды, закачанной в нижнюю зону на первом этапе (текучая среда 81), путем анализа концентрации индикатора Т1 в поверхностной пробе по сравнению со скважинной пробой.
7) Определение объема интенсифицирующей текучей среды, закачанной на втором этапе интенсификации (текучая среда 82), путем анализа концентрации индикатора Т2 в поверхностной пробе по сравнению со скважинной пробой.
8) Усреднение скоростей потока для вычисления объемов текучей среды.
9) Сравнение результатов этапов 6-8 для определения эффективности этапа отклонения потока.
10) Определение эффективности очистки каждой зоны путем усреднения скорости потока интенсифицирующей текучей среды, поступающей из каждой зоны.
Вариант 3
Может включать изложенное выше (вариант 2) при расположении РЬТ над нижней зоной.
Вариант 4
1) Закачивание интенсифицирующей текучей среды 81 с индикатором Т1, смешанной с отклоняющим химическим составом.
2) Закачивание постинтенсифицирующей текучей среды 82 (например, отклоняющей текучей среды, после промывочной текучей среды, дополнительной промывочной текучей среды) с индикатором Т2.
3) Введение скважинного пробоотборника, такого как портативный картриджный пробоотборник со многими емкостями для проб, между верхней и нижней зонами.
4) Получение обратного потока из скважины, сбор поверхностных и скважинных проб при обратном потоке и запись при обратном потоке скорости потока.
5) Анализ состава поверхностных и скважинных проб.
6) Определение объема интенсифицирующей текучей среды, закачанной в обе зоны на первом этапе (текучая среда 81), путем анализа концентрации индикатора Т1 в поверхностной пробе по сравнению со скважинной пробой.
7) Определение объема постинтенсифицирующей текучей среды, закачанной на втором этапе (текучая среда 82), путем анализа концентрации индикатора Т2 в поверхностной пробе по сравнению со скважинной пробой.
8) Усреднение скоростей потока для вычисления объемов текучей среды.
9) Сравнение результатов этапов 6-8 для определения эффективности химикатов для отклонения потока.
10) Определение эффективности очистки каждой зоны путем усреднения скорости потока интенсифицирующей текучей среды, поступающей из каждой зоны.
Вариант 5
Может включать изложенное выше (вариант 4) при расположении РЬТ над нижней зоной.
Вариант 6
1) Закачивание прединтенсифицирующей текучей среды 81 (например, находящейся в пласте или предварительно подготовленной текучей среды) с индикатором Т1.
2) Закачивание основной интенсифицирующей текучей среды 82 с индикатором Т2, смешанной с отклоняющим химическим составом.
3) Введение скважинного пробоотборника, такого как портативный картриджный пробоотборник со многими емкостями для проб, между верхней и нижней зонами.
4) Получение обратного потока из скважины и сбор поверхностных и скважинных проб при обратном потоке, а также запись при обратном потоке скорости потока.
5) Анализ состава поверхностных и скважинных проб.
6) Определение объема прединтенсифицирующей текучей среды, закачанной в нижнюю зону на первом этапе (текучая среда 81), путем анализа концентрации индикатора Т1 в поверхностной пробе по сравнению со скважинной пробой.
7) Определение объема основной интенсифицирующей текучей среды, закачанной на втором этапе (текучая среда 82), путем анализа концентрации индикатора Т2 в поверхностной пробе по сравнению со скважинной пробой.
8) Усреднение скоростей потока для вычисления объемов текучей среды.
9) Сравнение результатов этапов 6-8 для определения эффективности химикатов для отклонения потока, смешанных с основной текучей средой для обработки.
10) Определение эффективности очистки каждой зоны путем усреднения скорости потока интенсифицирующей текучей среды, поступающей из каждой зоны.
Вариант 7
Может включать изложенное выше (вариант 4) при расположении РЬТ над нижней зоной.
- 4 025825
Вариант 8
Может соединять этапы 1-2 приведенных выше вариантов 2, 4 и 6 со следующими этапами:
3. Получение обратного потока из скважины и сбор поверхностных проб при обратном потоке, а также запись при обратном потоке скорости потока.
4. Анализ состава поверхностных проб.
5. Определение объема интенсифицирующей текучей среды, закачанной в нижнюю зону на первом этапе (текучая среда 81), путем анализа концентрации индикатора Т1 в поверхностной пробе.
6. Определение объема постинтенсифицирующей текучей среды, закачанной на втором этапе (текучая среда 82), путем анализа концентрации индикатора Т2 в поверхностной пробе.
7. Усреднение скоростей потока для вычисления объемов текучей среды.
8. Сравнение результатов этапов 5-7 для определения эффективности химикатов для отклонения потока.
9. Определение эффективности очистки каждой зоны путем усреднения скорости потока интенсифицирующей текучей среды, поступающей из каждой зоны.
Вариант 9
1) Закачивание прединтенсифицирующей текучей среды 81 (например, находящейся в пласте или предварительно подготовленной текучей среды) с индикатором Т1.
2) Закачивание основной интенсифицирующей текучей среды 82 с индикатором Т2, смешанной с отклоняющим химическим составом.
3) Закачивание постинтенсифицирующей текучей среды 83 (например, находящейся в пласте или предварительно подготовленной текучей среды) с индикатором Т3.
4) Введение скважинного пробоотборника, такого как портативный картриджный пробоотборник со многими емкостями для проб, между верхней и нижней зонами.
5) Получение обратного потока из скважины и сбор поверхностных и скважинных проб при обратном потоке, а также запись при обратном потоке скорости потока.
6) Анализ состава поверхностных и скважинных проб.
7) Определение объема прединтенсифицирующей текучей среды, закачанной в нижнюю зону на первом этапе (текучая среда 81), путем анализа концентрации индикатора Т1 в поверхностной пробе по сравнению со скважинной пробой.
8) Определение объема основной интенсифицирующей текучей среды, закачанной на втором этапе (текучая среда 82), путем анализа концентрации индикатора Т2 в поверхностной пробе по сравнению со скважинной пробой.
9) Определение объема постинтенсифицирующей текучей среды, закачанной на третьем этапе (текучая среда 83), путем анализа концентрации индикатора Т3 в поверхностной пробе по сравнению со скважинной пробой.
10) Усреднение скоростей потока для вычисления объемов текучей среды.
11) Сравнение результатов этапов 7-10 для определения эффективности химикатов для отклонения потока, смешанных с основной текучей средой для обработки.
12) Определение эффективности очистки каждой зоны путем усреднения скорости потока интенсифицирующей текучей среды, поступающей из каждой зоны.
Вариант 10
Может соединять этапы 1-3 приведенного выше варианта 9 со следующими этапами:
4. Получение обратного потока из скважины и сбор поверхностных проб при обратном потоке, а также запись при обратном потоке скорости потока.
5. Анализ состава поверхностных проб.
6. Определение объема прединтенсифицирующей текучей среды, закачанной в нижнюю зону на первом этапе (текучая среда 81), путем анализа концентрации индикатора Т1 в поверхностной пробе по сравнению со скважинной пробой.
7. Определение объема основной интенсифицирующей текучей среды, закачанной на втором этапе (текучая среда 82), путем анализа концентрации индикатора Т2 в поверхностной пробе по сравнению со скважинной пробой.
8. Определение объема постинтенсифицирующей текучей среды, закачанной на третьем этапе (текучая среда 83), путем анализа концентрации индикатора Т3 в поверхностной пробе по сравнению со скважинной пробой.
9. Усреднение скоростей потока для вычисления объемов текучей среды.
10. Сравнение результатов этапов 6-9 для определения эффективности химикатов для отклонения потока.
11. Определение эффективности очистки каждой зоны путем усреднения скорости потока интенсифицирующей текучей среды, поступающей из каждой зоны.
Вариант 11
Может включать изложенное выше (вариант 9 и вариант 10) при расположении РЬТ над нижней зоной.
- 5 025825
Вариант 12
Может соединять все изложенное выше с анализом химических характеристик возврата, пробы которого обычно берутся в верхней части, для оценки эффективности отклонения потока и обработки.
Вариант 13
Может объединять все изложенное выше с характеристиками обратного потока (скоростями и концентрацией), а также характеристиками индикаторных химических веществ, которые могут присутствовать в пред-, основной и/или постинтенсифицирующей текучей среде, для оценки эффективности отклонения потока и обработки в долговременной перспективе.
Также при выполнении анализа состава образца скважинной текучей среды и образца поверхностной текучей среды следует анализировать их полный состав. Например, в дополнение к поиску Т1 и Т2 следует также искать ионы Са и Мд, а также любые компоненты отклоняющих поток составов. Наиболее вероятно, что образование с низкой проницаемостью будет отличаться по составу (может содержать больше доломита), и тогда анализ концентрации Са/Мд позволит вычислить скорость потока из зоны с низкой проницаемостью без необходимости использования РЬТ. Анализ компонентов отклоняющего поток вещества может также привести к аналогичному результату. Концентрация Т1 и Т2 не должна обязательно быть постоянной. Также можно использовать шаг или наклон кривой концентрации Т1 и Т2. Кроме того, можно использовать баланс масс индикатора Т3 для подтверждения количества поступающей обратно интенсифицирующей текучей среды.
Приведенное выше описание представлено со ссылками на некоторые служащие иллюстрацией настоящего изобретения варианты воплощения концепции изобретателей. Специалисты, которым предназначается настоящее изобретение, увидят, что варианты и изменения в описанных структурах и способах могут осуществляться без значительного отклонения от принципа и объема настоящего изобретения. Следовательно, представленное выше описание не должно считаться только относящимся к описанным и показанным на сопроводительных чертежах структурам, но оно также должно считаться соответствующим и поддерживающим приводимые ниже пункты формулы изобретения в их самом полном и законном объеме.
Кроме того, ничего в представленном описании настоящей заявки не должно считаться обязательным в отношении использования любого отдельного элемента, этапа или функции в качестве существенного элемента, который должен быть включен в заявляемый объем: патентуемый объем определяется только приводимыми ниже пунктами формулы изобретения.
Claims (19)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Способ обработки подземного образования, содержащего ствол скважины, в котором перфорируют первую зону подземного образования;после этапа перфорирования первой зоны обрабатывают первую зону подземного образования первой интенсифицирующей текучей средой, причем обработка включает обработку, выбранную из группы, состоящей из матричной кислотной обработки, гидравлического разрыва пласта, введения расклинивающего наполнителя, интенсификации притока в данной зоне или их комбинации;одновременно с этапом обработки первой зоны подземного образования первой интенсифицирующей текучей средой измеряют первое падение давления текучей среды и первую скорость нагнетания потока текучей среды в первой зоне, определяющие первый график первого падения давления текучей среды по сравнению с первой скоростью нагнетания потока текучей среды;после этапа обработки первой зоны перфорируют вторую зону подземного образования;после этапа перфорирования второй зоны обрабатывают первую и вторую зоны подземного образования второй интенсифицирующей текучей средой, введенной через ствол скважины, причем обработка включает обработку, выбранную из группы, состоящей из матричной кислотной обработки, гидравлического разрыва пласта, введения расклинивающего наполнителя, интенсификации притока в данной зоне или их комбинации;одновременно с этапом обработки первой и второй зон подземного образования второй интенсифицирующей текучей средой измеряют второе падение давления текучей среды и вторую скорость нагнетания потока текучей среды в объединенной первой и второй зонах, определяющие второй график второго падения давления текучей среды по сравнению со второй скоростью нагнетания потока текучей среды;после этапа измерения второго падения давления текучей среды и второй скорости нагнетания потока текучей среды в объединенной первой и второй зонах сравнивают первый и второй графики для определения объема второй интенсифицирующей текучей среды, введенной в каждую из первой и второй зоны.
- 2. Способ по п.1, в котором перфорации первой и второй зоны осуществляют с использованием инструмента, выбранного из перфорирующего устройства и гидромониторного устройства.
- 3. Способ по п.1, дополнительно содержащий введение первого индикатора с первой интенсифицирующей текучей средой и второго индикатора со второй интенсифицирующей текучей средой и измере- 6 025825 ние концентраций первого и второго индикаторов в текучих средах для оценки проницаемости первой и второй зоны, при этом первый и второй индикаторы содержат разные компоненты, концентрации которых могут быть измерены путем мониторинга связанной с концентрацией характеристики текучей среды, включающей рН, удельное сопротивление, плотность, цвет и их комбинации.
- 4. Способ по п.1, дополнительно содержащий перфорирование последней зоны подземного образования;обработку первой до последней зон подземного образования последней интенсифицирующей текучей средой зоны, введенной сквозь ствол скважины, причем обработка включает обработку, выбранную из группы, состоящей из матричной кислотной обработки, гидравлического разрыва пласта, введения расклинивающего наполнителя, интенсификации притока в данной зоне или их комбинации;измерение последнего падения давления текучей среды и последнего объема потока текучей среды в объединенной первой до последней зонах, определяющие последний график последнего падения давления текучей среды по сравнению с последним объемом потока текучей среды;использование первого до последнего графиков для определения объема последней интенсифицирующей текучей среды, введенной в каждую из первой до последней зон.
- 5. Способ по п.2, в котором устройство имеет размеры, обеспечивающие прохождение потока текучей среды через ствол скважины.
- 6. Способ обработки подземного образования, содержащего ствол скважины, в котором вводят первую интенсифицирующую текучую среду в подземное образование, содержащее, по меньшей мере, первую зону и вторую зону;вводят отклоняющий агент в подземное образование через ствол скважины; вводят вторую интенсифицирующую текучую среду в подземное образование;получают обратный поток из первого обратного потока интенсифицирующей текучей среды, содержащей индикатор Т1 и индикатор Т2, из первой зоны подземного образования; получают обратный поток из второго обратного потока интенсифицирующей текучей среды, содержащей индикатор Т2, из второй зоны подземного образования; измеряют комбинированный объем первого обратного потока интенсифицирующей текучей среды и второго обратного потока интенсифицирующей текучей среды, при этом индикатор Т1 и индикатор Т2 содержат разные компоненты, концентрация которых может быть измерена путем мониторинга связанной с концентрацией характеристики текучей среды, включающей рН, удельное сопротивление, плотность, цвет и их комбинации;анализируют композицию комбинированного объема первого обратного потока интенсифицирующей текучей среды и второго обратного потока интенсифицирующей текучей среды для концентраций индикатора Т1 и индикатора Т2, образуя композицию комбинированного обратного потока текучей среды; и анализируют композицию второго обратного потока интенсифицирующей текучей среды для концентрации индикатора Т2 в местоположении между первой зоной и второй зоной, образуя промежуточную композицию; и используют композиции комбинированного объема и промежуточного и комбинированного обратного потока текучей среды для определения первого объема А интенсифицирующей текучей среды, впрыскиваемой в первую зону, первого объема В интенсифицирующей текучей среды, впрыскиваемой во вторую зону, второго объема С интенсифицирующей текучей среды, впрыскиваемой в первую зону, и второго объема Ό интенсифицирующей текучей среды, впрыскиваемой во вторую зону.
- 7. Способ по п.6, в котором отклоняющий агент содержит индикатор Т3, содержащий компонент, концентрации которого могут быть измерены путем мониторинга связанной с концентрациями характеристики текучей среды, включающей рН, удельное сопротивление, плотность, цвет и их комбинации.
- 8. Способ по п.6, дополнительно содержащий измерение первого падения давления текучей среды и первого объема потока текучей среды во время введения первой интенсифицирующей текучей среды в подземное образование, определяющие первый график первого падения давления текучей среды по сравнению с первым объемом потока текучей среды; и измерение второго падения давления текучей среды и второго объема потока текучей среды во время введения второй интенсифицирующей текучей среды в подземное образование, определяющие второй график второго падения давления текучей среды по сравнению со вторым объемом потока текучей среды;использование первого и второго графиков для определения первого объема А интенсифицирующей текучей среды, впрыскиваемой в первую зону, первого объема В интенсифицирующей текучей среды, впрыскиваемой во вторую зону, второго объема С интенсифицирующей текучей среды, впрыскиваемой в первую зону, и второго объема Ό интенсифицирующей текучей среды, впрыскиваемой во вторую зону; и сравнение: ί) первого объема А интенсифицирующей текучей среды, первого объема В интенсифицирующей текучей среды, второго объема С интенсифицирующей текучей среды и второго объема Ό интенсифицирующей текучей среды, с ίί) первым объемом А интенсифицирующей текучей среды, первым объемом В интенсифицирующей текучей среды, вторым объемом С интенсифицирующей текучей- 7 025825 среды и вторым объемом Ό интенсифицирующей текучей среды для определения эффективности отклоняющего агента.
- 9. Способ по п.8, дополнительно содержащий вычисление характеристик первой и второй зоны с использованием первого и второго графиков соответственно.
- 10. Способ по п.6, в котором вводят первую интенсифицирующую текучую среду и вводят вторую интенсифицирующую текучую среду, причем каждая содержит обработку, выбранную из группы, состоящей из матричной кислотной обработки, гидравлического разрыва пласта, введения расклинивающего наполнителя, интенсификации притока в данной зоне или их комбинацию.
- 11. Способ по п.1, в котором первую интенсифицирующую текучую среду вводят в первую зону путем: ί) шлангокабеля, ίί) шлангокабеля, расположенного в кольцевом пространстве насоснокомпрессорной колонны, расположенной с стволе скважины, или ίίί) ствола скважины; и при этом вторую интенсифицирующую текучую среду вводят в подземное образование путем: ί) шлангокабеля, ίί) шлангокабеля, расположенного в кольцевом пространстве насосно-компрессорной колонны, расположенной с стволе скважины, или ίίί) ствола скважины.
- 12. Способ по п.6, в котором либо а) индикатор Т1 добавляют к первой интенсифицирующей текучей среде до введения в первую зону, либо Ь) первая зона содержит индикатор Т1 и индикатор Т1 становится частью первого обратного потока интенсифицирующей текучей среды из первой зоны.
- 13. Способ по п.6, в котором либо а) индикатор Т2 добавляют ко второй интенсифицирующей текучей среде до введения в подземное образование, либо Ь) вторая зона содержит индикатор Т2 и индикатор Т2 становится частью второго обратного потока интенсифицирующей текучей среды из второй зоны.
- 14. Способ обработки подземного образования, содержащего ствол скважины, в котором перфорируют первую зону подземного образования;обрабатывают первую зону подземного образования первой интенсифицирующей текучей средой, причем обработка включает обработку, выбранную из группы, состоящей из матричной кислотной обработки, гидравлического разрыва пласта, введения расклинивающего наполнителя, интенсификации притока в данной зоне или их комбинации;получают обратный поток из первого обратного потока интенсифицирующей текучей среды, из первой зоны подземного образования;измеряют перепад давления первого обратного потока интенсифицирующей текучей среды и первого объема первого обратного потока интенсифицирующей текучей среды в первой зоне, образующие первый график первого перепада давления первого обратного потока интенсифицирующей текучей среды и первого объема первого обратного потока интенсифицирующего потока текучей среды;перфорируют вторую зону подземного образования;обрабатывают первую и вторую зоны подземного образования второй интенсифицирующей текучей средой, введенной через ствол скважины, причем обработка включает обработку, выбранную из группы, состоящей из матричной кислотной обработки, гидравлического разрыва пласта, введения расклинивающего наполнителя, интенсификации притока в данной зоне или их комбинации;получают обратный поток из второго обратного потока интенсифицирующей текучей среды, из первой и второй зоны подземного образования;измеряют перепад давления второго обратного потока интенсифицирующей текучей среды и второго объема второго обратного потока интенсифицирующей текучей среды в объединенной первой и второй зоне, определяющие второй график второго перепада давления второго обратного потока интенсифицирующей текучей среды и второго объема второго обратного потока интенсифицирующего потока текучей среды;сравнивают первый и второй графики для определения объема второй интенсифицирующей текучей среды, введенной в каждую из первой и второй зон.
- 15. Способ по п.14, в котором перфорации первой и второй зон осуществляют с использованием инструмента, выбранного из перфорирующего устройства и гидромониторного устройства.
- 16. Способ по п.14, дополнительно содержащий введение первого индикатора с первой интенсифицирующей текучей средой и второго индикатора со второй интенсифицирующей текучей средой и измерение концентраций первого и второго индикаторов в текучих средах для оценки проницаемости первой и второй зон, при этом первый и второй индикаторы содержат разные компоненты, концентрации которых могут быть измерены путем мониторинга связанной с концентрацией характеристики текучей среды, включающей рН, удельное сопротивление, плотность, цвет и их комбинации.
- 17. Способ по п.14, дополнительно содержащий перфорирование последней зоны подземного образования;обработку первой до последней зон подземного образования последней интенсифицирующей текучей средой зоны, введенной сквозь ствол скважины, причем обработка включает обработку, выбранную из группы, состоящей из матричной кислотной обработки, гидравлического разрыва пласта, введения расклинивающего наполнителя, интенсификации притока в данной зоне или их комбинации;получение обратного потока из последнего обратного потока интенсифицирующей текучей среды, из первой до последней зон подземного образования;- 8 025825 измерение перепада давления последнего обратного потока интенсифицирующей текучей среды и последнего объема последнего обратного потока интенсифицирующей текучей среды в объединенной первой до последней зонах, определяющие последний график последнего перепада давления последнего обратного потока интенсифицирующей текучей среды и последнего объема последнего обратного потока интенсифицирующего потока текучей среды; и использование с первого до последнего графиков для определения объема последней текучей среды, введенной в каждую из первой до последней зон.
- 18. Способ по п.15, в котором устройство имеет размеры, обеспечивающие прохождение потока текучей среды через ствол скважины.
- 19. Способ по п.14, в котором первую интенсифицирующую текучую среду вводят в первую зону путем: ί) шлангокабеля, ίί) шлангокабеля, расположенного в кольцевом пространстве насоснокомпрессорной колонны, расположенной в стволе скважины, или ίίί) ствола скважины; и при этом вторую интенсифицирующую текучую среду вводят в подземное образование путем: ί) шлангокабеля, ίί) шлангокабеля, расположенного в кольцевом пространстве насосно-компрессорной колонны, расположенной в стволе скважины, или ίίί) ствола скважины.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US33346810P | 2010-05-11 | 2010-05-11 | |
PCT/IB2011/052060 WO2011141875A2 (en) | 2010-05-11 | 2011-05-10 | Method and system for treating a subterranean formation |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
EA201291215A1 EA201291215A1 (ru) | 2013-06-28 |
EA025825B1 true EA025825B1 (ru) | 2017-02-28 |
Family
ID=44914767
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
EA201291215A EA025825B1 (ru) | 2010-05-11 | 2011-05-10 | Способ и система для обработки подземного образования |
Country Status (8)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US20140166276A1 (ru) |
EP (1) | EP2564020A4 (ru) |
CN (1) | CN103003520B (ru) |
AU (2) | AU2011251674B2 (ru) |
CA (1) | CA2799098A1 (ru) |
EA (1) | EA025825B1 (ru) |
MX (1) | MX2012013138A (ru) |
WO (1) | WO2011141875A2 (ru) |
Families Citing this family (8)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO2013078031A1 (en) * | 2011-11-22 | 2013-05-30 | Baker Hughes Incorporated | Method of using controlled release tracers |
US9850714B2 (en) * | 2015-05-13 | 2017-12-26 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Real time steerable acid tunneling system |
RU2705012C1 (ru) * | 2015-11-03 | 2019-11-01 | ВЕЗЕРФОРД ТЕКНОЛОДЖИ ХОЛДИНГЗ, ЭлЭлСи | Системы и способы оценивания и оптимизации эффективности стимуляции с использованием отводных устройств |
US9810063B2 (en) | 2015-11-12 | 2017-11-07 | King Fahd University Of Petroleum And Minerals | Method for evaluating the effectiveness of matrix acidizing in a subterranean formation |
CN108222922B (zh) * | 2016-12-14 | 2021-06-01 | 中国石油天然气股份有限公司 | 基于暂堵转向压裂技术的油气井储层产能评价方法 |
CN108756841B (zh) * | 2018-04-18 | 2020-03-24 | 中国科学院武汉岩土力学研究所 | 一种页岩重复压裂的处理方法 |
CN113530509A (zh) * | 2020-04-15 | 2021-10-22 | 中国石油天然气股份有限公司 | 小井眼连续分层压裂方法及压裂管柱 |
RU2750004C1 (ru) * | 2020-11-20 | 2021-06-21 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ заканчивания и интенсификации притока скважины с карбонатными коллекторами |
Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4867241A (en) * | 1986-11-12 | 1989-09-19 | Mobil Oil Corporation | Limited entry, multiple fracturing from deviated wellbores |
US5141054A (en) * | 1991-03-13 | 1992-08-25 | Mobil Oil Corporation | Limited entry steam heating method for uniform heat distribution |
US20080041594A1 (en) * | 2006-07-07 | 2008-02-21 | Jeanne Boles | Methods and Systems For Determination of Fluid Invasion In Reservoir Zones |
US20100032156A1 (en) * | 2008-08-08 | 2010-02-11 | Alta Rock Energy, Inc. | Method for testing an engineered geothermal system using one stimulated well |
Family Cites Families (8)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4901563A (en) * | 1988-09-13 | 1990-02-20 | Atlantic Richfield Company | System for monitoring fluids during well stimulation processes |
US6367548B1 (en) * | 1999-03-05 | 2002-04-09 | Bj Services Company | Diversion treatment method |
MY132567A (en) * | 2000-02-15 | 2007-10-31 | Exxonmobil Upstream Res Co | Method and apparatus for stimulation of multiple formation intervals |
CA2325120C (en) * | 2000-11-06 | 2005-10-25 | L. Murray Dallas | Method and apparatus for perforating and stimulating oil wells |
CN101418680B (zh) * | 2007-10-23 | 2011-12-14 | 王长俊 | 化学法气举解堵工艺 |
CN101560879B (zh) * | 2008-04-15 | 2013-06-19 | 中国石油大学(北京) | 用于低渗透气藏的试井分析控制系统及方法 |
US8191416B2 (en) * | 2008-11-24 | 2012-06-05 | Schlumberger Technology Corporation | Instrumented formation tester for injecting and monitoring of fluids |
WO2011109721A1 (en) * | 2010-03-04 | 2011-09-09 | Altarock Energy, Inc. | Downhole deployable tools for measuring tracer concentrations |
-
2011
- 2011-05-10 EA EA201291215A patent/EA025825B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2011-05-10 EP EP11780291.8A patent/EP2564020A4/en not_active Withdrawn
- 2011-05-10 WO PCT/IB2011/052060 patent/WO2011141875A2/en active Application Filing
- 2011-05-10 AU AU2011251674A patent/AU2011251674B2/en not_active Ceased
- 2011-05-10 US US13/697,460 patent/US20140166276A1/en not_active Abandoned
- 2011-05-10 MX MX2012013138A patent/MX2012013138A/es unknown
- 2011-05-10 CA CA2799098A patent/CA2799098A1/en not_active Abandoned
- 2011-05-10 CN CN201180034234.2A patent/CN103003520B/zh not_active Expired - Fee Related
-
2016
- 2016-06-23 AU AU2016204275A patent/AU2016204275A1/en not_active Abandoned
Patent Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4867241A (en) * | 1986-11-12 | 1989-09-19 | Mobil Oil Corporation | Limited entry, multiple fracturing from deviated wellbores |
US5141054A (en) * | 1991-03-13 | 1992-08-25 | Mobil Oil Corporation | Limited entry steam heating method for uniform heat distribution |
US20080041594A1 (en) * | 2006-07-07 | 2008-02-21 | Jeanne Boles | Methods and Systems For Determination of Fluid Invasion In Reservoir Zones |
US20100032156A1 (en) * | 2008-08-08 | 2010-02-11 | Alta Rock Energy, Inc. | Method for testing an engineered geothermal system using one stimulated well |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
WO2011141875A2 (en) | 2011-11-17 |
WO2011141875A3 (en) | 2012-02-16 |
AU2016204275A1 (en) | 2016-07-14 |
AU2011251674A1 (en) | 2012-12-06 |
CN103003520B (zh) | 2015-05-13 |
AU2011251674B2 (en) | 2016-03-24 |
US20140166276A1 (en) | 2014-06-19 |
CN103003520A (zh) | 2013-03-27 |
EP2564020A2 (en) | 2013-03-06 |
EP2564020A4 (en) | 2017-07-19 |
CA2799098A1 (en) | 2011-11-17 |
MX2012013138A (es) | 2012-12-17 |
EA201291215A1 (ru) | 2013-06-28 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
EA025825B1 (ru) | Способ и система для обработки подземного образования | |
US20230408313A1 (en) | Conductivity probe fluid property measurement systems and related methods | |
US10753195B2 (en) | Determining diverter effectiveness in a fracture wellbore | |
US9822626B2 (en) | Planning and performing re-fracturing operations based on microseismic monitoring | |
RU2489571C2 (ru) | Предварительный анализ буровой площадки для планирования разработки месторождения | |
RU2577568C1 (ru) | Способ интерпретации измерений скважинного дебита во время скважинной обработки | |
US10240436B2 (en) | Method of treating subterranean formation | |
RU2384698C1 (ru) | Способ исследования скважины | |
Panjaitan et al. | Qualifying diversion in multi clusters horizontal well hydraulic fracturing in haynesville shale using water hammer analysis, step-down test and microseismic data | |
Ugueto C et al. | Accelerated stimulation optimization via permanent and continuous production monitoring using fiber optics | |
RU2567573C2 (ru) | Вычисление задержки с коррекцией осыпи в открытом стволе | |
US11384636B2 (en) | Method to determine tracer response from non-ideal chemical tracers | |
Mondal et al. | Uncertainties in Step-down Test Interpretation for Evaluating Completions Effectiveness and Near Wellbore Complexities | |
US20220228484A1 (en) | Hydraulic integrity analysis | |
Retnanto et al. | Managing uncertainty of reservoir heterogeneity and optimizing acid placement in thick carbonate reservoirs | |
WO2023209330A1 (en) | Tracer method for hydraulically fractured hydrocarbon wells | |
Volkov et al. | Pre-and Post Stimulation Diagnostics using Spectral Noise Logging. Case Study. | |
RU2319001C1 (ru) | Способ определения мест нарушений эксплуатационной колонны скважины | |
Deminova et al. | Production Characterization and Enhancement Screening in Biogenic Gas Tight Formations | |
RU2808507C2 (ru) | Способ определения распределения объема закачанных в скважину жидкостей по зонам пласта вдоль ствола скважины | |
Saavedra et al. | Well screening for matrix stimulation treatments | |
Arshad et al. | Changing The Status Quo: First Application of Utilizing Novel Tracer Technology for Monitoring Hydraulic Fracture Stage Contribution | |
GB2619161A (en) | Tracer method for hydraulically fractured hydrocarbon wells | |
US6273202B1 (en) | Swab test for determining relative formation productivity | |
RU2289687C1 (ru) | Способ обработки продуктивного пласта |
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 KZ KG MD TJ TM RU |