EA036147B1 - Способ каротажа в скважине с применением слабой естественной радиоактивности исходного вещества для оценки размещения гравийного фильтра и цемента в скважинах - Google Patents
Способ каротажа в скважине с применением слабой естественной радиоактивности исходного вещества для оценки размещения гравийного фильтра и цемента в скважинах Download PDFInfo
- Publication number
- EA036147B1 EA036147B1 EA201792383A EA201792383A EA036147B1 EA 036147 B1 EA036147 B1 EA 036147B1 EA 201792383 A EA201792383 A EA 201792383A EA 201792383 A EA201792383 A EA 201792383A EA 036147 B1 EA036147 B1 EA 036147B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- gravel pack
- wellbore
- particles
- gamma
- cement
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 41
- 239000004568 cement Substances 0.000 title claims description 61
- 239000002994 raw material Substances 0.000 title 1
- 230000005251 gamma ray Effects 0.000 claims abstract description 66
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims abstract description 65
- 239000002002 slurry Substances 0.000 claims abstract description 28
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 11
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims abstract description 10
- 239000004927 clay Substances 0.000 claims abstract description 8
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims description 27
- 230000002285 radioactive effect Effects 0.000 claims description 22
- 230000005855 radiation Effects 0.000 claims description 19
- 238000012856 packing Methods 0.000 claims description 17
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 16
- 229910052688 Gadolinium Inorganic materials 0.000 claims description 14
- UIWYJDYFSGRHKR-UHFFFAOYSA-N gadolinium atom Chemical compound [Gd] UIWYJDYFSGRHKR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 14
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims description 9
- 239000005995 Aluminium silicate Substances 0.000 claims description 6
- ZOXJGFHDIHLPTG-UHFFFAOYSA-N Boron Chemical compound [B] ZOXJGFHDIHLPTG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 235000012211 aluminium silicate Nutrition 0.000 claims description 6
- 229910001570 bauxite Inorganic materials 0.000 claims description 6
- 229910052796 boron Inorganic materials 0.000 claims description 6
- NLYAJNPCOHFWQQ-UHFFFAOYSA-N kaolin Chemical compound O.O.O=[Al]O[Si](=O)O[Si](=O)O[Al]=O NLYAJNPCOHFWQQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 6
- 229910052772 Samarium Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 229910052793 cadmium Inorganic materials 0.000 claims description 4
- BDOSMKKIYDKNTQ-UHFFFAOYSA-N cadmium atom Chemical compound [Cd] BDOSMKKIYDKNTQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 229910052741 iridium Inorganic materials 0.000 claims description 4
- GKOZUEZYRPOHIO-UHFFFAOYSA-N iridium atom Chemical compound [Ir] GKOZUEZYRPOHIO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- KZUNJOHGWZRPMI-UHFFFAOYSA-N samarium atom Chemical compound [Sm] KZUNJOHGWZRPMI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 2
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 claims 2
- 239000013618 particulate matter Substances 0.000 claims 2
- 238000013507 mapping Methods 0.000 claims 1
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 abstract 1
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 description 18
- 239000011440 grout Substances 0.000 description 16
- XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N Silicon Chemical compound [Si] XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 13
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 13
- 229910052710 silicon Inorganic materials 0.000 description 13
- 239000010703 silicon Substances 0.000 description 13
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 12
- 239000000700 radioactive tracer Substances 0.000 description 12
- 239000000523 sample Substances 0.000 description 11
- 230000003595 spectral effect Effects 0.000 description 8
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 230000004913 activation Effects 0.000 description 7
- 238000010606 normalization Methods 0.000 description 7
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 6
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 0.000 description 5
- PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N aluminium oxide Inorganic materials [O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3] PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 239000011358 absorbing material Substances 0.000 description 4
- 229910010293 ceramic material Inorganic materials 0.000 description 4
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 4
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 4
- 229910052580 B4C Inorganic materials 0.000 description 3
- INAHAJYZKVIDIZ-UHFFFAOYSA-N boron carbide Chemical compound B12B3B4C32B41 INAHAJYZKVIDIZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 3
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 3
- 239000011396 hydraulic cement Substances 0.000 description 3
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000002243 precursor Substances 0.000 description 3
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 3
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 3
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 2
- 238000013528 artificial neural network Methods 0.000 description 2
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 2
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 2
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 2
- -1 for example Substances 0.000 description 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 2
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 2
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 2
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 2
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 2
- 230000004044 response Effects 0.000 description 2
- ZSLUVFAKFWKJRC-IGMARMGPSA-N 232Th Chemical compound [232Th] ZSLUVFAKFWKJRC-IGMARMGPSA-N 0.000 description 1
- 238000012935 Averaging Methods 0.000 description 1
- 229910052582 BN Inorganic materials 0.000 description 1
- PZNSFCLAULLKQX-UHFFFAOYSA-N Boron nitride Chemical compound N#B PZNSFCLAULLKQX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- PWHULOQIROXLJO-UHFFFAOYSA-N Manganese Chemical compound [Mn] PWHULOQIROXLJO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000011398 Portland cement Substances 0.000 description 1
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052776 Thorium Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052770 Uranium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000006096 absorbing agent Substances 0.000 description 1
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 1
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000000889 atomisation Methods 0.000 description 1
- 229910021538 borax Inorganic materials 0.000 description 1
- KGBXLFKZBHKPEV-UHFFFAOYSA-N boric acid Chemical compound OB(O)O KGBXLFKZBHKPEV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004327 boric acid Substances 0.000 description 1
- 150000001639 boron compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 1
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000005266 casting Methods 0.000 description 1
- 238000005056 compaction Methods 0.000 description 1
- 238000005094 computer simulation Methods 0.000 description 1
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 description 1
- 238000012937 correction Methods 0.000 description 1
- 238000001739 density measurement Methods 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 239000002360 explosive Substances 0.000 description 1
- 238000005243 fluidization Methods 0.000 description 1
- 150000002251 gadolinium compounds Chemical class 0.000 description 1
- 229940075613 gadolinium oxide Drugs 0.000 description 1
- 229910001938 gadolinium oxide Inorganic materials 0.000 description 1
- CMIHHWBVHJVIGI-UHFFFAOYSA-N gadolinium(iii) oxide Chemical compound [O-2].[O-2].[O-2].[Gd+3].[Gd+3] CMIHHWBVHJVIGI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 1
- 239000010440 gypsum Substances 0.000 description 1
- 229910052602 gypsum Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000011545 laboratory measurement Methods 0.000 description 1
- 229910052748 manganese Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011572 manganese Substances 0.000 description 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 1
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 1
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 1
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011591 potassium Substances 0.000 description 1
- 229910052705 radium Inorganic materials 0.000 description 1
- HCWPIIXVSYCSAN-UHFFFAOYSA-N radium atom Chemical compound [Ra] HCWPIIXVSYCSAN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 1
- 239000004328 sodium tetraborate Substances 0.000 description 1
- 235000010339 sodium tetraborate Nutrition 0.000 description 1
- 239000011343 solid material Substances 0.000 description 1
- 239000007921 spray Substances 0.000 description 1
- 238000001694 spray drying Methods 0.000 description 1
- 239000007858 starting material Substances 0.000 description 1
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 1
- BIKXLKXABVUSMH-UHFFFAOYSA-N trizinc;diborate Chemical compound [Zn+2].[Zn+2].[Zn+2].[O-]B([O-])[O-].[O-]B([O-])[O-] BIKXLKXABVUSMH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- JFALSRSLKYAFGM-UHFFFAOYSA-N uranium(0) Chemical compound [U] JFALSRSLKYAFGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000011800 void material Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V5/00—Prospecting or detecting by the use of ionising radiation, e.g. of natural or induced radioactivity
- G01V5/04—Prospecting or detecting by the use of ionising radiation, e.g. of natural or induced radioactivity specially adapted for well-logging
- G01V5/06—Prospecting or detecting by the use of ionising radiation, e.g. of natural or induced radioactivity specially adapted for well-logging for detecting naturally radioactive minerals
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/005—Monitoring or checking of cementation quality or level
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geology (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geophysics (AREA)
- High Energy & Nuclear Physics (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Quality & Reliability (AREA)
- Analysing Materials By The Use Of Radiation (AREA)
- Measurement Of Radiation (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Abstract
Раскрываются способы проведения каротажа в скважине с использованием естественной радиоактивности, источником которой являются твердые частицы на основе глины. Способы могут предусматривать использование пульпы гравийного фильтра, содержащей жидкость и частицы гравийного фильтра, для гидравлического размещения частиц в зоне гравийного фильтра в стволе скважины, проходящей через подземную толщу горных пород, и получение набора данных после набивки гравийного фильтра путем спуска датчика гамма-излучения в ствол скважины, проходящей через подземную толщу горных пород, и обнаружение гамма-излучения, вызванного природной радиоактивностью частиц гравийного фильтра. Способ дополнительно предусматривает применение набора данных после набивки гравийного фильтра для определения местоположения частиц гравийного фильтра и корреляцию местоположения частиц гравийного фильтра с измерением глубины ствола скважины с целью определения местоположения, высоты и/или процента заполнения гравийного фильтра частицами, размещенными в зоне гравийного фильтра в стволе скважины.
Description
Область техники, к которой относится настоящее изобретение
Настоящее изобретение относится к операциям набивки гравийного фильтра и цементирования, а более конкретно - к способам выявления материала гравийного фильтра или цемента вблизи ствола скважины с применением датчиков гамма-излучения.
Предшествующий уровень техники настоящего изобретения
Существует множество технологий радиоактивного каротажа, которые в прошлом использовали в нефтяных и газовых скважинах для оценки гравия, размещенного в интервале гравийного фильтра в стволе скважины, а также цемента, размещенного в кольцевом пространстве либо между обсадными колоннами, либо между внешней обсадной трубой и стенкой ствола скважины. Оценка гравийного фильтра часто предусматривает 1) скорости счета нейтронного или гамма-излучения в традиционных приборах нейтронного каротажа с применением источников нейтронов; 2) скорости счета и измерения плотности с помощью датчиков гамма-излучения в каротажных приборах для определения плотности с источниками гамма-излучения; 3) скорости счета датчика, измерения содержания кремния и сечения захвата в стволе скважины с помощью приборов импульсного нейтронного каротажа; 4) скорость счета гамма-излучения от радиоактивных индикаторов (генерируемых в ядерном реакторе), смешанных и закачанных в ствол скважины вместе с материалом гравийного фильтра; и 5) измерения содержания и/или затухания при помощи нерадиоактивных индикаторов, добавленных к или включенных в состав твердых веществ фильтра и впоследствии обнаруженных приборами нейтронного или импульсного нейтронного каротажа. Многие из этих радиоактивных технологий (помимо традиционных инструментов оценки цемента на основе акустических источников и приемников) используют также для оценки размещения цемента в стволе скважины. Все эти методы предусматривают применение довольно сложных каротажных приборов с радиоактивными или акустическими источниками, и во многих случаях предусматривают добавление радиоактивных и нерадиоактивных индикаторов в гравийный фильтр и цементные растворы, закачиваемые в ствол скважины. Применение индикаторов и/или сложных каротажных приборов может увеличить общую стоимость скважины.
Способы обнаружения предшествующего уровня техники описаны в публикации EP 0388265 A1, публикации PCT № WO 2011/127156 A2 и патенте США № 4587423. В каждой из этих ссылок описано испускание нейтронов из скважинного прибора в область скважины и окружающего пласта и обнаружение гамма-излучения, возникающего в результате испускания нейтронов скважинным прибором. Каждый из способов, описанных в этих ссылках, требует использования дорогих скважинных инструментов, способных испускать нейтроны в окружающий пласт.
Следовательно, существует потребность в каротажном методе, который не зависит от применения сложных каротажных приборов, содержащих радиоактивные и акустические источники. Кроме того, существует потребность в методе каротажа, который не зависит от добавления индикаторов или индикаторного вещества в гравийный фильтр или цементные растворы.
Краткое описание фигур
На фиг. 1 представлен вид в перспективе примера калибратора гамма-излучения.
На фиг. 2 представлен пример каротажной диаграммы прибора импульсного нейтронного каротажа для выявления немеченного керамического материала в области гравийного фильтра в стволе скважины.
Разные данные, собранные двумя датчиками прибора импульсного нейтронного каротажа во время и между нейтронными импульсами, обрабатывают для построения кривых с тем, чтобы затем использовать их для обнаружения гамма-излучения, исходящего от частиц керамического гравийного фильтра.
Подробное раскрытие настоящего изобретения
В гравийных фильтрах часто используют песчаный или керамический проппант. Один способ оценки качества гравийного фильтра предусматривает использование диаграммы кремниевого активационного каротажа, полученной прибором импульсного нейтронного каротажа. Качество гравийного фильтра также может быть оценено путем применения проппанта (или других твердых веществ фильтра), меченного нерадиоактивным индикатором, который содержит вещество с большим сечением захвата тепловых нейтронов, с последующей оценкой изменений диаграммы сечения захвата (сигма) в стволе скважины, диаграммы скорости счета датчика и/или диаграммы содержания нерадиоактивного индикатора (например, диаграммы содержания гадолиния), где нерадиоактивный индикатор/метка включен(а) в состав проппанта.
Обычный керамический проппант часто изготавливают из глины, которая может содержать небольшие количества естественных радиоактивных элементов (например, урана, тория и калия, и продуктов их распада, включая радий). Таким образом, керамический проппант может обладать значительной естественной радиоактивностью по сравнению с другими твердыми веществами в гравийных фильтрах или естественным фоном гамма-излучения толщ горных пород в стволе скважины. Когда в качестве твердых веществ гравийного фильтра используют керамический проппант или смесь керамического проппанта и (по существу нерадиоактивного) песка, показание диаграммы спектрального гаммакаротажа может повышаться из-за значительной гамма-активности керамического материала в зоне гравийного фильтра, находящейся в непосредственной близости от каротажного прибора.
- 1 036147
Было обнаружено, что некоторые твердые вещества, подходящие для размещения в условиях ствола скважины под землей, могут содержать достаточно естественных радиоактивных примесей, что позволяет сопоставлять диаграммы гамма-каротажа до и после размещения твердых веществ и обнаруживать повышение естественной гамма-радиоактивности, источником которой являются помещенные в ствол скважины твердые вещества. Согласно одному или нескольким иллюстративным вариантам осуществления гравийный фильтр или цементный раствор может содержать твердые вещества с естественной радиоактивностью. Регистрация естественной гамма-радиоактивности, источником которой являются твердые вещества, может быть использована для обнаружения гравийного фильтра или цемента. Согласно одному или нескольким иллюстративным вариантам осуществления диаграммы гамма-каротажа до и после размещения твердых веществ могут быть нормированы перед тем, как оценивать повышение на диаграмме после размещения по сравнению с диаграммой до размещения.
Твердые вещества могут содержать частицы керамического материала. Например, твердые вещества могут содержать частицы гравийного фильтра с керамическим материалом. Частицы гравийного фильтра могут быть получены из исходного вещества с естественной или природной радиоактивностью, например глин, включая, помимо прочего, каолин, боксит и т.п. Согласно одному или нескольким иллюстративным вариантам осуществления частицы гравийного фильтра могут быть любым подходящим керамическим проппантом или содержать его. Частицы гравийного фильтра могут быть кремнием и/или глиноземом или содержать их в любых подходящих количествах. В соответствии с несколькими иллюстративными вариантами осуществления частицы гравийного фильтра содержат кремний в количестве меньшем или равном 100 мас.%, меньшем 80 мас.%, меньшем 60 мас.%, меньшем 40 мас.%, меньшем 30 мас.%, меньшем 20 мас.%, меньшем 10 мас.%, меньшем 5 мас.%, исходя из общей массы частиц гравийного фильтра. В соответствии с несколькими иллюстративными вариантами осуществления частицы гравийного фильтра содержат глинозем в количестве по меньшей мере приблизительно 30 мас.%, по меньшей мере приблизительно 50 мас.%, по меньшей мере приблизительно 60 мас.%, по меньшей мере приблизительно 70 мас.%, по меньшей мере приблизительно 80 мас.%, по меньшей мере приблизительно 90 мас.% или по меньшей мере приблизительно 95 мас.%, исходя из общей массы частиц гравийного фильтра. Согласно одному или нескольким иллюстративным вариантам осуществления частицы гравийного фильтра могут быть песком или содержать его.
В соответствии с несколькими иллюстративными вариантами осуществления частицы гравийного фильтра, раскрытые в настоящем документе, содержат частицы проппанта, которые по существу округлые и сферические, размером приблизительно от 6 до 270 меш США. Например, размер частиц может быть выражен как показатель зернистости в диапазоне от приблизительно 15 до приблизительно 300, от приблизительно 30 до приблизительно 110 либо от приблизительно 40 до приблизительно 70. В соответствии с такими примерами для определения показателя зернистости образец агломерированных частиц затем просеивают в лаборатории для разделения по размеру, например, средняя крупность от 20, 30, 40, 50, 70, 100, 140, 200 и 270 меш США. Корреляция между размерами сита и показателем зернистости может быть определена в соответствии с Руководством 106-87-S Сборника требований к испытаниям литейных форм и формовочных стержней Американского литейного общества, известным специалистам в данной области техники.
В соответствии с несколькими иллюстративными вариантами осуществления настоящего изобретения керамический проппант, раскрываемый в настоящем документе, может быть традиционным проппантом или содержать его. Такой традиционный проппант может быть изготовлен в соответствии с любым подходящим процессом, включая, помимо прочего, непрерывное измельчение путем распыления, псевдоожижение распылением, сушку распылением или прессование. Подходящие традиционные проппанты и способы их изготовления описаны в патентах США № 4068718, 4427068, 4440866, 4522731, 4623630, 4658899, 5188175, 8865693, 8883693 и 9175210. Керамические проппанты также могут быть изготовлены способом, который создает пористость в зернах проппанта. Процесс изготовления подходящего пористого керамического проппанта описан в патенте США № 7036591.
Частицы гравийного фильтра могут также содержать вещество, поглощающее тепловые нейтроны. Веществом, поглощающим тепловые нейтроны, может быть бор, кадмий, гадолиний, самарий, иридий или их смесь. К подходящим веществам с большим сечением захвата, содержащим бор, относятся карбид бора, нитрид бора, борная кислота, стекло с высоким содержанием бора, борат цинка, бура и их комбинации. Проппант с массовой долей карбида бора 0,1% имеет макроскопическое сечение захвата - приблизительно 92 единицы захвата. Подходящий проппант с массовой долей окиси гадолиния 0,025-0,030% имеет такие же свойства поглощения тепловых нейтронов, что и проппант с массовой долей карбида бора 0,1%. В соответствии с другими вариантами осуществления настоящего изобретения по меньшей мере часть применяемого проппанта содержит вещество, поглощающее тепловые нейтроны, в массовой доле от приблизительно 0,025% до приблизительно 4,0%. В соответствии с некоторыми вариантами осуществления настоящего изобретения проппант, содержащий вещество, поглощающее тепловые нейтроны, содержит вещество с соединением бора, поглощающее тепловые нейтроны, в концентрации (массовой доле) приблизительно 0,01%, приблизительно 0,05%, или от приблизительно 0,1% до приблизительно 2,0%, приблизительно 3,0%, или приблизительно 4,0%. В соответствии с некоторыми вариантами осуще
- 2 036147 ствления настоящего изобретения проппант, содержащий вещество, поглощающее тепловые нейтроны, содержит вещество с соединением гадолиния, поглощающее тепловые нейтроны, в концентрации (массовой доле) приблизительно 0,01%, или от приблизительно 0,025 до приблизительно 0,5%, или приблизительно 1,0%.
В настоящем документе термин цемент может означать любой подходящий гидравлический цемент. Гидравлический цемент может быть любым подходящим веществом, например кальцием, алюминием, кремнием, кислородом и/или серой, которое схватывается и отвердевает при реакции с водой, или содержать его. Такие гидравлические цементы содержат, помимо прочего, портланд-цементы, пуццолановые цементы, гипсовые цементы, цементы с высоким содержанием глинозема, кремнеземистые цементы, их сочетания и т.п. Согласно одному или нескольким иллюстративным вариантам осуществления вещество цемента может иметь природную или естественную радиоактивность. Например, цемент может быть изготовлен из исходного вещества с естественной или природной радиоактивностью, например глины, включая, помимо прочего, каолин, боксит и т.п.
Согласно одному или нескольким иллюстративным вариантам осуществления цемент может быть смешан с водой с целью получения цементного раствора для размещения в стволе скважины или кольцевом пространстве. Согласно одному или нескольким иллюстративным вариантам осуществления цементный раствор может содержать воду и цемент в любых подходящих количествах. Цементный раствор может содержать цемент в концентрации от приблизительно 1 до приблизительно 20 мас.%.
Согласно одному или нескольким иллюстративным вариантам осуществления цемент может быть смешан с водой и частицами гравийного фильтра и/или частицами проппанта с целью получения цементного раствора для размещения в стволе скважины или кольцевом пространстве. Согласно одному или нескольким вариантам осуществления цементный раствор может содержать воду, цемент и частицы проппанта в любых подходящих количествах. Цементный раствор может содержать цемент в концентрации от приблизительно 1 до приблизительно 20 мас.% и проппант в концентрации от приблизительно 5 до приблизительно 70 мас.%.
Частицы гравийного фильтра и/или вещества цемента могут не содержать какого-либо вещества, поглощающего тепловые нейтроны. Согласно одному или нескольким иллюстративным вариантам осуществления частицы гравийного фильтра и/или вещества цемента не содержат бора, кадмия, гадолиния, самария, иридия или любых их сочетаний или смесей.
Операции по набивке гравийных фильтров на площадке скважины могут предусматривать смешивание воды с проппантом или частицами гравийного фильтра для получения пульпы гравийного фильтра, которую затем могут закачивать в скважину. Пульпу гравийного фильтра подают в ствол скважины в область гравийного фильтра, содержащую решетку гравийного фильтра, в результате чего гравийный фильтр размещают между решеткой и обсадной трубой. Операции по цементированию на площадке скважины могут предусматривать смешивание воды с цементирующими составами для получения пульпы, которую затем могут закачивать в скважину. Пульпа может также содержать частицы проппанта или гравийного фильтра или может быть смешана с ними до закачки в скважину. Пульпу закачивают в кольцевое пространство между обсадной трубой и толщей горных пород и/или кольцевое пространство между двумя колоннами обсадных труб.
После размещения гравийного фильтра и/или цементного раствора в стволе скважины в ствол скважины может быть спущен датчик гамма-излучения с целью обнаружения гравийного фильтра и/или цемента. Датчик гамма-излучения может входить в состав или представлять собой любой подходящий скважинный прибор. В соответствии с настоящим изобретением примеры скважинных приборов, пригодных для обнаружения гравийных фильтров или цемента, включают, помимо прочего, приборы каротажа во время бурения, приборы инклинометрии в процессе бурения, приборы импульсно-нейтронного каротажа по сечению захвата, приборы компенсированного нейтронного каротажа, приборы акустического каротажа, приборы плотностного каротажа, приборы направленного бурения, ловильный инструмент, приборы для оценки параметров пласта, приборы плотностного гамма-каротажа, приборы гаммакаротажа, приборы гравиметрического каротажа, приборы ядерно-магнитного каротажа, приборы для периодических наблюдений, приборы газового каротажа, приборы нейтронного гамма-каротажа, приборы радиоактивного каротажа, прострелочно-взрывную аппаратуру, приборы для определения пористости, приборы для изучения коллекторских свойств, пробоотборники пластовых флюидов, приборы для измерения пластового давления, пробоотборники твердого материала, приборы каротажа сопротивлений, приборы сейсмического каротажа, приборы для освоения скважины, приборы для измерения искривления скважины и/или телеметрические приборы; при этом другие скважинные приборы также находятся в пределах объема настоящего раскрытия.
В практических применениях, связанных с набивкой гравийных фильтров, процент заполнения частицами гравийного фильтра в кольцевом пространстве, которое образуется между внутренней поверхностью обсадной трубы и внешней поверхностью решетки, может быть оценен по меньшей мере двумя способами. В первом способе наблюдают гамма-излучение, исходящее из двух или нескольких интервалов в области гравийного фильтра в стволе скважины. Интервал с максимальным наблюдаемым повышением гамма-излучения может указывать на 100% заполнение, тогда процент заполнения других ин
- 3 036147 тервалов может быть оценен по увеличению процента естественной гамма-активности в этих других интервалах по сравнению с максимальным (зависимость, в первом приближении, может быть линейной, т.е. 50% увеличение на диаграмме гамма-каротажа соответствует вдвое меньшему заполнению кольцевого пространства). Альтернативно, при лабораторных измерениях или компьютерном моделировании может быть выведена нелинейная зависимость. В практических применениях, связанных с цементированием, способ может быть аналогичным способу в практических применениях, связанных с набивкой гравийного фильтра, при этом повышение скорости счета гамма-излучения непосредственно соотносят с процентом заполнения цементом кольцевого пространства между обсадными колоннами или с объемом цемента в кольцевом пространстве ствола скважины между внешней стенкой обсадной трубы и толщей горных пород.
В соответствии с одним или несколькими иллюстративными вариантами осуществления процесс выявления интервала с гравийным фильтром с использованием измерений при помощи каротажных приборов, оснащенных датчиком гамма-излучения, предусматривает следующее.
1. Подготовка некоторого количества частиц гравийного фильтра. Частицы гравийного фильтра могут представлять собой или содержать любые описанные в настоящем документе частицы гравийного фильтра. Например, частицы гравийного фильтра могут быть изготовлены из исходного вещества с естественной или природной радиоактивностью, например, глин, включая, помимо прочего, каолин, боксит и т.п. Согласно одному или нескольким иллюстративным вариантам осуществления частицы гравийного фильтра могут представлять собой или содержать любой подходящий керамический проппант с любым подходящим содержанием кремния и/или глинозема.
2. Проведение каротажа или регистрация или иным способом получение диаграммы гаммакаротажа через потенциальную зону (зоны) набивки гравийного фильтра до набивки гравийного фильтра с целью получения набора данных до набивки гравийного фильтра и предпочтительно с захватом также зоны вне потенциальных зон гравийного фильтра.
3. Проведение работы по набивке гравийного фильтра в скважине с добавлением частиц гравийного фильтра в пульпу, закачиваемую в ствол скважины. Закачиваемая в ствол скважины пульпа может иметь любое подходящее содержание твердых веществ, а все твердые вещества в пульпе могут иметь любую подходящую концентрацию частиц гравийного фильтра. Твердые вещества пульпы могут содержать частицы гравийного фильтра в концентрации по меньшей мере приблизительно 50 мас.%, по меньшей мере приблизительно 65 мас.%, по меньшей мере приблизительно 75 мас.%, по меньшей мере приблизительно 85 мас.%, по меньшей мере приблизительно 95 мас.%, по меньшей мере приблизительно 99 мас.% или приблизительно 100 мас.%, исходя из общей суммарной массы твердых веществ в сухой пульпе.
4. Проведение гамма-каротажа или регистрация диаграммы гамма-каротажа после набивки гравийного фильтра (по возможности при помощи тот же типа прибора, что использовали при каротаже до набивки гравийного фильтра) через потенциальные изучаемые зоны, с охватом одного или нескольких интервалов гравийного фильтра с целью получения набора данных после набивки гравийного фильтра, с предпочтительным охватом зон вне интервала предполагаемой набивки гравийного фильтра. Каротаж может быть выполнен прибором, центрированным или не центрированным относительно обсадной трубы или колонны насосно-компрессорных труб. Каротаж до набивки гравийного фильтра и после набивки гравийного фильтра предпочтительно выполнять при одинаковом центрировании.
5. Сопоставление наборов данных до набивки гравийного фильтра и после набивки гравийного фильтра по каротажным диаграммам до набивки гравийного фильтра и после набивки гравийного фильтра (после любого нормирования диаграмм) с целью определения местоположения частиц гравийного фильтра в двух или нескольких интервалах глубин в стволе скважины. Если каротаж до набивки гравийного фильтра и после набивки гравийного фильтра проводили при разных состояниях ствола скважины или при помощи различных приборов или источников, может потребоваться нормирование. Это особенно справедливо, если каротажную диаграмму до набивки гравийного фильтра регистрировали на более раннем этапе жизненного цикла скважины с применением измерительного датчика, спускаемого в скважину на кабеле-канате, каротажного датчика с запоминающим устройством и/или датчиков каротажа во время бурения. Процедуры нормирования сопоставляют каротажные данные по каротажным диаграммам до набивки гравийного фильтра и после набивки гравийного фильтра преимущественно из зон вне возможных интервалов набивки фильтра. Поскольку между проведением каротажа до и после набивки изменений в этих зонах не было, каротажные диаграммы усиливают и/или смещают с тем, чтобы в этих интервалах нормирования добиться согласованности между каротажными диаграммами до набивки гравийного фильтра и после набивки гравийного фильтра. Затем те же усиления и смещения применяют к каротажным кривым во всем интервале, охваченном каротажем. Различия в данных указывают на присутствие частиц гравийного фильтра в кольцевой области ствола скважины с гравийным фильтром.
6. Обнаружение местоположения, высоты и/или процента заполнения частицами гравийного фильтра, размещенными в кольцевой области ствола скважины, путем выявления в наблюденных каротажных диаграммах интервала с максимальным повышением наблюденного гамма-излучения, которое указывает на 100% заполнение, и оценка процента заполнения в остальных интервалах по величине повышения наблюденной естественной гамма-активности в других интервалах глубин как процента от наблюденно
- 4 036147 го повышения естественной гамма-активности в интервале, который считают заполненным на 100%.
Другие варианты осуществления настоящего изобретения предусматривают изменения в описанных здесь способах; к таким изменениям относятся, кроме прочего, включение множества каротажных диаграмм до набивки гравийного фильтра в сопоставлении каротажных диаграмм до набивки гравийного фильтра и после набивки гравийного фильтра, или применение модельной диаграммы в качестве диаграммы до набивки фильтра (такие модельные каротажные диаграммы получают, например, с использованием нейронных сетей для создания модельных откликов гамма-излучения по другим каротажным диаграммам в открытом или обсаженном стволе скважины), или использование множества стационарных каротажных измерений вместо или в дополнение к данным, собранным при непрерывном каротаже.
В соответствии с одним или несколькими иллюстративными вариантами осуществления процесс выявления интервала цемента с помощью измерений каротажными приборами с датчиком гаммаизлучения предусматривает следующее.
1. Подготовка некоторого количества частиц цемента. Частицы цемента могут представлять собой или содержать любые описанные в настоящем документе частицы гравийного фильтра или проппанта. Например, частицы цемента могут быть получены из исходного вещества с естественной или природной радиоактивностью, например, глин, включая, помимо прочего, каолин, боксит и т.п. Согласно одному или нескольким иллюстративным вариантам осуществления частицы цемента могут представлять собой или содержать любой пригодный керамический проппант с любым пригодным содержанием кремния и/или глинозема.
2. Проведение каротажа или регистрация или иным способом получение диаграммы гаммакаротажа до цементирования через потенциальную зону (зоны) цементирования с целью получения набора данных до цементирования и предпочтительно с захватом зон вне потенциальных зон цементирования.
3. Проведение работы по цементированию в скважине с включением частиц цемента в пульпу, закачиваемую в ствол скважины. Закачиваемая в ствол скважины пульпа может иметь любое подходящее содержание твердых веществ, а все твердые вещества в пульпе могут иметь любую подходящую концентрацию частиц цемента. Твердые вещества пульпы могут содержать частицы цемента в концентрации по меньшей мере приблизительно 50 мас.%, по меньшей мере приблизительно 65 мас.%, по меньшей мере приблизительно 75 мас.%, по меньшей мере приблизительно 85 мас.%, по меньшей мере приблизительно 95 мас.%, по меньшей мере приблизительно 99 мас.% или приблизительно 100 мас.%, исходя из общей суммарной массы твердых веществ в сухой пульпе.
4. Проведение гамма-каротажа или регистрация диаграммы после цементирования (по возможности при помощи тот же типа прибора, что использовали при каротаже до цементирования) через потенциальные изучаемые зоны, с охватом одного или нескольких интервалов цементирования с целью получения набора данных после цементирования, и предпочтительным включением зон вне интервала предполагаемого цементирования. Каротаж может быть выполнен прибором, центрированным или не центрированным относительно обсадной трубы или колонны насосно-компрессорных труб. Каротаж до цементирования и после цементирования предпочтительно выполнять при одинаковом центрировании.
5. Сопоставление наборов данных до цементирования и после цементирования по каротажным диаграммам до цементирования и после цементирования (после любого нормирования диаграмм) с целью определения местоположения частиц цемента в двух или нескольких интервалах глубин в стволе скважины. Нормирование может быть необходимо, если каротаж до цементирования и после цементирования проводили при разных состояниях ствола скважины или при помощи различных приборов или источников. Это особенно справедливо, если каротажную диаграмму до цементирования регистрировали на более раннем этапе жизненного цикла скважины с применением измерительного датчика, спускаемого в скважину на кабеле-канате, каротажного датчика с запоминающим устройством и/или датчиков каротажа во время бурения. Процедуры нормирования сопоставляют каротажные данные из зон, находящихся преимущественно вне возможных интервалов цементирования, по каротажным диаграммам до цементирования и после цементирования. Поскольку между проведением каротажа до и после набивки изменений в этих зонах не было, каротажные диаграммы усиливают и/или смещают с тем, чтобы в этих интервалах нормирования добиться согласованности между каротажными диаграммами до цементирования и после цементирования. Затем те же усиления и смещения применяют к каротажным кривым во всем интервале каротажа. Различия в данных указывают на присутствие частиц цемента в кольцевой цементированной области ствола скважины.
6. Обнаружение местоположения, высоты и/или процента заполнения цементом, размещенным в кольцевой области ствола скважины, путем выявления в наблюденных каротажных диаграммах интервала с максимальным повышением наблюденного гамма-излучения, которое указывает на 100% заполнение, и оценка процента заполнения в остальных интервалах по величине повышения наблюденной естественной гамма-активности в других интервалах глубин как процента от наблюденного повышения естественной гамма-активности в интервале, который считают заполненным на 100%.
Другие варианты осуществления настоящего изобретения предусматривают изменения в описанных здесь способах; к таким изменениям относятся, кроме прочего, включение множества каротажных
- 5 036147 диаграмм до цементирования в сопоставлении каротажных диаграмм до цементирования и после цементирования, или применение модельной диаграммы в качестве диаграммы до цементирования (такие модельные каротажные диаграммы получают, например, с использованием нейронных сетей для создания модельных откликов гамма-излучения по другим каротажным диаграммам в открытом или обсаженном стволе скважины), или использование множества стационарных каротажных измерений вместо или в дополнение к данным, собранным при непрерывном каротаже.
Во втором раскрываемом в настоящем документе способе оценки процента заполнения применяют более сложный способ калибровки. Согласно одному или нескольким иллюстративным вариантам осуществления устанавливают заранее заданную зависимость между а) наблюденной скоростью счета в блоке или зонде датчика гамма-излучения, размещенном в полости калибратора, при этом остальной объем калибратора заполнен радиоактивными твердыми веществами для закачки в ствол скважины; и б) наблюденным повышением гамма-активности между диаграммами до набивки гравийного фильтра и диаграммами после набивки гравийного фильтра при известной конфигурации гравийного фильтра в интервале со 100% набивки гравийного фильтра в стволе скважины (что определено другими способами оценки гравийного фильтра). Альтернативно, зависимость может быть определена путем сравнения скорости счета калибратора со скоростью счета гамма-каротажа каротажным прибором, который применяют для определения скорости счета в кольцевом пространстве гравийного фильтра в пластовых условиях в лаборатории. Затем по скорости счета гамма-излучения в калибраторе, заполненном образцом неизвестного природного материала фильтра, пользователь может спрогнозировать ожидаемое повышение в интервале со 100% заполнением материалом, если этот материал заполнения был использован в гравийном фильтре ствола скважины в той же или аналогичной конфигурации фильтра. Пользователь также может использовать измерения калибратора для оценки на основании моделирования (или вывода соответствующей заранее заданной зависимости, определенной при других конфигурациях гравийного фильтра) процента заполнения для неизвестного радиоактивного материала фильтра, когда его применяют с этими другими конфигурациями гравийного фильтра в стволе скважины. Аналогичные процессы могут быть разработаны для оценки цементных растворов с применением калибратора, заполненного цементом или твердыми веществами цемента.
На фиг. 1 представлен пример калибратора 100 гамма-излучения. Калибратор 100 может включать в себя внутреннюю трубу 102 с наружной поверхностью 104 и наружную трубу 106 с внутренней поверхностью 108. Как видно из фиг. 1, между наружной поверхностью 104 внутренней трубы 102 и внутренней поверхностью 108 наружной трубы 106 существует кольцевое пространство 110. Частицы гравийного фильтра, частицы проппанта, проппанта из руды, частицы гравийного фильтра из руды или цемент (образец 112) могут заполнять по меньшей мере часть кольцевого пространства 110. Для сбора данных о скорости счета импульсов гамма-излучения, исходящих от образца, занимающего кольцевое пространство 110, во внутреннюю трубу 102 может быть помещен сцинтилляционный счетчик гамма-излучения (не показан). Калибровочный источник гамма-излучения (не показан), испускающий гамма-излучение известного уровня, может быть использован для калибровки счетчика гамма-излучения, который используют в калибраторе 100.
Согласно одному или нескольким иллюстративным вариантам осуществления процедура калибровки для практического применения, связанного с набивкой гравийного фильтра или цементирования, предусматривает 1) снятие первого показания счетчика гамма-излучения при калибраторе 100, не заполненном какими-либо источниками, с целью регистрации окружающей фоновой радиоактивности; 2) размещение калибровочного источника вблизи наружной поверхности наружной трубы 106 при пустом калибраторе 100 с целью калибровки эффективности счета счетчика гамма-излучения с известной мощностью калибровочного источника (включая вычитание естественного фона, который должен быть очень низким) и 3) удаление калибровочного источника и заполнение камеры образцом 112. Первые один-два образца могут быть взяты из партий частиц известного гравийного фильтра, используемых в новой скважине, где наблюдают известное повышение показаний гамма-каротажа в единицах АНИ, исходящего из заполненного на 100% интервала решетки гравийного фильтра. После того как естественный фон вычтен, показания счетчика будут приблизительно определять для этого известного заполняющего материала коэффициент пересчета между показанием счетчика и скоростью счета гамма-каротажа в единицах АНИ в скважине, причем эти источником может быть заполняющий материал. Этот процесс может быть повторен для второй известной скважины с такой же или аналогичной первой скважине конфигурацией ствола скважины с тем, чтобы подтвердить получение такого же коэффициента пересчета. Процедура калибровки дополнительно предусматривает 4) применение моделирования MCNP (программа моделирования процесса переноса ионизирующего излучения с использованием метода МонтеКарло) для сопоставления результатов скорости счета для различных конфигураций гравийного фильтра с целью получения коэффициентов пересчета для каждой общей конфигурации решетки гравийного фильтра/обсадной трубы.
После завершения и проверки этой начальной процедуры неизвестный радиоактивный проппант или проппант из руды (или цемент или твердые вещества цемента), запланированные для применения в будущей скважине, могут быть пропущены через калибратор 100 со снятием показаний счетчика. Затем
- 6 036147 на основании показаний счетчика и конфигурации ствола будущей скважины коэффициент пересчета может быть использован для прогнозирования повышения показаний гамма-каротажа в единицах АНИ (по сравнению с показаниями гамма-каротажа до размещения), получаемого при 100% заполнении кольцевого пространства между трубами гравийным фильтром (или цементом). Затем его можно линейно масштабировать для получения процента заполнения (например, повышение гамма-излучения наполовину равно 50% заполнения). Если оказывается, что аппроксимация линейным масштабированием недостаточно точна, для вывода нелинейной зависимости между процентом повышения гамма-излучения и процентом заполнения может быть использовано моделирование и/или проведение экспериментов. При применении цементирования или гравийного фильтра в открытом стволе с размещением цемента или материала фильтра между наружной трубой и стенкой ствола скважины, повышение гамма-излучения будет напрямую связано с объемом цемента или материала фильтра в кольцевом пространстве между трубой и стволом скважины.
Следует отметить, что калибратор 100 может быть просто использован на месторождении или на установке для подготовки проппанта или цемента с целью оценки образцов проппанта, цемента или руды для прогнозирования возможного их влияния на гамма-каротаж в скважинах. Эта информация может помочь определить какую покупать руду или какие проплаты или цементы изготавливать или применять в конкретном стволе скважины.
Согласно некоторым вариантам осуществления компания-оператор может не пожелать превышения естественной гамма-радиоактивности в избранных скважинах после процедур набивки или цементирования (возможно, для более простого обнаружения радиоактивных солей, откладывающихся в перфорационных каналах или в цементном кольцевом пространстве за счет поступления воды или заколонных перетоков). Согласно таким вариантам осуществления калибратор может быть использован для выбора материала фильтра или твердых веществ цемента, которые планируют использовать, для исключения партий с избыточной естественной радиоактивностью.
Следующий пример приведен для демонстрации иллюстративных вариантов осуществления настоящего изобретения. Специалистам в данной области техники будет очевидно, что раскрываемые в этом примере технологии носят только иллюстративный характер и не являются ограничивающими. Конечно, в свете настоящего раскрытия специалистам в данной области техники будет очевидно, что, не выходя за пределы сути и объема настоящего изобретения, в конкретные описанные варианты осуществления может быть внесено много изменений, и при этом будет получен аналогичный или похожий результат.
Пример
Применение некоторых вариантов осуществления было продемонстрировано в промысловых испытаниях скважины, это проиллюстрировано на фиг. 2. В этой скважине пространство между наружной стенкой обсадной трубы скважины и внутренней поверхностью хвостовика/решетки было заполнено керамическим проппантом, меченным Gd2O3. До набивки гравийного фильтра скважина была перфорирована, и в ней был выполнен гидравлический разрыв пласта, как указано на фигуре. Следовательно, в результате работ по набивке фильтра керамический проппант, меченный Gd2O3, был также размещен в тонких трещинах толщи горных пород. Ранее в скважине был проведен каротаж в открытом стволе, а затем после размещения гравийного фильтра был проведен импульсно-нейтронный каротаж по сечению захвата с двумя датчиками и спектральный гамма-каротаж при помощи комбинированного каротажного прибора. Однако непосредственно перед набивкой гравийного фильтра каротаж в открытом стволе проведен не был. После набивки гравийного фильтра был выполнен спуско-подъем каротажного прибора в режиме регистрации фона, регистрации отношения C/O и регистрации сечения захвата тепловых нейтронов. Была получена диаграмма спектрального гамма-каротажа в обсаженном стволе, а диаграмма сечения захвата тепловых нейтронов в стволе скважины и диаграмма сечения захвата тепловых нейтронов в пласте были получены путем преобразования разрезов сечения захвата для компонент в стволе скважины и пласте. Скорость счета датчика гамма-излучения радиационного захвата вычисляли в режиме регистрации сечения захвата тепловых нейтронов. Диаграмму содержания гадолиния вычисляли независимо в режиме регистрации сечения захвата тепловых нейтронов и в режиме регистрации C/O.
На фиг. 2 представлены следующие доступные для анализа диаграммы: диаграмма спектрального гамма-каротажа в открытом стволе и диаграмма спектрального гамма-каротажа в обсаженном стволе после набивки фильтра при выключенном генераторе нейтронов (дорожка 1); зоны перфорации (дорожка 2); механическая конструкция фильтра (дорожка 3); диаграмма кремниевого активационного каротажа (дорожка 5); диаграмма сечения захвата тепловых нейтронов в стволе скважины (дорожка 6); диаграмма относительного содержания гадолиния (дорожка 7); диаграмма спектрального гаммакаротажа в открытом стволе и нормированная диаграмма спектрального гамма-каротажа в обсаженном стволе после набивки фильтра (дорожка 8). Результаты анализа объема проппанта, меченого нерадиоактивным индикатором, представлены на фиг. 2 в дорожке 9. Представление каротажных диаграмм было разделено на 5 под-интервалов/зон (дорожка 4), отличающихся системой труб ствола скважины (зона 3 в верхней части диаграммы).
- 7 036147
Результаты наблюдения.
В дорожке 1 представлена диаграмма спектрального гамма-каротажа в обсаженном стволе после набивки гравийного фильтра (GR_Gravel) при выключенном генераторе нейтронов вместе с диаграммой спектрального гамма-каротажа в открытом стволе (GR_OH). Видно, что ненормированная диаграмма спектрального гамма-каротажа в обсаженном стволе после набивки фильтра имеет в целом значительно более низкие значения, чем диаграмма спектрального гамма-каротажа в открытом стволе в интервалах глубин без набивки фильтра; причина состоит в экранировании обсадной трубой и цементом после заканчивания скважины. Однако в интервале фильтра значения диаграммы спектрального гамма-каротажа в обсаженном стволе приблизительно на 30 единиц АНИ выше, чем в других интервалах диаграммы (и ближе к диаграмме гамма-каротажа в открытом стволе в интервале фильтра). Более того, верх гравийного фильтра на глубине х280 м (х917 футов) и профиль гравийного фильтра (что известно из предшествующих диаграмм гравийного фильтра) хорошо согласуются с относительными повышениями скорости счета на диаграмме спектрального гамма-каротажа в обсаженном стволе после набивки гравийного фильтра.
Диаграмма кремниевого активационного каротажа гравийного фильтра в дорожке 5 также демонстрирует очень четкий сигнал от гравийного фильтра ниже х280 м (х917 футов). Без ограничения какойлибо теорией, керамический проппант содержит кремний в высокой концентрации. Однако диаграммы кремниевого активационного каротажа могут находиться под некоторым влиянием нейтронной активации другого вещества, например, железа/марганца в зоне 4, где толщина стенок трубы в конструкции фильтра увеличена.
Диаграмма сечения захвата тепловых нейтронов в стволе скважины (дорожка 6) демонстрирует четкий сигнал от гравийного фильтра ниже х280 м (х917 футов), где диаграмма демонстрирует значительное возрастание по сравнению с интервалом глубин неперфорированной трубы, в котором сигнала гравийного фильтра нет. Увеличение сечения захвата тепловых нейтронов в стволе скважины в других интервалах глубин (например, в зонах 3 и 4), вероятно, связаны с увеличением толщины стенки устройства гидроразрыва пласта, которое изготовлено преимущественно из железа и имеет большое сечение поглощения тепловых нейтронов. В дорожке 6 понижения на диаграмме сечения захвата тепловых нейтронов в стволе скважины на глубине х286 м (х939 футов), вероятно, связаны со значительным уменьшением сечения захвата в пласте на той же глубине, поскольку сечения захвата в пласте и в стволе скважины не являются полностью независимыми параметрами. Однако снижение на диаграмме сечения захвата тепловых нейтронов в стволе скважины в дорожке 6 на глубине х289 м (х947 футов) связано с недостаточной набивкой гравийного фильтра, поскольку на это также указывают другие диаграммы на этой же глубине (например, диаграмма кремниевого активационного каротажа в дорожке 5, диаграмма относительного содержания гадолиния в дорожке 7 и диаграмма спектрального гамма-каротажа в обсаженном стволе в дорожках 1 и 8).
В дорожке 7 представлена диаграмма относительного содержания гадолиния в режиме регистрации С/О. Диаграмма относительного содержания гадолиния демонстрирует хороший сигнал от гравия ниже х280 м (х917 футов), а также сигнал чище в других зонах (например, в зоне 4) по сравнению с диаграммой сечения захвата тепловых нейтронов в стволе скважины и диаграммой кремниевого активационного каротажа. Причина состоит в том, что присутствие железа в области ствола скважины значительно меньше влияет на измерение относительного содержания гадолиния, чем на измерение сечения захвата тепловых нейтронов в стволе скважины.
Диаграмму спектрального гамма-каротажа в обсаженном стволе после набивки гравийного фильтра в дорожке 1 нормировали к виду диаграммы спектрального гамма-каротажа в открытом стволе в интервале неперфорированной трубы, где нет материала гравийного фильтра, чтобы компенсировать эффекты затухания в обсадной трубе и цементе, а затем ее сопоставляли с диаграммой гамма-каротажа в открытом стволе; результаты представлены в дорожке 8. Ясно, что после нормирования диаграммы сопоставление (разность между) диаграммой нормированного спектрального гамма-каротажа в обсаженном стволе после набивки гравийного фильтра и диаграммой спектрального гамма-каротажа в открытом стволе четко указывает на интервал и профиль гравийного фильтра (подкрашен желтым). Верх гравийного фильтра находится приблизительно на х280 м (х917 футах), на х289 м (х947 футах) имеется пустота, что согласуется с другими диаграммами гравийного фильтра. В интервале гравийного фильтра нормированная диаграмма спектрального гамма-каротажа в обсаженном стволе приблизительно на 65 единиц АНИ выше диаграммы спектрального гамма-каротажа в открытом стволе. Поскольку скорость спектрального гамма-каротажа в этой скважине приблизительно в три раза выше, чем скорость каротажа содержания гадолиния, диаграмма спектрального гамма-каротажа носит более статистический характер, чем диаграмма содержания гадолиния. Согласно некоторым вариантам осуществления скорость каротажа ниже или может быть применено осреднение повторных диаграмм (для снижения статистической неопределенности диаграммы).
Если диаграммы спектрального гамма-каротажа в открытом стволе (или диаграмма гамма-каротажа в обсаженном стволе до набивки гравийного фильтра) для сопоставления с диаграммой после набивки гравийного фильтра нет и известно, что изучаемая зона обладает относительно постоянной гамма
- 8 036147 активностью, базовую линию на диаграмме спектрального гамма-каротажа после набивки гравийного фильтра можно провести непосредственно над интервалом гравийного фильтра, а затем качество гравийного фильтра может быть определено по величине повышения гамма-активности относительно базовой линии. В этом случае нет необходимости нормировать диаграмму. Таким способом можно получить верх гравийного фильтра и заполнение гравием кольцевого пространства. Однако результат может не быть таким же количественным, как при сопоставлении диаграммы гамма-каротажа в открытом стволе или диаграммы гамма-каротажа в обсаженном стволе до набивки гравийного фильтра с диаграммой гаммакаротажа после набивки фильтра.
Относительный объем гравийного фильтра (светлая штриховка в дорожке 9) получают в предположении отсутствия гравийного фильтра (0%) на глубине х277 м (х910 футов) и максимального гравийного фильтра (100%) на глубине х281 м (х921 фут). Более того, при расчете относительного объема проппанта в кольцевом пространстве вносят поправку за разность объемов в кольцевом пространстве вне неперфорированной трубы, решетки и соединений обсадных труб. Относительный объем в отсутствие фильтра подкрашен синим цветом.
На основании результатов, полученных при этих промысловых испытаниях, ясно, что диаграмму спектрального гамма-каротажа можно применять для оценки качества гравийного фильтра, если в качестве материала гравийного фильтра или в его составе использован керамический проппант с естественной радиоактивностью. Несмотря на то, что меченный нерадиоактивным индикатором керамический проппант использовали в этой скважине для обеспечения сопоставления разных способов оценки гравийного фильтра, обычный керамический проппант (не меченный нерадиоактивным индикатором) или другие традиционные смеси проппантов будут одинаково хорошо работать для оценки гравийного фильтра с использованием прибора спектрального гамма-каротажа, поскольку нерадиоактивный индикатор не влияет на спектральный гамма-каротажа.
Если описанный выше калибратор был бы заполнен проппантом с естественной радиоактивностью, используемым в этой скважине, для этой конфигурации гравийного фильтра можно было бы вывести взаимосвязь между показанием счетчика калибратора и максимальным повышением на диаграмме гамма-каротажа (указывающим на 100% заполнение). Кроме того, можно было бы вывести взаимосвязь между показанием счетчика калибратора и повышениями на диаграмме гамма-каротажа для разных процентов заполнения объёма гравийного фильтра при конкретной решетке, обсадной трубе, цементе и/или конфигурации скважины. Тогда калибратор может быть использован для измерения активности гаммаизлучения от неизвестного образца проппанта с естественной радиоактивностью, который планируют для работы в будущем (аналогичном по конфигурации) гравийном фильтре, чтобы спрогнозировать по показаниям счетчика калибратора величину повышения диаграммы гамма-каротажа при 100% заполнении; затем частичное заполнение по всему интервалу фильтра может быть приведено к масштабу процента максимального повышения гамма-излучения.
Следует понимать, что подробное описание приведено выше исключительно для иллюстрации и примера, при этом суть и объем настоящего изобретения ограничиваются только прилагаемой формулой изобретения.
Claims (10)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Способ каротажа в скважине для выявления материала гравийного фильтра вблизи ствола скважины, предусматривающий получение набора данных до набивки гравийного фильтра;размещение пульпы гравийного фильтра, содержащей жидкость и частицы гравийного фильтра в зоне гравийного фильтра в стволе скважины, проходящей через подземную толщу горных пород;получение набора данных после набивки гравийного фильтра путем спуска датчика гамма-излучения в ствол скважины, проходящей через подземную толщу горных пород; и регистрации гамма-излучения, исходящего от частиц гравийного фильтра, причем частицы гравийного фильтра изготовлены из глины, содержащей радиоактивные элементы, испускающие гаммаизлучение;сопоставление наборов данных после набивки гравийного фильтра и до набивки гравийного фильтра для определения местоположения частиц гравийного фильтра;корреляцию местоположения частиц гравийного фильтра с измерением глубины в стволе скважины для определения местоположения, высоты и/или процента заполнения гравийного фильтра частицами, размещенными в зоне гравийного фильтра в стволе скважины.
- 2. Способ по п.1, в котором частицы гравийного фильтра не содержат гадолиния.
- 3. Способ по п.2, в котором глина содержит каолин.
- 4. Способ по п.3, в котором глина дополнительно содержит боксит.
- 5. Способ по п.1, в котором частицы гравийного фильтра не содержат бора, кадмия, гадолиния, самария или иридия.- 9 036147
- 6. Способ по п.1, дополнительно предусматривающий получение набора данных до набивки гравийного фильтра путем спуска датчика гамма-излучения в ствол скважины, проходящей через подземную толщу горных пород; и регистрации гамма-излучения, причем набор данных до набивки гравийного фильтра получают до размещения частиц в зоне гравийного фильтра в стволе скважины.
- 7. Способ каротажа в скважине для выявления материала цемента фильтра вблизи ствола скважины, предусматривающий получение набора данных до цементирования;цементирование одного или более трубных элементов на месте с помощью цементного раствора, содержащего жидкость и твердые частицы с получением цементированной зоны ствола скважины, проходящей через подземную толщу горных пород;получение набора данных после цементирования путем спуска датчика гамма-излучения в ствол скважины, проходящий через подземную толщу горных пород; и регистрации гамма-излучения, исходящего от твердых частиц, причем твердые частицы изготовлены из глины, содержащей радиоактивные элементы, испускающие гамма-излучение;сопоставление наборов данных после цементирования и до цементирования для определения местоположения твердых частиц;корреляцию местоположения твердых частиц с измерением глубины в стволе скважины для определения местоположения, продольного распределения, поперечного распределения и/или высоты цементного раствора, размещенного в цементированной зоне ствола скважины.
- 8. Способ по п.7, в котором глину выбирают из группы, состоящей из каолина, боксита и любой их смеси.
- 9. Способ по п.7, в котором твердые частицы не содержат бора, кадмия, гадолиния, самария или иридия.
- 10. Способ по п.7, дополнительно предусматривающий получение набора данных до цементирования путем спуска датчика гамма-излучения в ствол скважины, проходящей через подземную толщу горных пород; и регистрации гамма-излучения, причем набор данных до цементирования получают до цементирования одного или более трубных элементов на месте в стволе скважины.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US201562158372P | 2015-05-07 | 2015-05-07 | |
| PCT/US2016/031256 WO2016179516A1 (en) | 2015-05-07 | 2016-05-06 | Use of natural low-level radioactivity of raw materials to evaluate gravel pack and cement placement in wells |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA201792383A1 EA201792383A1 (ru) | 2018-04-30 |
| EA036147B1 true EA036147B1 (ru) | 2020-10-05 |
Family
ID=57217800
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA201792383A EA036147B1 (ru) | 2015-05-07 | 2016-05-06 | Способ каротажа в скважине с применением слабой естественной радиоактивности исходного вещества для оценки размещения гравийного фильтра и цемента в скважинах |
Country Status (11)
| Country | Link |
|---|---|
| US (2) | US10344581B2 (ru) |
| EP (1) | EP3292271B1 (ru) |
| CN (1) | CN107532471B (ru) |
| AU (1) | AU2016256910A1 (ru) |
| BR (1) | BR112017023809A2 (ru) |
| CA (1) | CA2985116A1 (ru) |
| CO (1) | CO2017011619A2 (ru) |
| DK (1) | DK3292271T3 (ru) |
| EA (1) | EA036147B1 (ru) |
| MX (1) | MX391439B (ru) |
| WO (1) | WO2016179516A1 (ru) |
Families Citing this family (11)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB2557745B (en) * | 2015-08-19 | 2021-05-19 | Halliburton Energy Services Inc | Evaluating and imaging volumetric void space location for cement evaluation |
| GB2562982B (en) * | 2016-04-19 | 2022-07-27 | Halliburton Energy Services Inc | Identification of annulus materials using formation porosity |
| US10053979B2 (en) * | 2016-09-23 | 2018-08-21 | Schlumberger Technology Corporation | Characterization of non-radioactive laced cement using logging while drilling and wireline nuclear measurements |
| US10690802B2 (en) * | 2017-07-25 | 2020-06-23 | Schlumberger Technology Corporation | Cement evaluation using neutron tool |
| CA3076503A1 (en) * | 2017-09-22 | 2019-03-28 | Philip Teague | Method for combining the results of ultrasound and x-ray and neutron cement evaluation logs through modality merging |
| US11675103B2 (en) | 2018-07-05 | 2023-06-13 | Schlumberger Technology Corporation | Drilling fluid activation correction via neutron generator modulation |
| CN109138906B (zh) * | 2018-09-20 | 2023-09-22 | 中国石油大学(北京) | 模拟井下固井水泥环综合性能的测试装置及方法 |
| CN112177570B (zh) * | 2019-06-14 | 2023-04-07 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种砾石充填防砂井挤压充填形态模拟实验装置和方法 |
| CN110412643B (zh) * | 2019-08-05 | 2021-05-11 | 核工业航测遥感中心 | 航空放射性测量主标准器复合元素模型的设计方法 |
| CN110530695B (zh) * | 2019-09-11 | 2024-07-05 | 中国人民解放军军事科学院国防工程研究院工程防护研究所 | 一种用于放射性污染清除率检测试验的模具 |
| CN114171215B (zh) * | 2021-12-01 | 2025-01-07 | 中国核电工程有限公司 | 一种中子毒物材料及其制备方法、以及核临界安全贮槽 |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4423323A (en) * | 1981-09-09 | 1983-12-27 | Schlumberger Technology Corporation | Neutron logging method and apparatus for determining a formation characteristic free of environmental effects |
| US4950892A (en) * | 1989-03-13 | 1990-08-21 | Schlumberger Technology Corporation | Method and tool for gravel pack evaluation |
| US20070181345A1 (en) * | 1994-10-14 | 2007-08-09 | Vail William Banning Iii | Methods and apparatus for cementing drill strings in place for one pass drilling and completion of oil and gas wells |
| WO2013044300A1 (en) * | 2011-09-30 | 2013-04-04 | Woodside Energy Limited | A method and system of development of a multilateral well |
| US20130292109A1 (en) * | 2012-05-01 | 2013-11-07 | Carbo Ceramics Inc. | Use of PNC Tools to Determine the Depth and Relative Location of Proppant in Fractures and the Near Borehole Region |
| US8915310B2 (en) * | 2012-06-21 | 2014-12-23 | Superior Energy Services—North America Services, Inc. | Long lateral completion system and method |
Family Cites Families (24)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CA1045027A (en) | 1975-09-26 | 1978-12-26 | Walter A. Hedden | Hydraulic fracturing method using sintered bauxite propping agent |
| US4440866A (en) | 1980-07-07 | 1984-04-03 | A/S Niro Atomizer | Process for the production of sintered bauxite spheres |
| US4522731A (en) | 1982-10-28 | 1985-06-11 | Dresser Industries, Inc. | Hydraulic fracturing propping agent |
| US4623630A (en) | 1982-02-09 | 1986-11-18 | Standard Oil Proppants Company | Use of uncalcined/partially calcined ingredients in the manufacture of sintered pellets useful for gas and oil well proppants |
| US4427068A (en) | 1982-02-09 | 1984-01-24 | Kennecott Corporation | Sintered spherical pellets containing clay as a major component useful for gas and oil well proppants |
| US4658899A (en) | 1982-02-09 | 1987-04-21 | Standard Oil Proppants Company, L.P. | Use of uncalcined/partially calcined ingredients in the manufacture of sintered pellets useful for gas and oil well proppants |
| US4493998A (en) * | 1982-04-02 | 1985-01-15 | Halliburton Company | Method for monitoring drilling materials for gamma ray activity |
| US4587423A (en) | 1984-07-31 | 1986-05-06 | Schlumberger Technology Corporation | Method for gravel pack evaluation |
| US5188175A (en) | 1989-08-14 | 1993-02-23 | Carbo Ceramics Inc. | Method of fracturing a subterranean formation with a lightweight propping agent |
| US5243190A (en) * | 1990-01-17 | 1993-09-07 | Protechnics International, Inc. | Radioactive tracing with particles |
| US5578820A (en) * | 1995-04-28 | 1996-11-26 | Halliburton Company | Method for determining cement thickness in a well annulus |
| US7152002B2 (en) * | 2002-06-03 | 2006-12-19 | Sabia, Inc. | Method and apparatus for analysis of elements in bulk substance |
| US7036591B2 (en) | 2002-10-10 | 2006-05-02 | Carbo Ceramics Inc. | Low density proppant |
| US7202478B2 (en) * | 2003-04-10 | 2007-04-10 | Symetrica Limited | Gamma-ray spectrometry |
| US8964504B2 (en) | 2010-04-07 | 2015-02-24 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for evaluating a cemented borehole casing |
| AU2011203206A1 (en) * | 2010-07-13 | 2012-02-02 | Schlumberger Technology B.V. | Correction for neutron-gamma density measurement |
| US9175210B2 (en) | 2011-03-11 | 2015-11-03 | Carbo Ceramics Inc. | Proppant particles formed from slurry droplets and method of use |
| US8883693B2 (en) | 2011-03-11 | 2014-11-11 | Carbo Ceramics, Inc. | Proppant particles formed from slurry droplets and method of use |
| WO2012135274A1 (en) | 2011-03-31 | 2012-10-04 | Pop Test Cortisol Llc | Prevention of infection |
| US8805615B2 (en) * | 2011-09-08 | 2014-08-12 | Carbo Ceramics Inc. | Lithology and borehole condition independent methods for locating tagged proppant in induced subterranean formation fractures |
| US9383473B2 (en) * | 2012-06-26 | 2016-07-05 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for cement evaluation with neutron logs |
| US20140034823A1 (en) * | 2012-07-31 | 2014-02-06 | Bp Corporation North America Inc. | Non-radioactive tagged cement additive for cement evaluation in a well system |
| CN104155271B (zh) * | 2014-07-23 | 2016-08-31 | 北京理工大学 | 一种含水体系中对i-的高选择性识别的方法 |
| CN104563975A (zh) * | 2014-12-24 | 2015-04-29 | 中国石油天然气股份有限公司 | 采用同位素示踪的砾石充填效果检测方法及检测装置 |
-
2016
- 2016-05-06 DK DK16790174.3T patent/DK3292271T3/da active
- 2016-05-06 MX MX2017014081A patent/MX391439B/es unknown
- 2016-05-06 BR BR112017023809A patent/BR112017023809A2/pt not_active Application Discontinuation
- 2016-05-06 AU AU2016256910A patent/AU2016256910A1/en not_active Abandoned
- 2016-05-06 WO PCT/US2016/031256 patent/WO2016179516A1/en active Application Filing
- 2016-05-06 CA CA2985116A patent/CA2985116A1/en not_active Abandoned
- 2016-05-06 EA EA201792383A patent/EA036147B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2016-05-06 CN CN201680026600.2A patent/CN107532471B/zh active Active
- 2016-05-06 EP EP16790174.3A patent/EP3292271B1/en active Active
- 2016-05-06 US US15/148,618 patent/US10344581B2/en active Active
-
2017
- 2017-11-15 CO CONC2017/0011619A patent/CO2017011619A2/es unknown
-
2019
- 2019-07-08 US US16/505,482 patent/US11384630B2/en active Active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4423323A (en) * | 1981-09-09 | 1983-12-27 | Schlumberger Technology Corporation | Neutron logging method and apparatus for determining a formation characteristic free of environmental effects |
| US4950892A (en) * | 1989-03-13 | 1990-08-21 | Schlumberger Technology Corporation | Method and tool for gravel pack evaluation |
| US20070181345A1 (en) * | 1994-10-14 | 2007-08-09 | Vail William Banning Iii | Methods and apparatus for cementing drill strings in place for one pass drilling and completion of oil and gas wells |
| WO2013044300A1 (en) * | 2011-09-30 | 2013-04-04 | Woodside Energy Limited | A method and system of development of a multilateral well |
| US20130292109A1 (en) * | 2012-05-01 | 2013-11-07 | Carbo Ceramics Inc. | Use of PNC Tools to Determine the Depth and Relative Location of Proppant in Fractures and the Near Borehole Region |
| US8915310B2 (en) * | 2012-06-21 | 2014-12-23 | Superior Energy Services—North America Services, Inc. | Long lateral completion system and method |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US20160326865A1 (en) | 2016-11-10 |
| DK3292271T3 (da) | 2023-01-30 |
| MX391439B (es) | 2025-03-21 |
| US11384630B2 (en) | 2022-07-12 |
| EP3292271A1 (en) | 2018-03-14 |
| CO2017011619A2 (es) | 2018-01-31 |
| BR112017023809A2 (pt) | 2018-07-31 |
| EA201792383A1 (ru) | 2018-04-30 |
| US20200024939A1 (en) | 2020-01-23 |
| US10344581B2 (en) | 2019-07-09 |
| MX2017014081A (es) | 2018-03-16 |
| CN107532471B (zh) | 2022-02-01 |
| WO2016179516A1 (en) | 2016-11-10 |
| AU2016256910A1 (en) | 2017-11-30 |
| EP3292271B1 (en) | 2022-12-14 |
| CN107532471A (zh) | 2018-01-02 |
| CA2985116A1 (en) | 2016-11-10 |
| EP3292271A4 (en) | 2019-04-24 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US11384630B2 (en) | Use of natural low-level radioactivity of raw materials to evaluate gravel pack and cement placement in wells | |
| RU2572871C2 (ru) | Спектральная идентификация проппанта в зонах разрывов подземных пластов | |
| RU2641047C2 (ru) | Применение приборов каротажа методом захвата импульсных нейтронов для обнаружения расклинивающего агента рядом со стволом скважины | |
| EA017285B1 (ru) | Способ каротажа скважины с использованием материала, поглощающего тепловые нейтроны | |
| CN107288607B (zh) | 一种利用Gd中子示踪产额成像评价近井压裂裂缝的方法 | |
| CN108333637B (zh) | 一种提高元素测井技术确定元素含量准确度的方法 | |
| US20240344449A1 (en) | Methods for differentiating and quantifying non-radioactive tracers downhole | |
| US10053979B2 (en) | Characterization of non-radioactive laced cement using logging while drilling and wireline nuclear measurements | |
| US20210389495A1 (en) | Systems and methods for determining the presence of cement behind at least one casing using spectroscopy measurement | |
| US10061054B2 (en) | Downhole annulus evaluation apparatus, systems, and methods | |
| Zuber et al. | Neutron soil moisture gauges | |
| CN116794749A (zh) | 一种伽马-伽马密度测井的密度校正方法 | |
| CN112179924B (zh) | 一种基于硼中子俘获的井下套管损伤探测方法 | |
| Yearsley et al. | Monitoring well completion evaluation with borehole geophysical density logging | |
| Marsala et al. | Spectral gamma ray complements innovative real time advanced mud logging characterization while drilling | |
| RU2710225C1 (ru) | Метод нейтронной цементометрии для диагностики заполнения облегченным цементным камнем заколонного пространства нефтегазовых скважин (варианты) | |
| Dunnivant et al. | Verifying the Integrity of Annular and Back‐Filled Seals for Vadose‐Zone Monitoring Wells | |
| Zhang et al. | Development and field testing of a novel technology for evaluating gravel packs and fracture packs | |
| RU2703051C1 (ru) | Способ контроля герметичности муфтовых соединений эксплуатационной колонны и выявления за ней интервалов скоплений газа в действующих газовых скважинах стационарными нейтронными методами | |
| US20250035810A1 (en) | Prismatic Grid Inversion For Oil Saturation And 3-Phase Holdup | |
| Keys et al. | The use of well logging in recharge studies of the Ogallala Formation in west Texas | |
| Gadeken et al. | Natural gamma ray spectroscopy applied to borehole measurements | |
| Lundstroem et al. | Large scale permeability test of the granite in the stipa mine and thermal conductivity test. Technical project report No. 2 | |
| Kamble et al. | Identifying weak zones prone to seepage at Dudhganga masonry dam by nuclear density logging | |
| Deen | Development in Nuclear Moisture Density Testing |
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 KZ KG TJ TM |