NO327422B1 - Fremgangsmate for seismisk overvakning av en undergrunnssone under utbygging som tillater bedre identifikasjon av signifikante hendelser - Google Patents
Fremgangsmate for seismisk overvakning av en undergrunnssone under utbygging som tillater bedre identifikasjon av signifikante hendelser Download PDFInfo
- Publication number
- NO327422B1 NO327422B1 NO19985718A NO985718A NO327422B1 NO 327422 B1 NO327422 B1 NO 327422B1 NO 19985718 A NO19985718 A NO 19985718A NO 985718 A NO985718 A NO 985718A NO 327422 B1 NO327422 B1 NO 327422B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- receivers
- events
- reference signal
- formation
- development
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 28
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 title description 18
- 238000010276 construction Methods 0.000 title 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 42
- 238000011161 development Methods 0.000 claims description 37
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 30
- 230000004044 response Effects 0.000 claims description 15
- 238000010835 comparative analysis Methods 0.000 claims description 11
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 11
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims description 10
- 238000001514 detection method Methods 0.000 claims description 8
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 claims description 6
- 230000008878 coupling Effects 0.000 claims description 4
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 claims description 4
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 claims description 4
- 230000001364 causal effect Effects 0.000 claims description 3
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 claims description 2
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 26
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 16
- 230000009471 action Effects 0.000 description 12
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 12
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 10
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 10
- 230000004807 localization Effects 0.000 description 6
- 239000000523 sample Substances 0.000 description 5
- 230000035882 stress Effects 0.000 description 4
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 3
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 3
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 2
- 239000004020 conductor Substances 0.000 description 2
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 description 2
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 2
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 2
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 2
- 230000003252 repetitive effect Effects 0.000 description 2
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 230000001133 acceleration Effects 0.000 description 1
- 230000004913 activation Effects 0.000 description 1
- 238000009412 basement excavation Methods 0.000 description 1
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 238000005056 compaction Methods 0.000 description 1
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 1
- 238000006731 degradation reaction Methods 0.000 description 1
- 238000012217 deletion Methods 0.000 description 1
- 230000037430 deletion Effects 0.000 description 1
- 239000003651 drinking water Substances 0.000 description 1
- 235000020188 drinking water Nutrition 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 230000005284 excitation Effects 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 238000013507 mapping Methods 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 230000010287 polarization Effects 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 230000035484 reaction time Effects 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 1
- 238000001228 spectrum Methods 0.000 description 1
- 230000008646 thermal stress Effects 0.000 description 1
- 230000001052 transient effect Effects 0.000 description 1
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
- G01V1/40—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting specially adapted for well-logging
- G01V1/42—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting specially adapted for well-logging using generators in one well and receivers elsewhere or vice versa
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V2210/00—Details of seismic processing or analysis
- G01V2210/10—Aspects of acoustic signal generation or detection
- G01V2210/12—Signal generation
- G01V2210/123—Passive source, e.g. microseismics
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V2210/00—Details of seismic processing or analysis
- G01V2210/10—Aspects of acoustic signal generation or detection
- G01V2210/16—Survey configurations
- G01V2210/161—Vertical seismic profiling [VSP]
Landscapes
- Physics & Mathematics (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Acoustics & Sound (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geology (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Testing Of Devices, Machine Parts, Or Other Structures Thereof (AREA)
Description
Oppfinnelsens område
Den foreliggende oppfinnelse relateres til en fremgangsmåte for å lette diskriminering og identifikasjon av seismiske eller mikroseismiske hendelser i forbindelse med utbygging av en undergrunnssone, ved f.eks. bruk av permanente signalfangere.
Fremgangsmåten i henhold til oppfinnelsen er anvendbar i reservoarsoner eller i undergrunnshulrom under utbygging, generelt anvendt til enten ekstraksjon av fluider eller injisering av fluider deri.
Oppfinnelsens bakgrunn
Lokalisering av punkt i en undergrunnssone, enten en reservoarsone eller et hulrom, der mikroseismiske hendelser inntreffer som er knyttet til en aktivitet som resulterer i en endring av stressfeltet, er av stor interesse for god utbygging av sonen, enten produksjonen av fluider er utvunnet fra reservoaret gjennom en eller flere brønner, eller ved en injeksjon av fluider inn i sonen.
Utviklingen av et hydrokarbonreservoar under produksjon eller av geoter-miske avsetninger, kan for eksempel bli overvåket. I tilfellet av særlig økt utvin-ning, må oljen spyles ut av steinen ved injisering av fluider ved trykk og tempe-raturer som kan være veldig forskjellig fra omgivelsene. De resulterende stress-variasjonene kan føre til en sprekkdannelse i omgivelsene som endrer sirku-lasjonen av fluider i reservoaret og hvis lokalisering er viktig.
Det er også velkjent å anvende undergrunnsreservoarer til lagring av fluider. Disse kan for eksempel være lagerreservoarer for fluider i væske- eller gassfase der en viss mikroseismisk aktivitet indusert av signifikante strømnings-variasjoner i gassen trekt ut fra eller injisert inn i disse, kan bli observert.
Disse reservoarene kan også være reservoarsoner eller hulrom brukt til avfallslagring, som må overvåkes for å ta hensyn til omgivelsene og for å over-holde tiltagende strenge forskrifter med hensyn til forurensning. Et undergrunns-reservoar kan anvendes til å injisere borevæsker mer eller mindre fulle av faste partikler, som forskriftene forbyr å dumpe etter bruk på borestedene.
Temperaturen til fluidene som blir injisert er generelt svært forskjellig fra temperaturen til omgivelsene der de blir injisert, i tilfellet av massiv injeksjon, resulterer i termiske spenninger som generer sprekker og følgelig en viss seismisk aktivitet. Injeksjonstrykket til dette slammet kan også spille en rolle og skape spenninger, og på denne måten føre til mer eller mindre store endringer i omgivelsene.
Den seismiske aktiviteten indusert av effektene av trykket eller av temperaturen kan for eksempel avsløre dannelsen av sprekker eller spenninger i tidligere eksisterende sprekker. De bidrar til endringer av strømningsløpene til fluidene i omgivelsen, eller de skaper løp som tillater at fluider unnslipper fra reservoaret, oppdemningssprekker med mulig forurensning av nabosonene, især i en akvifer formasjon utviklet for drikkevannsforsyning, som er essensielt å detektere.
Overvåkning av reservoarer brukt til lagring av kjernefysisk avfall for å for-hindre injeksjonsoperasjonen, som kan føre til lokale temperaturstigninger på grunn av lagring, fra å føre til sprekker i oppdemningslagene, er også av stor betydning.
Selv om de mekaniske opprinnelser til mikroseismisk aktivitet er ganske klare, er analyser av de observerte fenomener fortsatt vanskelige i de fleste til-feller på grunn av mangelen på midler avsatt til innsamling av resultatene, for eksempel de forskjellige målestokkene i hvilke fenomenene er observert, be-grenset kjennskap til stedet som blir undersøkt, osv. Tidsfaktoren er også vært viktig. Noen hendelser følger kort tid etter triggerfenomenet. Det er for eksempel tilfellet med hydraulisk sprekkdannelse der lokalisering av hendelsene tillater kart-legging av alle eller deler av de skapte sprekkene. Andre lager utsatte effekter, især i tilfellet av massiv produksjon eller massiv forflytning av fluid fra en sone av reservoaret til en annen, med en rekke av virkninger som ofte er større enn dimensjonene til reservoaret.
Ved mikroseismisk overvåkning, også referert til som passiv seismisk, er operatørens formål til slutt å tolke, svært fort, dataene i forbindelse med konven-sjonelle produksjonsdata (trykk, strømningshastighet, temperatur, osv.) for å være i stand til å ta hensyn til de mekaniske responsene i funnstedet i utviklingsproto-kollene for å sikre produktiviteten til brønnen(e) eller i funnstedet. Den observerte mikroseismiske aktiviteten kan være tilknyttet en mekanisk forvitring av omgivelsene som kan produsere forekomsten av fast stoff, med åpningen av sprekker som kan kommunisere reservoaret med en akvifer formasjon, eller med andre fenomener av termo-poro-mekanisk opphav hvis konsekvenser kan indusere en degradasjon i brønnens ytelser eller til og med til skader.
Deteksjon og lokalisering av seismiske eller mikroseismiske hendelser i et reservoar kan oppnås, som det er vel kjent, ved å senke ned i brønnen, i enden av en kabel, en sonde som inneholder en triaksial seismisk mottaker som presses mot veggen av brønnen. Sammenligninger av signalene fanget opp av de forskjellige signalfangerne i den seismiske mottakeren i sonden (analyse av polarisa-sjonen til de mottatte bølgene) gjør det mulig å bestemme retningen i hvilken den seismiske hendelsen inntraff, forutsatt at omgivelsene som bølgene forplanter seg i er relativt homogene, og til og med lokalisere den når de mottatte signalene inneholder bølger av type P og type S i rekkefølge.
For implementering av en slik metode må brønnen ryddes lenge nok til at sonden kan nedsenkes til det ønskede dyp, noe som ikke er kompatibelt med overvåkning over lengre tid.
Patentene FR-2,593,292; 2,681,373; 2,685,139; 2,703,470 beskriver særlig forskjellige teknikker for overvåkning av utviklingen over tid i et undergrunnsreser-voar, omfattende bruk av seismiske eller andre signalfangere permanent installert i en eller flere brønner, uten å forstyrre de forskjellige operasjonene (produksjon, injeksjon, forskjellige operasjoner utført ved hjelp av disse brønnene). Permanent installasjon av disse signalfangerne i brønner tillater seismisk overvåkning av et reservoar for å detektere forskjellige fenomener forbundet med utbyggingen derav.
Permanente seismiske signalfangere er for eksempel installert utenpå et foringsrør som senkes ned i brønnen. De innstøpes i sementen som normalt injiseres inn i det ringformede rommet mellom foringsrøret og brønnen, som tilveiebringer passende kobling med de omgivende formasjonene.
De seismiske signalfangerne kan også festes på utsiden av en produksjonsstreng installert i en brønn under fullstendiggjøringsoperasjoner. De er forbundet med mobile anordninger tilpasset til å presse dem mot foringsrøret i brøn-nen, og med avkoblingsanordninger for filtrering av vibrasjonene som forplanter seg langs produksjonsstrengen.
Registrering av den mikroseismiske aktiviteten, også referert til som passiv seismisk eller mikroseismisk overvåkning, forsterkes ved bruk av permanente signalfangere i brønnen når fenomener er lokalisert til store dyp (fra flere hundre meter og videre).
Patentene FR-2,703,457; 2,703,470; 2,728,973 beskriver langsiktige gjentakende overvåkningsmetoder i reservoarer ved påføring av elastiske bølger på en formasjon og akkvisisjon av responssignaler reflektert av formasjonen ved bruk av den permanente installasjonen av sende- og mottakingsanordninger i brønner eller i nærheten av jordoverflaten. Differensielle prosesseringer anvendes på akk-visisjoner oppnådd under identiske forhold.
Patentene FR-2,688,896; 2,689,647 beskriver også særlig elektroniske akkvisisjons- og transmisjonssystemer spesielt utformet for å samle inn signalene fra permanente signalfangere installert i brønner på utsiden av foringsrør eller produksjonsstrenger, og for å transmittere dem til opptaks- og kontrollutstyr, under langvarig gjentakende overvåkning eller seismiske undersøkelser.
I tilfellet av en brønn tilpasset til mikroseismisk overvåkning, tillates mottakerne og akkvisisjonssystemene som for øyeblikket er tilgjengelige, å arbeide under gode forhold. Det er mulig å parametrisere dem slik at de bare tar opp signifikante signaler for karakterisering av funnstedet, og slike signaler refereres til som signaler av type E.
På den annen side er identifisering av hendelser vanskeligere hvis overvåkningssystemet er plassert i en brønn under utbygging, fordi hendelser indusert av ferdiggjøringsoperasjoner, heretter referert til som hendelser av type C, også registreres. Disse hendelsene er generert av injeksjonsstopper og fortsettelser, åpning eller lukking av et av ferdiggjøringselementene (ventil, pakninger, osv.) som kan være på et hvilket som helst dyp i brønnen eller på overflaten (på brønn-hodet) og til og med på nivået til overflateinstallasjonen (ledninger, forskjellige anordninger). Noen av disse handlingene, slik som kan induseres av forbindelsen av undergrunnssonen (reservoaret) med nettverket på overflaten især som et resultat av trykkvariasjoner, hendelser av type E som ofte er utsatt i tid og som man ønsker å registrere og tolke, hendelser av type C som kan være i store antall i et relativt kort tidsintervall (mer enn 3400 hendelser innenfor en uke for eksempel), skader overvåkning i reell tid av geomekaniske fenomener indusert gjennom akkvisisjon av hendelser av type E, hvilket antall, innenfor de samme periodene, ofte er relativt svært lavt (flere titalls hendelser for eksempel).
Det er derfor svært vanskelig å raskt skille mellom datafilene (registreringer av de mottatte signalene) som tilsvarer mikroseismiske hendelser av type E som kommer fra formasjonene, fra de som tilsvarer hendelser av type C indusert under ferdiggjøring. Alle (type E og C) hendelser imøtekommer kriteriene for de vanligste digitaliserende algoritmene: deteksjon ved overskridelse av en amplitude- eller energiterskel og/eller deteksjon ved overskridelse av en terskel for forholdstallet for en helling som representerer hellingen til signalet i et kort tidsintervall dividert med hellingen for signalet i et lengre tidsintervall (trigging på en transient hendelse og ikke på et signalavvik), osv. For å skille mellom hendelser av type C og E, kreves en mer passende algoritme som tar hensyn til spekteret til signalet, pas-seringstidene knyttet til bestemte bølgerefleksjoner i løpet av fullstendiggjøring, amplitudevariasjoner mellom forskjellige bølgetyper, idet alle disse operasjonene er mye vanskeligere å kontrollere i reell tid.
Sammendrag av oppfinnelsen
Fremgangsmåten i henhold til oppfinnelsen tillater forenkling av problemer i forbindelse med å kunne skille mellom og identifisere seismiske eller mikroseismiske hendelser som angår utbygging av en undergrunnssone.
Oppfinnelsen tilveiebringer i et første aspekt en fremgangsmåte for å lette identifikasjon av seismiske eller mikroseismiske hendelser vedrørende utbyggingen av en undergrunnsformasjon, omfattende installasjon i en eller flere brønner av mottakere for mottaking av elastiske bølger som kommer fra undergrunnsformasjonen, koblet direkte til denne, innsamling av signaler som kommer fra forskjellige mottakere som svar på de mottatte bølger og registrering av disse, og komparativ analyse av de registrerte signaler for å velge registreringer. Fremgangsmåten er kjennetegnet ved at den omfatter: installasjon av minst en referanse-signalfanger med direkte akustisk kobling med elementene i teknisk utbyggingsutstyr for formasjonen for deteksjon av elastiske bølger som kommer fra formasjonen eller er direkte forbundet med utbyggingen, akkvisisjon av signalene som kommer fra hver referanse-signalfanger som respons på de mottatte bølgene, og komparativ analyse av signalene som kommer fra mottakerne og fra hver referanse-signalfanger, for å klassifisere registreringer i forskjellige familier i henhold til om hendelsene i undergrunnsformasjonen er uavhengige av hendelsene detektert av hver referanse-signalfanger eller avhenger direkte eller indirekte av disse.
Fremgangsmåten omfatter fortrinnsvis opptegning av en katalog over typer av hendelser som har en kausal forbindelse med utbyggingsoperasjoner i under-grunnssoner, ved korrelasjon mellom opptakene av signalene mottatt henholdsvis av mottakerne og av (eller hver) referanse-signalfangeren, og på denne måten til-late identifikasjon av naturen til de seismiske eller mikroseismiske hendelsene.
Fremgangsmåten kan også omfatte et trinn med kombinasjon av registreringene av signalene som kommer fra mottakerne og fra (eller hver) referanse-signalfangeren, som tillater identifisering av registrerte hendelser.
Mottakerne kan f.eks. være permanente mottakere permanent installert i minst en brønn bak et foringsrør eller i et ringrom mellom et foringsrør og en produksjonsstreng, slik at det etterlates klart under alle omstendigheter for utbygging av undergrunnssonen.
I henhold til en utførelse anvendes minst en referanse-signalfanger som kan være akustisk koblet med en produksjonsstreng i sonen, eller med både denne strengen og formasjonene som omgir brønnen.
Fremgangsmåten kan anvendes på både passive seismiske operasjoner og på aktive seismiske prospekteringsoperasjoner ved bruk av en kilde med elastiske bølger og registrering av signalene som kommer fra formasjonen som reaksjon på eksitasjonen av formasjonene, ved trigging av sonden.
I henhold til et andre aspekt tilveiebringer oppfinnelsen et system for å lette identifikasjon av seismiske eller mikroseismiske hendelser i en undergrunnsformasjon under utbygging, omfattende mottakere for elastiske bølger direkte koblet til formasjonen som omgir brønnene, midler for innsamling av signaler som kommer fra de forskjellige mottakerne som svar på de mottatte bølgene som kommer fra formasjonen og registreringen av disse, transmisjonsmidler og en sammenstilling for akkvisisjon og for prosessering av de mottatte bølgene tilpasset til å utføre en komparativ analyse av de registrerte signaler for å velge registreringer. Systemet er kjennetegnet ved at det omfatter minst en referanse-signalfanger med direkte akustisk kobling med elementer i teknisk utbyggingsutstyr for formasjonen for deteksjon av de elastiske bølgene som kommer fra formasjonen eller direkte forbundet med utbyggingen, midler tilsiktet akkvisisjon og registrering av signalene som kommer fra hver referanse-signalfanger som reaksjon på de mottatte bølgene, idet sammenstillingen for akkvisisjons- og prosessering av de mottatte bølger omfatter midler for beregning programmert til å utføre komparativ analyse av signalene som kommer fra mottakerne og fra hver referanse-signalfanger, og for sortering av registreringene i forskjellige familier i henhold til om hendelsene i undergrunnsformasjonen er uavhengige av hendelsene detektert av hver referanse-signalfanger eller avhenger direkte eller indirekte av disse.
Fremgangsmåten i henhold til oppfinnelsen har mange fordeler. Først en betydelig tidsbesparelse, tidlig klassifisering av hendelsene som tillater umiddelbar eller nesten umiddelbar analyse av hendelsene av type E. Lokalisering av seismiske eller mikroseismiske hendelser blir slik mer pålitelige, kvaliteten på overvåkningen av funnstedet og oppfølgingen av produksjonsresultatene forbedres, og i noen undergrunnsapplikasjoner tilveiebringes bidrag til bedre beskyttelse av omgivelsene og til en høyere grad av sikkerhet.
Kort beskrivelse av tegningene
Andre trekk og fordeler ved fremgangsmåten og anordningen i henhold til oppfinnelsen vil bli klart gjennom lesingen av den etterfølgende beskrivelse av utførelser gitt i form av ikke-begrensende eksempler med referanse til de med-følgende tegninger der: - figur 1 viser skjematisk mottakere R for elastiske bølger i tilknytning til ferdiggjøringsutstyr for brønnen, - figur 2 viser et første eksempel på en anordning for frakobling av mottakerne fra produksjonsstrengen, - figur 3 viser et andre eksempel på en fleksibel anordning for frakobling av mottakerne fra produksjonsstrengen, - figur 4 viser et tredje eksempel på en anordning for frakobling av mottakerne fra produksjonsstrengen, - figur 5 viser skjematisk to referanse-signalfangere, en, T1, akustisk koblet med produksjonsstrengen, den andre, T2 koblet med både strengen og foringsrøret, - figur 6 viser eksempelet på en hendelse av type E registrert med tre trekomponent signalfangere som en konsekvens, men bare på en indirekte måte, av aksjoner på det tekniske utbyggingsutstyret i sonen (innføring, uttømming, injeksjon osv.), og - figur 7 viser eksempelet på seismiske signaler fanget opp med to trekomponent signalfangere og representativ for en hendelse av type C, som direkte avslører aksjoner på det tekniske utbyggingsutstyret på funnstedet (åpning eller lukking av ventil for eksempel).
Detaljert beskrivelse av oppfinnelsen
Det seismiske eller mikroseismiske overvåkningssystemet skjematisert i figur 1, er installert i en brønn 1 utstyrt med et foringsrør 2 som, når det er på plass, er koblet med de omgivende formasjonene ved injisering av sement mellom røret og brønnen. En produksjonsstreng 3 bestående av sammenkoblede rør-formede seksjoner, nedsenkes i den forede brønnen. Denne strengen 3 kan an-bringes, i sokkelen derav, med en ekspansiv forseglingsanordning 4 slik som en pakning eller en hvilken som helst annen anordning vanligvis brukt i produksjons-lønner. Ved å lukke denne ekspansive anordningen, isoleres det ringformede rommet mellom strengen og foringsrøret. Operasjoner utføres i en undergrunnssone P ved bruk av denne strengen (for å ekstrahere eller injisere fluider deri). Pumpeanordninger (ikke vist) og ventiler 5 tillater kontrollert aktivering av den betraktede sonen.
Fremgangsmåten i henhold til oppfinnelsen omfatter installasjon, i en eller flere brønner, av en mottakingsanordning som i kombinasjon omfatter: - et mottakingssett for elastiske bølger (fig. 1) som består av en flerhet av mot-takingsenheter for elastiske bølger R1, R2 Rn av en hvilken som helst velkjent type, som kan kobles i operasjon med den indre veggen i foringsrøret 2 men som er akustisk frakoblet fra produksjonsstrengen 3, og - en eller flere referanse-signalfangere T (fig.5) følsom for forskyvninger, hastig-heter eller akselerasjoner. De installeres slik at de er akustisk koblet med ferdig-gjøringsutstyret (utbygging) for på denne måten å samle inn alle signalene forbundet med de forskjellige handlinger utført i løpet av utbyggingen av hver brønn.
Mottaksenheter R1-Rn posisjoneres i bestemte intervaller i forhold til hverandre langs den rø rf ormede strengen. En flerlederkabel 6 tillater forbindelse av mottaksenhetene R1-Rn til en sentral kontroll- og registreringsstasjon 7 på overflaten.
Forbindelse av mottaksenheter R1-Rn til sentralstasjon 7 kan oppnås direkte ved transmisjonslinjer i kabel 6 eller enda bedre ved hjelp av en eller flere lokale elektroniske enheter som tillater multipleksing av signalene fanget opp av de forskjellige mottakerenhetene og deres kodede transmisjon, slik som beskrevet i søkerens franske patenter 2,613,496 og 2,616,230.
Innenfor rammen av operasjoner for overvåkning av reservoaret P, kan en seismisk kilde S plassert enten på overflaten (som vist) eller i en brønn, eller festet som beskrevet i patentet FR-A-2,728,973, brukes.
Som allerede beskrevet i det tidligere nevnte patentet FR-2,674,029, kan mottaksenheter R1-Rn (fig.2) inkluderes i puter 8 presset mot den indre veggen i foringsrøret. Disse putene er for eksempel forbundet med armer 9 som kan dreies med hensyn til en hylse 10 sentrert på en streng og holdt i en avstandsposisjon ved bruk av plateformede fjærer 11. Fjærer 12 holder hylsen 10 oppe mellom to stasjonære stoppere ("stops") 13.
I henhold til koblingsmodusen i figur 3 kan hver mottakerenhet R være inkludert i for eksempel et hus 14 forbundet med bøyelige blader 15 i en anordning 16 som avviker fra midten ("off-centring") og er festet rundt en del av streng 3.
Mottakere R1-Rn kan også kobles med formasjonene som omgir brønnen ved en understøttelse slik som beskrevet i det tidligere nevnte patentet FR-2,656,034. Hver understøttelse omfatter en mellomliggende sko 17 mellom to sko 18,19 som avviker fra midten og som er festet rundt strengen 3 i en viss avstand fra hverandre. Skoene som avviker fra midten er utstyrt med identisk plasserte plateformede fjærer 20, slik at de presses mot foringsveggen 2 ifølge samme radiale plan. Mellomliggende sko 17 omgir på samme måte strengen 3. Den er utstyrt med en sentral gang 21 hvilket tverrsnitt er større enn tverrsnittet av streng 3. Mellomliggende sko 17 omfatter et mobilt element 22 utstyrt med hus for detek-sjonsanordning 23 slik som for eksempel en triaksial geofon. Fjærer (ikke vist) er plassert slik at de fører det mobile elementet inn i dens posisjon for kobling med veggen i foringsrøret. En hydraulisk anordning inkludert en jekk 24, muliggjør kontroll med forskyvningen inn i dens forlengelsesposisjon. Et forbindelses-element 25 anvendes under nedstigningen av strengen for sammenkobling av den mellomliggende skoen til to andre. Sammenstillingen er slik utformet at det mobile elementet er i kontakt med foringsrøret 2, og den mellomliggende skoen 17 er mekanisk frakoblet strengen 3, i operasjonsposisjonen. Mottakere R1 til Rn er forbundet ved ledere 26 til en elektronisk digitalisert akkvisisjons- og transmisjons-boks 27 som er koblet til en flerlederkabel 28 som tilveiebringer forbindelse med sentralstasjonen 7 på overflaten (fig. 1).
Referanse-signalfangere T (fig.5) er for eksempel direkte koblet med produksjonsstrengen (slik som signalfanger T1) eller mulig akustisk koblet med både strengen og veggene som omgir brønnen (slik som signalfanger T2).
Minst to signalfangere T i kontakt med strengen kan for eksempel benyttes, en plassert i en dybde på for eksempel noen meter, den andre på en større dybde. Disse referansesignalfangerne er forbundet med opptaksutstyret på overflaten som mottaker R (direkte eller ved hjelp av lokale elektroniske moduler (ikke vist)). Flere signalfangere av type T gjør det mulig å bestemme forplantnings-retningen til hendelser av type C.
For å avhjelpe tolkningen og prosesseringen av de seismiske data, kan andre typer signalfangere bli installert i brønnen, slik som hydrofoner og akselerometere.
Fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen gjør det først mulig ved hjelp av komparativ analyse av registreringer av signalene som kommer fra permanente signalfangere R1-Rn og fra en referanse-signalfanger(e) T i kontakt med strengen, å isolere hendelser av type E (kommer fra den overvåkte sonen) fra alle de ervervede opptakene, - de som er en direkte konsekvens, svært tett i tid, til aksjoner på det tekniske utbyggingsutstyret i sonen. Disse er især fluidinjeksjons- eller produksjons-stopper og fortsettelser gjennom produksjonsstrengen 3 som for eksempel har effekten å skape plutselige trykkvariasjoner i omgivelsene i en sone nær periferien av brønnen, som på denne måten induserer mekaniske omstillinger eller til og med mekanisk skade i formasjonen i startpunktet til de seismiske emisjonene, og - de som bare er indirekte og mer eller mindre forsinkede konsekvenser derav, som et resultat av uttømming av reservoaret og/eller av en massiv injeksjon. Dette er tilfellet ved et omgivelses-kompakteringsfenomen som kan observeres i de kritt-holdige reservoarene i Nordsjøen. Det er også tilfellet når en omstilling av de mekaniske spenningene inntreffer i stor skala i nivået til strukturen, eller til og med i et helt område (flere titalls km).
Den muliggjør også bedre identifikasjon av påvirkningen til produksjons-protokollen anvendt på funnstedet eller i området til funnstedet, på den geomekaniske oppførselen til funnstedet, som også kan sammenlignes med produk-tivitetsutviklingen.
Så ifølge deres lokalisering, mottar referanse-signalfangerne T foretrukket signalene som er emittert i nivået til ferdiggjøringsoperasjonene og gjør det mulig å identifisere hendelser av type C i reell tid på basis av enkle kriterier (for eksempel amplituden til signalene i et visst antall kanaler, overskridelse av en terskel-verdi, en viss ankomsttid, en frekvens, osv.). I fravær av signalene som er karakteristisk for en hendelse av type C, kan de som er av type E bli tolket som slike.
Tillegg av disse overvåknings-signalfangerne T muliggjør også en finere tolkning av hendelser av type E. Faktisk kan noen hendelser av type E bli forbundet med innføringen av en eller annen brønn ved installasjon av et tilstrekkelig antall av slike signalfangerer T og/eller ved å studere deres reaksjon på spesifikke virkninger i ferdiggjøringsnivået. En hendelse av type E lokalisert i et gitt område av reservoaret emitteres for eksempel bare når en spesiell brønn kommuniserer med reservoaret eller når en viss kombinasjon av brønner er i drift. En katalog over hendelser av type C relativt til hver brønn lages først, hver av dem lett identi-fiserbare og svarende til en presis aksjon eller kombinasjon av aksjoner i brønnen eller produksjonslinjen.
I tilfellet med lagring av gass i en akvifer formasjon under grunnen kan slik informasjon være en betydningsfull hjelp mot forståelse av fluidstrømningene, og kan derfor brukes til optimalisering av posisjonene til nye brønner. Intelligent ut-nyttelse av hendelser av type C i hele funnstedet utgjør derfor en rask og pålitelig vei til bedre å karakterisere utspringet til hendelser av type E.
Komparativ analyse av signaler av type C og E gjør det mulig å fastsette reaksjonstiden til visse geomekaniske fenomener ved kjennskap til tiden mellom innføringen av en brønn og forekomsten av visse hendelser av type E.
Denne prosessen muliggjør identifikasjon og klassifikasjon av hendelser i forbindelse med en eller annen aksjon av operatøren på funnstedet for å opti-malisere prosessering i reell tid av hendelser av type E (generert i omgivelsene som reaksjon på tekniske operasjoner).
Prosessering av disse hendelsene av type E omfatter først sortering av datafiler (signalregistreringer) i forskjellige distinkte klasser i henhold til de til-svarende hendelsene av type C eller E og anvende passende prosessering på filene i hver klasse. Spesiell oppmerksomhet må bli gitt til hendelsene som kan innvarsle en eksploteringsrisiko: skade på utgravingsstedet (brønn, hulrom, osv.) eller på omgivelsene; risiko for inntrenging av sand for eksempel, som gis høy prioritet.
Kjente prosesseringsoperasjoner kan også anvendes på hendelser av type C og E gjenkjent som ledsagende, for å gjøre hendelser av type E mer forståelige.
Innenfor området av konvensjonell seismisk akkvisisjon kan signalfangerne koblet til produksjonsstrengen 3 anvendes til identifisering av mulige bølger i røret eller ledede bølger, og slik medvirke til forbedring av prosesseringen av seismiske data.
Analyser av signalene kan utføres direkte av tolkeren eller overdras til en datamaskin (ikke vist) plassert for eksempel i sentralstasjonen 7 og programmert til å identifisere naturen til hendelsene i forbindelse med en tidligere etablert katalog.
Et forenklet (og ikke-begrensende) eksempel på mulig klassifikasjon i forskjellige familier, er illustrert av tabellen under:
I denne tabellen:
refereres C1 til signalet plukket opp som respons på en aksjon på det tekniske utbyggingsutstyret, idet brønnen er lukket i forhold til reservoaret; refereres C2 til signalet plukket opp som respons på en aksjon på den tekniske utbyggingsutstyret, idet brønnen er åpen i forhold til reservoaret; refereres E til signalet plukket opp som respons på hendelser karakteristisk for et geomekanisk fenomen i sonen som blir studert; refereres F1 til F4 til filfamilier;
+, til filer som skal analyseres eller prosesseres for overvåkning av sonen, -, til filer fri for enhver praktisk interesse for overvåkningen av denne sonen;
aksjon 1, til en enkel telling av hendelser og fortrinnsvis sletting av filene uten noen praktisk interesse;
aksjon 2-4, til etableringen av en selektiv kausal forbindelse mellom en E-type hendelse og et fenomen som stammer fra utbyggingen av sonen, enten ved direkte analyse av tolkeren, eller automatisk av en datamaskin programmert til å analysere og sortere hendelsene fra en forhåndsetablert katalog.
En utførelse der mottakerne bæres av produksjonsstrengen 3 har blitt beskrevet. Det er også mulig, uten å fjerne seg fra rammen av oppfinnelsen, å bruke et sett av mottakere (R1 -Rn) inkludert i en eller flere sonder av velkjent type som er nedsenket i en eller flere brønner i enden av en elektrobærende kabel, i kombinasjon med en eller flere referanse-signalfangere koblet med foringsrør 2, men tilstrekkelig langt vekk fra mottakerne R1-Rn, i nærheten av brønnhodet for eksempel. Kobling av en slik signalfanger med foringsrøret kan gjøres ved å feste den i forseglende sement bak foringsrøret, som beskrevet i det tidligere nevnte patentet 2,593,292.
Claims (15)
1. En fremgangsmåte for å lette identifikasjon av seismiske eller mikroseismiske hendelser vedrørende utbyggingen av en undergrunnsformasjon, omfattende installasjon i en eller flere brønner av mottakere (R1-Rn) for mottaking av elastiske bølger som kommer fra undergrunnsformasjonen, koblet direkte til denne, innsamling av signaler som kommer fra forskjellige mottakere (R1-Rn) som svar på de mottatte bølger og registrering av disse, og komparativ analyse av de registrerte signaler for å velge registreringer,
karakterisert ved at den omfatter: - installasjon av minst en referanse-signalfanger (T) med direkte akustisk kobling med elementene i teknisk utbyggingsutstyr for formasjonen for deteksjon av elastiske bølger som kommer fra formasjonen eller er direkte forbundet med utbyggingen, - akkvisisjon av signalene som kommer fra hver referanse-signalfanger (T) som respons på de mottatte bølgene, og - komparativ analyse av signalene som kommer fra mottakerne (R1-Rn) og fra hver referanse-signalfanger (T), for å klassifisere registreringer i forskjellige familier i henhold til om hendelsene (E) i undergrunnsformasjonen er uavhengige av hendelsene (C1, C2) detektert av hver referanse-signalfanger (T) eller avhenger direkte eller indirekte av disse.
2. En fremgangsmåte som krevet i krav 1,
karakterisert ved at den omfatter opptegning av en katalog over typiske hendelser som har en kausal forbindelse med utbyggingsoperasjoner i undergrunnsformasjonen, ved korrelasjon mellom registreringene av signalene produsert henholdsvis av mottakerne (R1-Rn) og av hver referanse-signalfanger (T).
3. En fremgangsmåte som krevet i krav 1,
karakterisert ved at den videre omfatter kombinasjon av registreringene av signalene produsert av mottakerne (R1-Rn) og hver referanse-signalfanger (T), som muliggjør identifikasjon av registrerte hendelser.
4. En fremgangsmåte som krevet i ett av de foregående krav, karakterisert ved at den omfatter utvelging av registreringer av hendelser forbundet med hydrauliske sprekker og bestemmelse av lokaliseringen av disse sprekkene ved komparativ analyse av signalkomponentene som kommer fra minst to flerkomponent mottakere (R).
5. En fremgangsmåte som krevet i ett av de foregående krav, karakterisert ved at den omfatter installering av permanente mottakere (R1-Rn) plassert i minst én brønn bak et foringsrør (2), for å etterlate brønnen klar for utbygging av undergrunnssonen.
6. En fremgangsmåte som krevet i ett av de foregående krav, karakterisert ved at den omfatter installering av permanente mottakere (R1-Rn) plassert i minst én brønn i ringrommet mellom et foringsrør (2) og en produksjonsstreng (3), og akustisk avkoblet fra produksjonsstrengen (3), for å etterlate brønnen klar for utbygging av undergrunnsformasjonen.
7. En fremgangsmåte som krevet i ett av kravene 5 eller 6, karakterisert ved at de permanente mottakere (R1 -Rn) er installert i den samme brønnen.
8. En fremgangsmåte som krevet i ett av kravene 5 eller 6, karakterisert ved at permanente mottakere (R1 -Rn) er installert i forskjellige brønner.
9. En fremgangsmåte som krevet i ett av de foregående krav, karakterisert ved at den omfatter bruk av minst én referanse-signalfanger (T) akustisk koblet med en produksjonsstreng (3) tilsiktet for utbyggingen av formasjonen.
10. En fremgangsmåte som krevet i ett av kravene 1 til 8, karakterisert ved at den omfatter bruk av minst én referanse-signalfanger (T) akustisk koblet med både en produksjonsstreng (3) tilsiktet for utbyggingen av formasjonen og med formasjonen .
11. En fremgangsmåte som krevet i ett av de foregående krav, karakterisert ved at den omfatter bruk av flere referanse-signalfangere (T) plassert på forskjellige dyp i minst én brønn, som gjør det mulig å bestemme retningen til forplantningen av hendelser plukket opp av referanse-signalfangerne.
12. Et system for å lette identifikasjon av seismiske eller mikroseismiske hendelser i en undergrunnsformasjon under utbygging, omfattende mottakere (R1-Rn) for elastiske bølger direkte koblet til formasjonen som omgir brønnene, midler for innsamling av signaler som kommer fra de forskjellige mottakerne (R1 - Rn) som svar på de mottatte bølgene som kommer fra formasjonen og registreringen av disse, transmisjonsmidler (6) og en sammenstilling for akkvisisjon og for prosessering (7) av de mottatte bølgene tilpasset til å utføre en komparativ analyse av de registrerte signaler for å velge registreringer,
karakterisert ved at det omfatter minst en referanse-signalfanger (T) med direkte akustisk kobling med elementer i teknisk utbyggingsutstyr for formasjonen for deteksjon av de elastiske bølgene som kommer fra formasjonen eller direkte forbundet med utbyggingen, midler (27) tilsiktet akkvisisjon og registrering av signalene som kommer fra hver referanse-signalfanger (T) som reaksjon på de mottatte bølgene, idet sammenstillingen for akkvisisjons- og prosessering (7) av de mottatte bølger omfatter midler for beregning programmert til å utføre komparativ analyse av signalene som kommer fra mottakerne (R1-Rn) og fra hver referanse-signalfanger (T), og for sortering av registreringene i forskjellige familier i henhold til om hendelsene (E) i undergrunnsformasjonen er uavhengige av hendelsene (C1, C2) detektert av hver referanse-signalfanger (T) eller avhenger direkte eller indirekte av disse.
13. Et system som krevet i krav 12,
karakterisert ved at det omfatter minst én referanse-signalfanger (T) mekanisk koblet med en brønnproduksjonsstreng (3).
14. Et system som krevet i krav 12 eller 13,
karakterisert ved at det omfatter minst én referanse-signalfanger (T) mekanisk koblet med et brønnforingsrør i et punkt fjernt fra mottakerne for elastiske bølger.
15. Et system som krevet i ett av kravene 12 til 14,
karakterisert ved at det omfatter en f lerhet av mottakere (R1 -Rn) for elastiske bølger permanent installert i minst én brønn.
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
FR9715597A FR2772137B1 (fr) | 1997-12-08 | 1997-12-08 | Methode de surveillance sismique d'une zone souterraine en cours d'exploitation permettant une meilleure identification d'evenements significatifs |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO985718D0 NO985718D0 (no) | 1998-12-07 |
NO985718L NO985718L (no) | 1999-06-09 |
NO327422B1 true NO327422B1 (no) | 2009-06-29 |
Family
ID=9514391
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO19985718A NO327422B1 (no) | 1997-12-08 | 1998-12-07 | Fremgangsmate for seismisk overvakning av en undergrunnssone under utbygging som tillater bedre identifikasjon av signifikante hendelser |
Country Status (7)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US6049508A (no) |
EP (1) | EP0921416B1 (no) |
BR (1) | BR9805239B1 (no) |
CA (1) | CA2253764C (no) |
DE (1) | DE69807826T2 (no) |
FR (1) | FR2772137B1 (no) |
NO (1) | NO327422B1 (no) |
Families Citing this family (86)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US6249481B1 (en) | 1991-10-15 | 2001-06-19 | Kabushiki Kaisha Toshiba | Semiconductor memory device |
FR2797056B1 (fr) * | 1999-07-28 | 2001-09-07 | Inst Francais Du Petrole | Methode d'analyse de signaux acquis pour pointer automatiquement sur eux au moins un instant significatif |
AU2075401A (en) | 1999-12-10 | 2001-06-18 | Board Of Trustees Of Michigan State University | Seismic sensor array |
US6732795B2 (en) | 2000-04-24 | 2004-05-11 | Shell Oil Company | In situ thermal processing of a hydrocarbon containing formation to pyrolyze a selected percentage of hydrocarbon material |
WO2001081724A1 (en) * | 2000-04-26 | 2001-11-01 | Pinnacle Technologies, Inc. | Treatment well tiltmeter system |
US6885918B2 (en) * | 2000-06-15 | 2005-04-26 | Geo-X Systems, Ltd. | Seismic monitoring and control method |
FR2830623B1 (fr) * | 2001-10-05 | 2004-06-18 | Inst Francais Du Petrole | Methode pour la detection et le classement automatique suivant differents criteres de selection, d'evenements sismiques dans une formation souterraine |
GB2382650B (en) * | 2001-10-17 | 2004-05-19 | Read Asa | Block and module for seismic sources and sensors |
CN1575375A (zh) * | 2001-10-24 | 2005-02-02 | 国际壳牌研究有限公司 | 煤的原地升级 |
US6935424B2 (en) | 2002-09-30 | 2005-08-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Mitigating risk by using fracture mapping to alter formation fracturing process |
US6888972B2 (en) * | 2002-10-06 | 2005-05-03 | Weatherford/Lamb, Inc. | Multiple component sensor mechanism |
US7036601B2 (en) | 2002-10-06 | 2006-05-02 | Weatherford/Lamb, Inc. | Apparatus and method for transporting, deploying, and retrieving arrays having nodes interconnected by sections of cable |
CA2444379C (en) | 2002-10-06 | 2007-08-07 | Weatherford/Lamb, Inc. | Multiple component sensor mechanism |
FR2845484B1 (fr) * | 2002-10-08 | 2005-03-11 | Inst Francais Du Petrole | Methode de separation de signaux de microsismicite de signaux sismiques emis par une ou plusieurs sources |
CA2502843C (en) | 2002-10-24 | 2011-08-30 | Shell Canada Limited | Staged and/or patterned heating during in situ thermal processing of a hydrocarbon containing formation |
GB2394774A (en) * | 2002-10-28 | 2004-05-05 | Abb Offshore Systems Ltd | Microseismic monitoring of hydrocarbon production well including means to reduce fluid flow noise from production tubing |
FR2851662B1 (fr) * | 2003-02-24 | 2006-08-25 | Socomate Internat | Procede et dispositif de detection de discontinuites dans un milieu |
NZ567052A (en) | 2003-04-24 | 2009-11-27 | Shell Int Research | Thermal process for subsurface formations |
US6986389B2 (en) * | 2003-05-02 | 2006-01-17 | Weatherford/Lamb, Inc. | Adjustable deployment apparatus for an actively clamped tubing-conveyed in-well seismic station |
US6985816B2 (en) * | 2003-09-15 | 2006-01-10 | Pinnacle Technologies, Inc. | Methods and systems for determining the orientation of natural fractures |
US20060081412A1 (en) * | 2004-03-16 | 2006-04-20 | Pinnacle Technologies, Inc. | System and method for combined microseismic and tiltmeter analysis |
US7660194B2 (en) * | 2004-04-21 | 2010-02-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Microseismic fracture mapping using seismic source timing measurements for velocity calibration |
CA2605734A1 (en) | 2005-04-22 | 2006-11-02 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Systems and processes for use in treating subsurface formations |
NZ542700A (en) | 2005-09-27 | 2008-05-30 | Flexidrill Ltd | Drill string suspension with vibrational head floatably connected to a support |
EP1946129B1 (en) * | 2005-11-03 | 2018-06-27 | Saudi Arabian Oil Company | Continuous reservoir monitoring for fluid pathways using 3d microseismic data |
US7486589B2 (en) | 2006-02-09 | 2009-02-03 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and apparatus for predicting the hydrocarbon production of a well location |
US7663970B2 (en) * | 2006-09-15 | 2010-02-16 | Microseismic, Inc. | Method for passive seismic emission tomography |
US9835743B2 (en) * | 2006-11-28 | 2017-12-05 | Magnitude Spas | System and method for seismic pattern recognition |
EP2201433A4 (en) | 2007-10-19 | 2013-12-04 | Shell Int Research | VOLTAGE CHANGE SWITCH WITH VARIABLE VOLTAGE |
US20090185448A1 (en) * | 2008-01-19 | 2009-07-23 | Duncan Peter M | Method for imaging the earth's subsurface using passive seismic sensing |
US9982535B2 (en) | 2008-02-29 | 2018-05-29 | Saudi Arabian Oil Company | Monitoring of reservoir fluid moving along flow pathways in a producing oil field using passive seismic emissions |
US7986587B2 (en) * | 2008-03-20 | 2011-07-26 | Microseismic, Inc. | Method for imaging the earth's subsurface using passive seismic sensing |
US8162405B2 (en) | 2008-04-18 | 2012-04-24 | Shell Oil Company | Using tunnels for treating subsurface hydrocarbon containing formations |
US20090279387A1 (en) * | 2008-05-06 | 2009-11-12 | Pgs Geophysical As | Marine passive seismic method for direct hydrocarbon detection |
CN102187055B (zh) | 2008-10-13 | 2014-09-10 | 国际壳牌研究有限公司 | 用于加热地下地层的循环传热流体系统 |
US8639443B2 (en) * | 2009-04-09 | 2014-01-28 | Schlumberger Technology Corporation | Microseismic event monitoring technical field |
CA2758192A1 (en) | 2009-04-10 | 2010-10-14 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Treatment methodologies for subsurface hydrocarbon containing formations |
US8902710B2 (en) * | 2009-11-10 | 2014-12-02 | Microseismic, Inc. | Method for determining discrete fracture networks from passive seismic signals and its application to subsurface reservoir simulation |
US8631866B2 (en) | 2010-04-09 | 2014-01-21 | Shell Oil Company | Leak detection in circulated fluid systems for heating subsurface formations |
US9033042B2 (en) | 2010-04-09 | 2015-05-19 | Shell Oil Company | Forming bitumen barriers in subsurface hydrocarbon formations |
US8701769B2 (en) | 2010-04-09 | 2014-04-22 | Shell Oil Company | Methods for treating hydrocarbon formations based on geology |
US8833453B2 (en) | 2010-04-09 | 2014-09-16 | Shell Oil Company | Electrodes for electrical current flow heating of subsurface formations with tapered copper thickness |
US9016370B2 (en) | 2011-04-08 | 2015-04-28 | Shell Oil Company | Partial solution mining of hydrocarbon containing layers prior to in situ heat treatment |
US9945970B1 (en) * | 2011-08-29 | 2018-04-17 | Seismic Innovations | Method and apparatus for modeling microseismic event location estimate accuracy |
US11774616B2 (en) | 2011-08-29 | 2023-10-03 | Seismic Innovations | Method and system for microseismic event location error analysis and display |
WO2013110980A1 (en) | 2012-01-23 | 2013-08-01 | Genie Ip B.V. | Heater pattern for in situ thermal processing of a subsurface hydrocarbon containing formation |
CA2862463A1 (en) | 2012-01-23 | 2013-08-01 | Genie Ip B.V. | Heater pattern for in situ thermal processing of a subsurface hydrocarbon containing formation |
WO2014100276A1 (en) | 2012-12-19 | 2014-06-26 | Exxonmobil Upstream Research Company | Electro-acoustic transmission of data along a wellbore |
US10100635B2 (en) | 2012-12-19 | 2018-10-16 | Exxonmobil Upstream Research Company | Wired and wireless downhole telemetry using a logging tool |
US20150292319A1 (en) | 2012-12-19 | 2015-10-15 | Exxon-Mobil Upstream Research Company | Telemetry for Wireless Electro-Acoustical Transmission of Data Along a Wellbore |
US10480308B2 (en) | 2012-12-19 | 2019-11-19 | Exxonmobil Upstream Research Company | Apparatus and method for monitoring fluid flow in a wellbore using acoustic signals |
US9816373B2 (en) | 2012-12-19 | 2017-11-14 | Exxonmobil Upstream Research Company | Apparatus and method for relieving annular pressure in a wellbore using a wireless sensor network |
WO2014100274A1 (en) * | 2012-12-19 | 2014-06-26 | Exxonmobil Upstream Research Company | Apparatus and method for detecting fracture geometry using acoustic telemetry |
WO2015080754A1 (en) | 2013-11-26 | 2015-06-04 | Exxonmobil Upstream Research Company | Remotely actuated screenout relief valves and systems and methods including the same |
US20150371429A1 (en) * | 2014-02-10 | 2015-12-24 | Sigma Cubed Inc. | Method and Apparatus For Interactive 3D Visual Display of Microseismic Events |
EP3191683A1 (en) | 2014-09-12 | 2017-07-19 | Exxonmobil Upstream Research Company | Discrete wellbore devices, hydrocarbon wells including a downhole communication network and the discrete wellbore devices and systems and methods including the same |
US9863222B2 (en) | 2015-01-19 | 2018-01-09 | Exxonmobil Upstream Research Company | System and method for monitoring fluid flow in a wellbore using acoustic telemetry |
US10408047B2 (en) | 2015-01-26 | 2019-09-10 | Exxonmobil Upstream Research Company | Real-time well surveillance using a wireless network and an in-wellbore tool |
CN105549071B (zh) * | 2015-12-09 | 2018-03-30 | 中煤科工集团西安研究院有限公司 | 易推送可盘卷的水平孔中地震检波器串 |
US10344583B2 (en) | 2016-08-30 | 2019-07-09 | Exxonmobil Upstream Research Company | Acoustic housing for tubulars |
US10590759B2 (en) | 2016-08-30 | 2020-03-17 | Exxonmobil Upstream Research Company | Zonal isolation devices including sensing and wireless telemetry and methods of utilizing the same |
US10364669B2 (en) | 2016-08-30 | 2019-07-30 | Exxonmobil Upstream Research Company | Methods of acoustically communicating and wells that utilize the methods |
US11828172B2 (en) | 2016-08-30 | 2023-11-28 | ExxonMobil Technology and Engineering Company | Communication networks, relay nodes for communication networks, and methods of transmitting data among a plurality of relay nodes |
US10697287B2 (en) | 2016-08-30 | 2020-06-30 | Exxonmobil Upstream Research Company | Plunger lift monitoring via a downhole wireless network field |
US10526888B2 (en) | 2016-08-30 | 2020-01-07 | Exxonmobil Upstream Research Company | Downhole multiphase flow sensing methods |
US10415376B2 (en) | 2016-08-30 | 2019-09-17 | Exxonmobil Upstream Research Company | Dual transducer communications node for downhole acoustic wireless networks and method employing same |
AU2018347465B2 (en) | 2017-10-13 | 2021-10-07 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and system for performing communications using aliasing |
CA3078824C (en) | 2017-10-13 | 2022-08-16 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and system for performing hydrocarbon operations with mixed communication networks |
US10697288B2 (en) | 2017-10-13 | 2020-06-30 | Exxonmobil Upstream Research Company | Dual transducer communications node including piezo pre-tensioning for acoustic wireless networks and method employing same |
US10837276B2 (en) | 2017-10-13 | 2020-11-17 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and system for performing wireless ultrasonic communications along a drilling string |
CA3078686C (en) | 2017-10-13 | 2022-12-06 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and system for performing operations using communications |
WO2019074658A1 (en) | 2017-10-13 | 2019-04-18 | Exxonmobil Upstream Research Company | METHOD AND SYSTEM FOR REALIZING OPERATIONS WITH COMMUNICATIONS |
US10690794B2 (en) | 2017-11-17 | 2020-06-23 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and system for performing operations using communications for a hydrocarbon system |
CA3081792C (en) | 2017-11-17 | 2022-06-21 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and system for performing wireless ultrasonic communications along tubular members |
US12000273B2 (en) | 2017-11-17 | 2024-06-04 | ExxonMobil Technology and Engineering Company | Method and system for performing hydrocarbon operations using communications associated with completions |
US10844708B2 (en) | 2017-12-20 | 2020-11-24 | Exxonmobil Upstream Research Company | Energy efficient method of retrieving wireless networked sensor data |
CA3086529C (en) | 2017-12-29 | 2022-11-29 | Exxonmobil Upstream Research Company | Methods and systems for monitoring and optimizing reservoir stimulation operations |
US11156081B2 (en) | 2017-12-29 | 2021-10-26 | Exxonmobil Upstream Research Company | Methods and systems for operating and maintaining a downhole wireless network |
AU2019217444C1 (en) | 2018-02-08 | 2022-01-27 | Exxonmobil Upstream Research Company | Methods of network peer identification and self-organization using unique tonal signatures and wells that use the methods |
US11268378B2 (en) | 2018-02-09 | 2022-03-08 | Exxonmobil Upstream Research Company | Downhole wireless communication node and sensor/tools interface |
US10921471B2 (en) * | 2018-03-29 | 2021-02-16 | Exxonmobil Upstream Research Company | Enhanced surveillance of subsurface operation integrity using microseismic data |
US11320552B2 (en) * | 2018-03-29 | 2022-05-03 | Exxonmobil Upstream Research Company | Enhanced surveillance of subsurface operation integrity using neural network analysis of microseismic data |
CN109253833B (zh) * | 2018-10-10 | 2019-11-01 | 中国科学院武汉岩土力学研究所 | 一种开采扰动下三维扰动应力动态演化测量装置及方法 |
US11952886B2 (en) | 2018-12-19 | 2024-04-09 | ExxonMobil Technology and Engineering Company | Method and system for monitoring sand production through acoustic wireless sensor network |
US11293280B2 (en) | 2018-12-19 | 2022-04-05 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and system for monitoring post-stimulation operations through acoustic wireless sensor network |
CN112594008B (zh) * | 2020-12-17 | 2022-03-01 | 中国矿业大学 | 一种基于动静载扰动叠加的冲击地压预警方法 |
Family Cites Families (8)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4432078A (en) * | 1979-01-17 | 1984-02-14 | Daniel Silverman | Method and apparatus for fracturing a deep borehole and determining the fracture azimuth |
JPS59132383A (ja) * | 1983-01-19 | 1984-07-30 | Fujitsu Ltd | 火山地震テレメ−タ記録計制御方式 |
US5010527A (en) * | 1988-11-29 | 1991-04-23 | Gas Research Institute | Method for determining the depth of a hydraulic fracture zone in the earth |
FR2696241B1 (fr) * | 1992-09-28 | 1994-12-30 | Geophysique Cie Gle | Méthode d'acquisition et de traitement de données sismiques enregistrées sur des récepteurs disposés verticalement dans le sous-sol en vue de suivre le déplacement des fluides dans un réservoir. |
US5373486A (en) * | 1993-02-03 | 1994-12-13 | The United States Department Of Energy | Seismic event classification system |
FR2703470B1 (fr) * | 1993-03-29 | 1995-05-12 | Inst Francais Du Petrole | Dispositif d'émission-réception permanent pour la surveillance d'une formation souterraine et méthode de mise en Óoeuvre. |
US5771170A (en) * | 1994-02-14 | 1998-06-23 | Atlantic Richfield Company | System and program for locating seismic events during earth fracture propagation |
US5747750A (en) * | 1994-08-31 | 1998-05-05 | Exxon Production Research Company | Single well system for mapping sources of acoustic energy |
-
1997
- 1997-12-08 FR FR9715597A patent/FR2772137B1/fr not_active Expired - Fee Related
-
1998
- 1998-11-27 DE DE69807826T patent/DE69807826T2/de not_active Expired - Lifetime
- 1998-11-27 EP EP98402975A patent/EP0921416B1/fr not_active Expired - Lifetime
- 1998-12-07 NO NO19985718A patent/NO327422B1/no not_active IP Right Cessation
- 1998-12-07 CA CA002253764A patent/CA2253764C/fr not_active Expired - Fee Related
- 1998-12-07 US US09/206,298 patent/US6049508A/en not_active Expired - Lifetime
- 1998-12-08 BR BRPI9805239-0A patent/BR9805239B1/pt not_active IP Right Cessation
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
BR9805239B1 (pt) | 2010-09-21 |
EP0921416A1 (fr) | 1999-06-09 |
DE69807826T2 (de) | 2003-01-16 |
NO985718D0 (no) | 1998-12-07 |
CA2253764C (fr) | 2008-04-08 |
NO985718L (no) | 1999-06-09 |
FR2772137A1 (fr) | 1999-06-11 |
US6049508A (en) | 2000-04-11 |
CA2253764A1 (fr) | 1999-06-08 |
FR2772137B1 (fr) | 1999-12-31 |
EP0921416B1 (fr) | 2002-09-11 |
BR9805239A (pt) | 1999-11-03 |
DE69807826D1 (de) | 2002-10-17 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO327422B1 (no) | Fremgangsmate for seismisk overvakning av en undergrunnssone under utbygging som tillater bedre identifikasjon av signifikante hendelser | |
US5963508A (en) | System and method for determining earth fracture propagation | |
NO317642B1 (no) | Fremgangsmate og anordning for reservoarovervaking ved hjelp av en utstrekkbar probe | |
Freifeld et al. | Recent advances in well-based monitoring of CO2 sequestration | |
NO20130807A1 (no) | Fiberoptisk og elektrisk seismikksensorkabel for tilegnelse og overføring av informasjon om seismiske hendelser registrert av flere multikomponentgeofoner i et undergrunnsreservoar | |
NO334113B1 (no) | Fremgangsmåte for deteksjon og automatisk klassifisering i henhold til forskjellige valgte kriterier, av seismiske hendelser i en undergrunnsformasjon | |
Pankow et al. | Seismic monitoring at the Utah frontier observatory for research in geothermal energy | |
Freifeld et al. | The Modular Borehole Monitoring Program: a research program to optimize well-based monitoring for geologic carbon sequestration | |
Sutton | Hydrogeological testing in the Sellafield area | |
Owens et al. | Using disposable fiber to monitor simul-frac stimulation fracture growth | |
Khalid et al. | Employing innovative distributed temperature sensing technique for conclusive downhole leak detection via coiled tubing: a case study from Pakistan | |
Huddlestone-Holmes et al. | Long-term monitoring of decommissioned onshore gas wells | |
Aamri et al. | Real-Time Data Harvesting: A Confirmation of Fracture Geometry Development and Production Using Fiber Optic in Deep Tight Gas Wells | |
Laubach et al. | Stress directions in cretaceous Frontier formation, Green River basin, Wyoming | |
Dahi Taleghani et al. | Diagnostic Methods: Integrity Tests | |
Boone et al. | Microseismic monitoring for fracturing in the Colorado Shales above a thermal oil recovery operation | |
Bonnelye et al. | CHENILLE: Coupled beHavior undErstaNdIng of fauLts: from the Laboratory to the fiEld | |
Yovaraj et al. | Deployment of Highly Sensitive Passive Acoustic Sensors for Well Integrity Diagnostics in Conventional and Unconventional Wells Before P&A: A Case Study from Australia | |
Warpinski et al. | Review of hydraulic fracture mapping using advanced accelerometer-based receiver systems | |
Luo et al. | Passive seismic monitoring of mine-scale geothermal activity: a trial at Lihir open pit mine | |
CA2105885A1 (en) | Directional acoustic well logging method for detecting mechanical anisotropy | |
Murdoch et al. | Fiber Monitoring of TRSSV to Monitor Health and Forecast Failures | |
Taylor et al. | Permanent borehole seismic in ultra deep offshore appraisal wells | |
Mondanos et al. | A distributed fibre-optic sensing monitoring platform for CCUS | |
McNamara | BIBLIOGRAPHIC REFERENCE |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |