PL228478B1 - Sposób wgłębnego monitoringu hydraulicznego szczelinowania, układ do wgłębnego monitoringu oraz zastosowanie układu - Google Patents
Sposób wgłębnego monitoringu hydraulicznego szczelinowania, układ do wgłębnego monitoringu oraz zastosowanie układuInfo
- Publication number
- PL228478B1 PL228478B1 PL398045A PL39804510A PL228478B1 PL 228478 B1 PL228478 B1 PL 228478B1 PL 398045 A PL398045 A PL 398045A PL 39804510 A PL39804510 A PL 39804510A PL 228478 B1 PL228478 B1 PL 228478B1
- Authority
- PL
- Poland
- Prior art keywords
- fracturing
- indication
- optical fiber
- acoustic
- intensity
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 212
- 230000008569 process Effects 0.000 title claims description 83
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 title claims description 48
- 239000013307 optical fiber Substances 0.000 claims description 120
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 60
- 230000001052 transient effect Effects 0.000 claims description 54
- 230000003595 spectral effect Effects 0.000 claims description 48
- 239000000835 fiber Substances 0.000 claims description 47
- 230000004044 response Effects 0.000 claims description 30
- 239000004568 cement Substances 0.000 claims description 26
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 19
- 238000001514 detection method Methods 0.000 claims description 18
- 238000005070 sampling Methods 0.000 claims description 14
- 230000007704 transition Effects 0.000 claims description 14
- 230000005855 radiation Effects 0.000 claims description 13
- 230000005236 sound signal Effects 0.000 claims description 11
- 230000005534 acoustic noise Effects 0.000 claims description 10
- 230000008859 change Effects 0.000 claims description 10
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims description 10
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 claims description 8
- 238000011161 development Methods 0.000 claims description 7
- 238000010304 firing Methods 0.000 claims description 5
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 claims description 4
- 238000009826 distribution Methods 0.000 claims description 4
- 238000012935 Averaging Methods 0.000 claims description 3
- 230000005284 excitation Effects 0.000 claims description 3
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 claims description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 51
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 37
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 37
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 22
- 239000011343 solid material Substances 0.000 description 15
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 10
- 239000011800 void material Substances 0.000 description 9
- 239000000463 material Substances 0.000 description 8
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 5
- 238000013507 mapping Methods 0.000 description 5
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 5
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 238000004422 calculation algorithm Methods 0.000 description 4
- 238000002386 leaching Methods 0.000 description 4
- 230000002238 attenuated effect Effects 0.000 description 3
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 3
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 3
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 3
- 230000004941 influx Effects 0.000 description 3
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 3
- 230000000007 visual effect Effects 0.000 description 3
- 239000011324 bead Substances 0.000 description 2
- 238000004590 computer program Methods 0.000 description 2
- 230000002349 favourable effect Effects 0.000 description 2
- 238000005304 joining Methods 0.000 description 2
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 2
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 2
- 230000037361 pathway Effects 0.000 description 2
- 230000002250 progressing effect Effects 0.000 description 2
- 230000035945 sensitivity Effects 0.000 description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- 206010011376 Crepitations Diseases 0.000 description 1
- 208000037656 Respiratory Sounds Diseases 0.000 description 1
- 230000002159 abnormal effect Effects 0.000 description 1
- 230000003466 anti-cipated effect Effects 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 238000003491 array Methods 0.000 description 1
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 1
- 238000012512 characterization method Methods 0.000 description 1
- 239000003086 colorant Substances 0.000 description 1
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 1
- 238000007405 data analysis Methods 0.000 description 1
- 230000002950 deficient Effects 0.000 description 1
- 230000001934 delay Effects 0.000 description 1
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 1
- 239000000284 extract Substances 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 239000000945 filler Substances 0.000 description 1
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 1
- 239000011796 hollow space material Substances 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 239000003380 propellant Substances 0.000 description 1
- 238000011002 quantification Methods 0.000 description 1
- 238000010223 real-time analysis Methods 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 230000007480 spreading Effects 0.000 description 1
- 238000003892 spreading Methods 0.000 description 1
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 1
- 230000008685 targeting Effects 0.000 description 1
- 238000013519 translation Methods 0.000 description 1
- 238000001429 visible spectrum Methods 0.000 description 1
- 238000012800 visualization Methods 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/11—Perforators; Permeators
- E21B43/116—Gun or shaped-charge perforators
- E21B43/1185—Ignition systems
- E21B43/11857—Ignition systems firing indication systems
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
- E21B43/267—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures reinforcing fractures by propping
-
- 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
- E21B47/12—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling
- E21B47/14—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling using acoustic waves
- E21B47/16—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling using acoustic waves through the drill string or casing, e.g. by torsional acoustic waves
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
-
- 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
- E21B47/09—Locating or determining the position of objects in boreholes or wells, e.g. the position of an extending arm; Identifying the free or blocked portions of pipes
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/10—Locating fluid leaks, intrusions or movements
- E21B47/107—Locating fluid leaks, intrusions or movements using acoustic means
-
- 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
- E21B47/12—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling
- E21B47/13—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling by electromagnetic energy, e.g. radio frequency
- E21B47/135—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling by electromagnetic energy, e.g. radio frequency using light waves, e.g. infrared or ultraviolet waves
-
- 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
- E21B47/12—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling
- E21B47/14—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling using acoustic waves
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N29/00—Investigating or analysing materials by the use of ultrasonic, sonic or infrasonic waves; Visualisation of the interior of objects by transmitting ultrasonic or sonic waves through the object
- G01N29/02—Analysing fluids
- G01N29/036—Analysing fluids by measuring frequency or resonance of acoustic waves
-
- 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
- G01V1/44—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting specially adapted for well-logging using generators and receivers in the same well
- G01V1/48—Processing data
- G01V1/50—Analysing data
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V8/00—Prospecting or detecting by optical means
- G01V8/02—Prospecting
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V8/00—Prospecting or detecting by optical means
- G01V8/10—Detecting, e.g. by using light barriers
- G01V8/12—Detecting, e.g. by using light barriers using one transmitter and one receiver
- G01V8/16—Detecting, e.g. by using light barriers using one transmitter and one receiver using optical fibres
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01H—MEASUREMENT OF MECHANICAL VIBRATIONS OR ULTRASONIC, SONIC OR INFRASONIC WAVES
- G01H9/00—Measuring mechanical vibrations or ultrasonic, sonic or infrasonic waves by using radiation-sensitive means, e.g. optical means
- G01H9/004—Measuring mechanical vibrations or ultrasonic, sonic or infrasonic waves by using radiation-sensitive means, e.g. optical means using fibre optic sensors
-
- 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
- G01V2210/14—Signal detection
- G01V2210/142—Receiver location
- G01V2210/1429—Subsurface, e.g. in borehole or below weathering layer or mud line
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V2210/00—Details of seismic processing or analysis
- G01V2210/60—Analysis
- G01V2210/64—Geostructures, e.g. in 3D data cubes
- G01V2210/646—Fractures
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Acoustics & Sound (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Electromagnetism (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- General Health & Medical Sciences (AREA)
- Immunology (AREA)
- Pathology (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Biochemistry (AREA)
- Investigating Or Analyzing Materials By The Use Of Ultrasonic Waves (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Measurement Of Mechanical Vibrations Or Ultrasonic Waves (AREA)
- Length Measuring Devices By Optical Means (AREA)
- Selective Calling Equipment (AREA)
- Crystals, And After-Treatments Of Crystals (AREA)
- Investigating Or Analysing Materials By Optical Means (AREA)
- Examining Or Testing Airtightness (AREA)
- Testing Or Calibration Of Command Recording Devices (AREA)
Description
(12)OPIS PATENTOWY (i9)PL (n)228478 (13) B1 (21) Numer zgłoszenia: 398045 (51) Int.CI.
(22) Data zgłoszenia: 27.05.2010 E21B 43/26 (2006.01)
E21B 47/12 (2012.01) (86) Data i numer zgłoszenia międzynarodowego:
27.05.2010, PCT/GB10/001051 (87) Data i numer publikacji zgłoszenia międzynarodowego:
02.12.2010, WO10/136764
Sposób wgłębnego monitoringu hydraulicznego szczelinowania, układ do wgłębnego monitoringu oraz zastosowanie układu
| (73) Uprawniony z patentu: | |
| (30) Pierwszeństwo: | OptaSense Holdings Limited., |
| 27.05.2009, GB, 0909038.2 | Farnborough, GB |
| 13.11.2009, GB, 0919915.9 | (72) Twórca(y) wynalazku: |
| (43) Zgłoszenie ogłoszono: | DAVID JOHN HILL, Dorchester, GB |
| 04.06.2012 BUP 12/12 | MAGNUS MCEWEN-KING, Farnborough, GB PATRICK TIN-DELL, Winfrith Newburgh, GB |
| (45) O udzieleniu patentu ogłoszono: | |
| 30.04.2018 WUP 04/18 | (74) Pełnomocnik: |
| rzecz, pat. Jarosław Kulikowski |
oo r* 'St oo
CM
CM
Q_
PL 228 478 B1
Opis wynalazku
Przedmiotem wynalazku jest sposób wgłębnego monitoringu hydraulicznego szczelinowania, układ do wgłębnego monitoringu oraz zastosowanie układu.
Wynalazek dotyczy monitoringu szczelinowania podczas tworzenia odwiertów, takich jak odwierty gazowe czy naftowe. Monitoring etapów wykorzystywanych przy tworzeniu takich odwiertów oraz monitoring samych używanych odwiertów jest często określany jako wgłębny monitoring. W szczególności, wynalazek dotyczy wgłębnego monitoringu z wykorzystaniem rozłożonego przestrzennie akustycznego wykrywania (DAS z ang. distributed acoustic sensing).
Czujniki światłowodowe stają się coraz bardziej powszechną technologią dla różnych zastosowań, na przykład zastosowań geograficznych. Czujniki światłowodowe mogą mieć różne postacie, przy czym powszechnie przyjętą postacią jest zwój światłowodu rozmieszczony wokół trzpienia. Czujniki punktowe, takie jak geofony albo hydrofony mogą być wykonane tak samo, aby wykrywać akustyczne oraz sejsmiczne dane w określonym punkcie, oraz duże układy czujników punktowych mogą być multipleksowane razem wykorzystując połączenia przewodów światłowodowych, aby utworzyć cały układ światłowodowy. Multipleksowanie pasywne może być osiągane całkowicie optycznie, a korzystne jest to, że nie są wymagane żadne połączenia elektryczne, co jest bardzo korzystne w trudnych warunkach, w których sprzęt elektryczny może być łatwo uszkodzony.
Czujniki światłowodowe znalazły zastosowanie we wgłębnym monitorowaniu, i znane jest dostarczanie układu geofonów w środku albo wokół odwiertu, aby wykrywać sejsmiczne sygnały dla lepszego poznania lokalnych geologicznych warunków oraz procesu wydobycia. Problemem takiego podejścia jest to, że geofony są stosunkowo duże, a zatem ich wgłębna instalacja jest utrudniona. Dodatkowo geofony posiadają ograniczony zakres dynamiki.
WO 2005/033465 opisuje układ wgłębnego akustycznego monitoringu wykorzystujący światłowód posiadający liczbę współczynników załamania dla okresowych perturbacji, na przykład siatki Bragga. Akustyczne dane są pozyskiwane przez części światłowodu oraz wykorzystywane do monitoringu wgłębnych warunków podczas pracy.
Szczelinowanie jest ważnym procesem podczas tworzenia niektórych odwiertów gazowych czy naftowych, określanych jako niekonwencjonalne odwierty, aby stymulować wypływ ropy naftowej albo gazu ze skalnej formacji. Zazwyczaj otwór wiertniczy jest wiercony w skalnej formacji i jest wykładany orurowaniem. Na zewnątrz orurowanie może być wypełnianie cementem, aby zapobiegać skażeniom formacji wodonośnych itd., gdy rozpoczyna się przepływ. W niekonwencjonalnych odwiertach skalna formacja może wymagać szczelinowania aby stymulować przepływ. Zazwyczaj, osiągane jest to przez dwu-fazowy proces perforowania, po którym następuje hydrauliczne szczelinowanie. Perforowanie obejmuje wystrzeliwanie serii ładunków perforacyjnych, tzn. ładunków kumulacyjnych, z orurowania, tworząc otwory przez orurowanie oraz cement, które przechodzą aż do skalnej formacji. Gdy wykonywanie otworów jest ukończone, w skale tworzone są szczeliny przez wtłaczanie cieczy, takich jak woda, pod wysokim ciśnieniem. Ciecz ta jest wtłaczana w perforacje a, gdy zostanie osiągnięte wystarczające ciśnienie, powoduje ona szczelinowanie skały. Materiały stałe, takie jak piasek, są zazwyczaj dodawane do płynu, aby umieszczać je w tworzonych szczelinach tak, aby pozostawały one otwarte. Takie materiały stałe są określane jako środek podsadzający do szczelinowania. Odwiert może być perforowany w wielu miejscach, rozpoczynając od najdalszej części odwiertu z głowicą odwiertu. Zatem, gdy cześć odwiertu została perforowana, może być ona odcięta przez korek pomostowy podczas gdy następna część odwiertu jest perforowana oraz szczelinowana.
Proces szczelinowania jest kluczowym etapem w tworzeniu niekonwencjonalnego odwiertu oraz jest procesem szczelinowania, który efektywnie poprawia wydajność odwiertu. Jednakże bardzo trudna jest kontrola oraz monitoring procesu szczelinowania. Ilość płynu oraz środka podsadzającego do szczelinowania oraz poziom przepływu są ogólnie mierzone, aby pomóc określić kiedy może nastąpić wystarczające szczelinowanie i również, aby identyfikować potencjalne problemy w procesie szczelinowania.
Jeden możliwy problem, znany jako wypłukiwanie środka podsadzającego do szczelinowania, występuje gdy cement otaczający orurowanie został uszkodzony, i płyn po prostu wpływa do pustej przestrzeni. Powoduje to utratę środka podsadzającego do szczelinowania oraz zatrzymuje wydajne szczelinowanie. Wysoki poziom przepływu albo nagły wzrost poziomu przepływu może wskazywać na wypłukiwanie środka podsadzającego do szczelinowania.
PL 228 478 B1
Inny problem dotyczy sytuacji, która może powstawać, w której większość płynu oraz środka podsadzającego do szczelinowania płynie do skalnej formacji przez jedną albo więcej perforacji, zatrzymując wydajne szczelinowanie w innych miejscach perforacji. Zazwyczaj proces szczelinowania jest wykonywany dla segmentu odwiertu i, jak opisano powyżej, kilka perforacji może być wykonanych wzdłuż długości tego segmentu odwiertu takich, że kolejny hydrauliczny proces szczelinowania powoduje szczelinowanie w wielu różnych położeniach wzdłuż tego segmentu odwiertu. Podczas hydraulicznego procesu szczelinowania jednakże możliwe jest, że skała w jednym albo więcej miejscach perforacji może pękać łatwiej niż przy pozostałych perforacjach. W tym przypadku jedna albo więcej powstających szczelin może zacząć przejmować większość płynu oraz środka podsadzającego do szczelinowania, zmniejszając ciśnienie w innych miejscach perforacji. Może to powodować ograniczone szczelinowanie w innych miejscach perforacji. Wzrastający poziom przepływu płynu oraz środka podsadzającego do szczelinowania może po prostu prowadzić do zwiększonego szczelinowania w pierwszym miejscu perforacji, co może po prostu powiększać szczelinę i nie mieć znaczącego wpływu na to ile ropy naftowej albo gazu jest przyjmowane przez tą szczelinę. Jednakże, ograniczone szczelinowanie w innych miejscach może zmniejszać ilość ropy naftowej oraz gazu przyjmowanego przez te miejsca, wpływając negatywnie na wydajność odwiertu jako całości. Na przykład, zakładając, że odcinek odwiertu jest perforowany w czterech różnych miejscach dla kolejnego szczelinowania. Jeśli podczas procesu szczelinowania trzy miejsca perforacji pękają stosunkowo łatwo to więcej płynu oraz środka podsadzający do szczelinowania będzie płynęło do tych miejsc. Może to zapobiegać temu, aby w czwartym miejscu szczeliny powstało wystarczające ciśnienie, dla wydajnego szczelinowania co powodowałoby, że tylko trzy szczeliny rozciągałyby się w skalnej formacji, aby dostarczać ścieżką przepływu. Zatem wydajność tej sekcji odwiertu wynosiłaby tylko 75% tej wydajności, która została założona.
Gdy podejrzewane jest wystąpienie takiej sytuacji dodatkowo, więcej materiału stałego może być dodawane do płynu, zazwyczaj są to kulki materiału stałego o określonym rozmiarze albo w określonym zakresie rozmiarów. Rozmiar kulek jest taki, że mogą one wpływać w stosunkowo duże szczeliny, w których zagnieżdżają się tworząc przeszkodę, ale jest wystarczająco duży, aby nie kolidować ze stosunkowo małymi szczelinami. Dzięki temu stosunkowo duże szczeliny, które mogą pochłaniać większość płynu do szczelinowania, są częściowo blokowane podczas procesu hydraulicznego szczelinowania, w wyniku czego przepływ do wszystkich szczelin jest wyrównany.
Konwencjonalnie warunki przepływu płynu do szczelinowania są monitorowane, aby określać czy jedno albo więcej miejsc szczelinowania staje się dominujące, a tym samym utrudnia efektywne szczelinowanie w jednym albo więcej miejscu szczelinowania, ale jest to trudne do wykonania i często zależy od doświadczenia inżynierów wykonujących odwierty.
Tak samo jak problemy wymienione powyżej, samo sterowanie procesem szczelinowania tak, aby zapewnić, że nastąpi pożądany rozmiar szczelinowania jest trudne. Ponadto, dostarczony może być więcej niż jeden odwiert naftowy, aby wydobywać ropę naftową albo gaz ze skalnej formacji. Przy tworzeniu nowego odwiertu, szczeliny nie powinny rozciągać się w obszarze skalnej formacji, która zasila już istniejący odwiert, ponieważ jakikolwiek przepływ w nowym odwiercie z takiego obszaru może po prostu obniżać przepływ w istniejącym odwiercie. Jednakże, określanie kierunku oraz rozmiaru szczelin jest bardzo trudne.
Dodatkowo do monitoringu poziomu przepływu płynu, mogą być uzyskiwane odczyty z czujnika podczas procesu szczelinowania z czujników umieszczonych w oddzielnym odwiercie obserwacyjnym i/lub na poziomie terenu. Czujniki te mogą obejmować geofony albo inne sejsmiczne czujniki rozmieszczone do rejestrowania sejsmicznego wydarzenia podczas procesu szczelinowania. Odczyty z czujnika mogą następnie być analizowane po procesie szczelinowania, aby próbować określić ogólne położenie oraz rozmiar szczelinowania, lecz niestety są one mało przydatne dla kontroli procesu szczelinowania w czasie rzeczywistym.
Celem wynalazku jest dostarczenie ulepszonych układów oraz sposobów monitoringu wgłębnego szczelinowania.
Według pierwszego aspektu wynalazku dostarczony jest sposób wgłębnego monitoringu hydraulicznego szczelinowania obejmujący etapy, w których: nadaje się sygnał wywołania światłowodem umieszczanym w ścieżce odwiertu, aby zapewnić działanie czujnika akustycznego rozłożonego przestrzennie, próbkuje się dane z wielu wzdłużnych części światłowodu; oraz przetwarza się dane, charakteryzujący się tym że dostarcza się wskazanie co najmniej jednej charakterystyki szczelinowania, zawierającej wskazanie co najmniej jednej danej z: (a) poziomów natężenia, (b) częstotliwości oraz (c)
PL 228 478 B1 rozchodzenia częstotliwości zakłóceń akustycznych w co najmniej jednej wzdłużnej części odczytywania światłowodu w pobliżu miejsca szczeliny, przy czym wskazanie (a) dostarczają informacji o przepływie środka podsadzającego do szczelinowania oraz płynu do szczeliny jako wynik przetwarzania danych.
Korzystnie, gdy sposób dostarcza wskazanie w czasie rzeczywistym co najmniej jednej charakterystyki szczelinowania.
Korzystnie, gdy światłowód jest umieszczany w odwiercie, w którym wykonywane jest hydrauliczne szczelinowanie.
Korzystnie, gdy wskazanie co najmniej jednej charakterystyki szczelinowania zawiera słyszalny sygnał odwzorowujący sygnały akustyczne wykrywane przez co najmniej jedną wzdłużną część światłowodu w pobliżu miejsca szczelinowania.
Korzystnie, gdy wskazanie co najmniej jednej charakterystyki szczelinowania zawiera porównanie poziomów natężenia, częstotliwości lub rozchodzenie częstotliwości zakłóceń akustycznych z co najmniej jednej wzdłużnej części odczytującej światłowodu w pobliżu każdej z wielu różnych szczelin. Wskazanie co najmniej jednej charakterystyki szczelinowania zawiera przedstawianie energii akustycznej dla każdej z oddzielnych monitorowanych wzdłużnych części odczytujących.
Korzystnie, gdy wskazanie(a) dostarczają informacji o względnym przepływie środka podsadzającego do szczelinowania oraz płynu do każdej z wielu różnych szczelin.
Korzystnie, gdy mierzone zakłócenia akustyczne z co najmniej jednej wzdłużnej części odczytującej w pobliżu miejsca szczelinowania są dzielone na jedno albo więcej pasm widmowych oraz średnie natężenie określane jest dla każdego pasma widmowego. Wskazanie co najmniej jednej charakterystyki szczeliny zawiera przedstawianie, dla co najmniej jednej wzdłużnej części odczytującej światłowodu dla każdego miejsca szczelinowania, akustycznego natężenia z wybranego pasma widmowego.
Korzystnie, gdy sposób obejmuje etap analizowania danych z wielu pasm widmowych, aby identyfikować pożądane pasmo widmowe. Etap analizowania zawiera określanie pasma widmowego, w którym natężenie zakłóceń akustycznych w tym paśmie widmowym we wzdłużnych częściach odczytujących światłowodu odpowiadające miejscom szczelin jest znacząco wyższe niż natężenie w innych bliskich wzdłużnych częściach odczytujących.
Korzystnie, gdy etap analizowania zawiera wykrywanie każdego pasma widmowego, w którym natężenie w jednej albo więcej wzdłużnych części odczytujących odpowiadające miejscu szczeliny jest znacząco niższe niż natężenie we wzdłużnych częściach odczytujących odpowiadające jednemu albo więcej innych szczelin.
Korzystnie, gdy wskazanie co najmniej jednej charakterystyki szczeliny zawiera przedstawianie natężenia zakłóceń akustycznych z co najmniej jednej wzdłużnej części odczytującej w pobliżu miejsca szczeliny w pożądanym paśmie widmowym.
Korzystnie, gdy pożądane pasmo widmowe zawiera wskazanie charakterystyki szczeliny.
Korzystnie, gdy sposób obejmuje etap monitoringu rozwijania natężeń wzdłużnych części odczytującej światłowodu odpowiadających miejscom szczelin podczas procesu szczelinowania. Etap określania każdej znaczącej zmiany w średnim natężeniu w każdej istotnej wzdłużnej części odczytującej zmiany i/lub względnych natężeniach we wzdłużnych częściach odczytujących światłowodu odpowiadających miejscom szczelin.
Korzystnie, gdy wskazanie poziomów natężenia, częstotliwości, i/lub rozchodzenia częstotliwości zakłóceń akustycznych kontroluje się warunki przepływu środka podsadzającego do szczelinowania oraz płynu do odwiertu.
Korzystnie, gdy wskazanie co najmniej jednej charakterystyki szczeliny ponadto zawiera informację o wypłukaniu środka podsadzającego do szczelinowania. Sposób obejmuje analizę danych z części odczytujących światłowodu wzdłuż długości odwiertu podczas hydraulicznego szczelinowania, aby wykrywać wszelkie sygnały wskazujące wypływ płynu z orurowania otworu, które nie odpowiadają miejscu szczelinowania.
Korzystnie, gdy sposób obejmuje etap identyfikacji potencjalnych punktów awarii orurowania i/lub otaczającego cementu przed hydraulicznym szczelinowaniem. Korzystnie, gdy sposób obejmuje etap monitoringu zakłóceń akustycznych z wielu części odczytujących światłowodu, aby generować profil akustyczny odwiertu oraz analizować profil, aby wykrywać wszelkie anomalie. Profil akustyczny jest uzyskiwany przez monitoring zakłóceń akustycznych w odpowiedzi na wystrzelenie ładunku perforacji.
PL 228 478 B1
Korzystnie, gdy sposób obejmuje ponadto etap wykonywania wykrywania przebiegów przejściowych. Wskazanie co najmniej jednej charakterystyki szczeliny zawiera wskazanie liczby i/lub poziomu przebiegów przejściowych w sygnale akustycznym. Wskazanie zawiera porównanie lic zby i/lub poziomu przebiegów przejściowych do przewidywanej liczby/poziomu.
Korzystnie, gdy wskazanie co najmniej jednej charakterystyki szczeliny zawiera wskazanie natężenia przebiegów przejściowych w sygnale akustycznym.
Korzystnie, gdy wskazanie co najmniej jednej charakterystyki szczeliny zawiera wskazanie czasu trwania przebiegów przejściowych albo serii przebiegów przejściowych w sygnale akustycznym.
Korzystnie, gdy wskazanie co najmniej jednej charakterystyki szczeliny zawiera wskazanie częstotliwości przebiegów przejściowych w sygnale akustycznym. Sposób obejmuje analizę częstotliwości rozchodzenia wykrywanych przebiegów przejściowych. Sposób obejmuje analizę rozwijania sygnału albo serii sygnałów wywoływanych poprzez wykonywanie przejściowego wykrywania.
Korzystnie, gdy wykrywanie przebiegów przejściowych obejmuje utrzymywanie pomiaru średniego odchylenia bezwzględnego. Pomiar średniego odchylenia bezwzględnego jest aktualizowany przez uśrednianie wykładnicze z wykorzystaniem czasu rozkładu N, a czas rozkładu N jest adaptacyjnie zmienny.
Korzystnie, gdy sposób obejmuje określanie co najmniej jednego kierunku do obszaru albo położenia początku przebiegu przejściowego. Ponadto sposób obejmuje etap analizowania danych z co najmniej jednego innego czujnika w innym położeniu.
Korzystnie, gdy wskazanie co najmniej jednej charakterystyki szczeliny zawiera mapę szczelin.
Korzystnie, gdy etapy nadawania sygnału wywołania światłowodu oraz próbkowania danych zawierają emitowanie serii impulsów optycznych do światłowodu oraz wykrywanie rozpraszania promieniowania Rayleighta przez światłowód; oraz przetwarzanie wykrywanego rozpraszania wstecznego promieniowania Rayleighta, aby dostarczać wiele dyskretnych wzdłużnych części odczytujących światłowodu.
Korzystnie, gdy światłowód jest jednomodowym światłowodem, który jest pozbawiony wszelkich zewnętrznych pobudzeń, wolny od wszelkich indywidualnych zmian charakterystyki optycznych wzdłuż jego długości.
Korzystnie, gdy wzdłużne części odczytujące światłowodu mają długość 10 m albo mniej.
Korzystnie, gdy światłowód jest próbkowany przy próbkującym poziomie większym niż albo równym 5 kHz.
Korzystnie, gdy co najmniej 250 kanałów jest próbkowanych jednocześnie.
Według drugiego aspektu wynalazku dostarczony jest układ do wgłębnego monitoringu, przy czym układ zawiera: światłowodowe urządzenie wywołujące dostosowane, aby dostarczać rozłożone przestrzennie akustyczne wykrywania na światłowodzie umieszczanym wzdłuż ścieżki odwiertu; urządzenie próbkujące umieszczane do próbkowania wielu wyjść kanałów z urządzenia wywołującego, aby dostarczać dane akustyczne z wielu części światłowodu w każdym z wielu odmierzonych czasów; charakteryzujący się tym, że analizator danych jest dostosowany do przetwarzania próbkowanych danych, aby wykrywać charakterystyki szczelin oraz dostarczać wskazania charakterystyk szczelin, w którym wskazanie co najmniej jednej charakterystyki szczelinowania zawiera wskazanie co najmniej jednej danej z: (a) poziomów natężenia, (b) częstotliwości, oraz (c) rozchodzenie częstotliwości zakłóceń akustycznych w co najmniej jednej wzdłużnej części odczytującej światłowodu w pobliżu miejsca szczeliny, przy czym wskazanie (a) dostarczają informacji o przepływie środka podsadzającego do szczelinowania oraz płynu do szczeliny.
Korzystnie, gdy światłowód jest rozmieszczony wzdłuż zewnętrza orurowania otworu.
Według trzeciego aspektu wynalazku dostarczone jest zastosowanie układu we wgłębnie wykonanym odwiercie, w którym hydrauliczne szczelinowanie jest wykonywane, charakteryzuje się tym, że dostarcza informacje o procesie szczelinowania dla sterowania hydraulicznym procesem szczelinowania.
Rozłożone przestrzennie akustyczne wykrywanie (DAS) oferuje alternatywną formę odczytywania światłowodowego inną niż czujniki punktowe, dzięki czemu pojedyncza długość wzdłużnego światłowodu jest optycznie przesłuchiwana, zazwyczaj przez jeden albo więcej impulsów wejściowych, aby dostarczać zasadniczo ciągłe wyczuwanie drgań wzdłuż jego długości. Impulsy optyczne są wysyłane do światłowodu, a rozproszone promieniowanie we wnętrzu światłowodu jest wykrywane oraz analizowane. Najczęściej wykrywane jest rozpraszanie promieniowania Rayleighta. Poprzez analizę rozłożonego przestrzennie promieniowania w światłowodzie, światłowód może być efektywnie dzielony na
PL 228 478 B1 wiele dyskretnych części odczytujących, które mogą być (ale nie muszą) sąsiednie. W każdej dyskretnej części odczytujących mechaniczne drgania światłowodu, na przykład ze źródeł akustycznych, powodują zmianę w ilości promieniowania, które jest rozpraszane w tej części. Zmiana ta może być wykrywana i analizowana oraz wykorzystywana tak, aby otrzymać pomiar natężenia zakłócenia światłowodu w tej wyczuwanej części. Wykorzystywane w specyfikacji określenie „czujnik akustyczny rozłożony przestrzennie” będzie oznaczał czujnik zawierający światłowód, który jest przesłuchiwany optycznie, aby dostarczać wielu dyskretnych akustycznych części odczytujących wzdłużnie rozmieszczonych wzdłuż światłowodu oraz akustyczny powinien oznaczać każdy rodzaj mechanicznego drgania albo fali ciśnienia, obejmujący fale sejsmiczne. Sposób może zatem obejmować emitowanie serii impulsów optycznych do światłowodu oraz wykrywanie promieniowania Rayleigh rozproszonego przez światłowód; oraz przetwarzanie wykrywanego rozproszonego promieniowania Rayleigh, aby dostarczać wielu dyskretnych wzdłużnych części odczytujących światłowodu. Należy zauważyć, że wykorzystywane tu określenie optyczny nie jest ograniczone do widma widzialnego, a optyczne promieniowanie obejmuje promieniowanie podczerwone oraz promieniowanie ultrafioletowe.
Pojedyncza długość światłowodu jest zazwyczaj jednomodowym światłowodem, oraz jest korzystnie wolna od luster, reflektorów, siatek, albo (pozbawiona jakichkolwiek bodźców zaprojektowanych optycznych zmian wzdłuż jej długości. Dostarcza to korzyści takiej, że mogą być stosowane niemodyfikowane, zasadniczo ciągłe długości standardowego światłowodu, wymagające niewielkich albo żadnych modyfikacji albo przygotowań do użycia. Odpowiedni układ DAS jest opisany w GB24 42745 na przykład, zawartość którego jest tu włączona przez odniesienie. Takie czujniki uważane są za właściwie rozmieszczone albo wewnętrzne czujniki, ponieważ wykorzystują one wewnętrzne przetwarzanie rozpraszania w optycznym światłowodzie, a zatem rozprowadzają funkcję odczytującą na całym optycznym światłowodzie.
Ponieważ światłowód nie posiada żadnych przerw, długość oraz rozmieszczenie sekcji światłowodu odpowiadające każdemu kanałowi jest określane przez przesłuchiwanie światłowodu. Mogą one być wybierane według fizycznego rozmieszczenia światłowodu oraz odwiertu, który jest monitorowany, oraz również według rodzaju wymaganego monitoringu. Dzięki temu, odległość wzdłuż światłowodu, albo głębokość w przypadku zasadniczo pionowego odwiertu, oraz długości każdej sekcji światłowodu, albo rozdzielczość kanału, może z łatwością być zmieniana przez regulację urządzenia wywołującego zmieniającego szerokość impulsu wejściowego oraz cykl roboczy impulsu wejściowego, bez zmian w światłowodzie. Rozłożone akustyczne wykrywanie może działać ze wzdłużnym światłowodem o długości 40 km albo więcej, na przykład rozwijając wyczuwane dane na 10 m długości. W typowym wgłębnym zastosowaniu długość światłowodu wynosząca kilka kilometrów jest standardowa, tzn. światłowód przebiega wzdłuż długości całego otworu wiertniczego, a rozdzielczość kanału wzdłużnych części odczytujących światłowodu może być albo 1 m albo mniej. Jak opisano poniżej przestrzenna rozdzielczość, tzn. długość poszczególnych części odczytujących światłowodu, oraz rozmieszczenie kanałów może być zmienne w trakcie użytkowania, na przykład w odpowiedzi na wykrywane sygnały.
W sposobie według wynalazku powroty ze światłowodu są przetwarzane, aby dostarczać wskazanie co najmniej jednej charakterystyki szczelinowania. W czujniku DAS, takim jak opisano w GB2442745, przetwarzanie z każdego oddzielnego akustycznego kanału może być wykonywane w czasie rzeczywistym. Zatem, sposób według wynalazku dostarcza wskazanie charakterystyk szczeliny w czasie rzeczywistym, tzn. bez żadnego znaczącego opóźnienia. Wskazanie charakterystyk szczeliny realizowane przez sposób może zatem być wykorzystywane w sterowaniu procesem szczelinowania. Sposób według wynalazku jest wykonywany w czasie, w którym płyn oraz środek podsadzający do szczelinowania jest wtłaczany do odwiertu oraz dostarcza w czasie rzeczywistym wskazanie tego co dzieje się w odwiercie. Umożliwia to operatorowi dopasowywanie parametrów przepływu, zatrzymanie przepływu albo dodanie dodatkowego materiału stałego jeśli wymagane, w oparciu o wskazanie charakterystyki szczelinowania, tzn. danych z czujnika DAS. W niektórych przykładach wykonania automatyczne urządzenie sterujące może być dostosowane, aby dopasowywać parametry przepływu automatycznie w oparciu o charakterystyki szczelinowania.
Dla specjalisty w dziedzinie jasne jest, że będzie występowało nieznaczne opóźnienie w odbieraniu rozproszonego promieniowania z istotnej sekcji światłowodu, ponieważ promieniowanie musi powrócić z istotnej części światłowodu, w którym występuje rozpraszanie, do czujnika na końcu światłowodu. Ponadto będą występowały niewielkie opóźnienia związane z pracą detektora, próbkującego dane oraz przetwarzającego dane tak, aby dostarczać wskazanie charakterystyk szczelinowania. Jednakże, części odczytujące DAS według wynalazku może dostarczać wskazanie zakłóceń akuPL 228 478 B1 stycznych wykrywanych przez części odczytujące światłowodu bez znaczącego opóźnienia, tzn. w kilka sekund, albo w jedną sekundę, albo w 500 ms, 100 ms, 10 ms albo mniej z rzeczywistym zakłóceniem. Może być to osiągane przez wykorzystanie dostępnych w handlu detektorów oraz procesorów.
Wskazanie charakterystyk szczeliny może zawierać odczytywanie audio sygnałów akustycznych z jedno albo więcej wybranych części odczytujących światłowodu umieszczonych w pobliżu miejsc szczelinowania.
Światłowód jest korzystnie umieszczonych w odwiercie, w którym wykonywane jest szczelinowanie. W jednym układzie światłowód biegnie wzdłuż zewnętrznej powierzchni orurowania otworu, pomimo iż światłowód mógłby, w niektórych przykładach wykonania, być umieszczany tak, aby przebiegał w orurowaniu. Światłowód może być mocowany do otworu orurowania ponieważ jest wsuwany do odwiertu i, jeśli na zewnątrz orurowania, kolejno cementowany w tych sekcjach odwiertu, które są cementowane.
Światłowód zatem prowadzony jest ogólną trasą odwiertu oraz rozciąga się co najmniej tak daleko w odwiercie jak obszar, w którym ma nastąpić szczelinowanie. Przy szczelinowaniu dowolnej sekcji odwiertu, światłowód może zatem być przesłuchiwany, aby dostarczać jednej, albo korzystnie wielu, akustycznych części odczytujących w pobliżu miejsca szczelinowania, tzn. położenia wzdłuż odwiertu, w którym płynie płyn do szczelinowania, albo przewidywalnie będzie płynął, w skalnej formacji powodując szczelinowanie. Położenie albo położenia pożądanych części odczytujących powinny ogólnie być dobrze znane na podstawie długości wzdłuż światłowodu. Jednakże, gdy wykonywana jest perforacja, sposób może obejmować monitoring zakłóceń akustycznych w światłowodzie ge nerowanych przez etap perforacji. Zakłócenia akustyczne podczas perforacji mogą być wykorzystywane do określania części światłowodu, która odpowiada miejscom szczelinowania. Na przykład, części światłowodu, które wykazują największe natężenie zakłóceń akustycznych podczas perforacji będą ogólnie odpowiadały położeniu, w którym wystrzelane są ładunki perforacji, a zatem miejscom szczelinowania.
Sygnały akustyczne z jednej albo więcej istotnych sekcji światłowodu, w której szczelinowanie jest przewidywane może zatem być odtwarzane na odpowiednim urządzeniu audio. Dostarczy to personelowi sterującemu procesem szczelinowania dźwiękową informację zwrotną o tym co dzieje się w miejscu szczeliny. Wypływ płynu oraz środka podsadzającego do szczelinowania stworzy sygnał szumu tła a szczelinami będą stosunkowo wysokie natężenia sygnałów przebiegu przejściowego, które dla operatora będą brzmiały jak trzaski. Operator nasłuchujący sygnałów wytwarzanych przez akustyczny kanał światłowodu przy poszczególnych miejscach perforacji będzie zatem w czasie rzeczywistym otrzymywał dźwiękową informację zwrotną przepływu środka podsadzającego do szczelinowania oraz powstającego szczelinowania w tym miejscu szczeliny.
Jasne jest, że warunki głęboko w odwiercie mogą być trudne w szczególności podczas hydraulicznego szczelinowania. Zatem umieszczenie określonego czujnika w odwiercie podczas szczelinowania nie było do tej pory praktyczne. Sposób według wynalazku wykorzystuje światłowód, który może być umieszczany na zewnątrz orurowania otworu, aby dostarczać wgłębny czujnik w szczelinowanym odwiercie.
Wskazanie może również zawierać porównanie poziomów natężenia zakłóceń akustycznych w pobliżu każdego z wielu różnych miejsc szczelinowania. Średnie natężenie albo energia akustyczna w każdej istotnej części odczytującej światłowodu może być wykorzystywane, aby wskazywać czy w jednym miejscu szczelina jest wykonywana znacząco różnie niż w innym miejscu, np. czy jedno miejsce szczeliny jest powiązane ze znacząco niższą albo wyższą energią akustyczną niż inne miejsce szczeliny. Może być to wykorzystywane, aby wskazywać jeśli określone miejsce szczeliny albo miejsca są bardziej albo mniej aktywne niż inne miejsca szczelinowania.
Jeśli akustyczny kanał światłowodu w pobliżu jednego miejsca szczeliny posiada znacząco wyższą energie akustyczną niż inne miejsca szczelinowania może to oznaczać, że większa część środka podsadzającego do szczelinowania płynie do skalnej formacji w tym punkcie. Podobnie jeśli jedno miejsce szczeliny posiada stosunkowo niskie akustyczne natężenie może to obrazować, że nie ma tam znaczącego przepływu środka podsadzającego do szczelinowania w skalnej formacji. Zatem, względne akustyczne natężenia mogłyby być wykorzystywane, aby wskazywać, że jedno albo więcej miejsc szczelinowania zużywa za dużo środka podsadzającego do szczelinowania i/lub jedno albo więcej miejsc szczelinowania jest stosunkowo nieaktywnych.
Informacje te mogą być wykorzystywane przez personel sterujący procesem szczelinowania, aby modyfikować warunki przepływu środka podsadzającego do szczelinowania. Na przykład poziom
PL 228 478 B1 przepływu może być zmienny albo materiał stały, taki jak kulki o określonym rozmiarze mogłyby być dodawane do przepływu, aby częściowo blokować główne miejsce szczeliny jak opisano powyżej. Sposób według wynalazku dostarcza niezawodny sposób dla określania gdy jedno albo więcej miejsc szczelinowania pochłania za dużo środka podsadzającego do szczelinowania, umożliwiając operatorowi procesu wprowadzanie niezbędnych zmian. Ponadto, sposób dostarcza w czasie rzeczywistym sprzężenie zwrotne czy zmiany dokonane przez operatora są efektywne, na przykład w ulepszaniu szczelinowania albo wyrównywaniu szczelinowania pomiędzy kilkoma miejscami szczelinowania. Jak opisano powyżej, kulki materiału stałego mogą być dodawane do płynu do szczelinowania, aby częściowo blokować główne miejsce szczeliny. Wybór właściwego rozmiaru albo zakresu rozmiarów materiałów jest ważny, aby zapewnić że główna szczelina jest częściowo blokowana, a tym samym, że inne szczeliny nie są znacząco ograniczane. Wybór rozmiaru materiał do dodania oraz ilości materiału do dodania może być głównie zgadywaniem. Wykorzystując sposób według wynalazku, jednakże, dodatkowy materiał stały może być dodawany etapami, z różnymi rozmiarami dodawanymi w różnych etapach, z efektami akustycznego natężenia w każdym miejscu szczelinowania monitorowanymi w czasie rzeczywistym.
Akustyczne informacje mogą być przedstawianie jako wykres energii akustycznej w czasie rzeczywistym, tzn. natężenie, dla każdego oddzielnego akustycznego kanału jest monitorowane. Dostarcza to operatorowi wizualne wskazanie istotnej aktywności dla każdego miejsca szczeliny. Mogą być wykorzystywane również inne metody wizualnego przedstawiania.
Sposób może obejmować podział danych ze wzdłużnych części odczytujących światłowodu na jedno albo więcej pasm widmowych. Innymi słowy, dane mogą być filtrowane tak, aby obejmować tylko zakłócenia akustyczne z częstotliwością w zakresie częstotliwości określonego pasma widmowego. Analiza danych przez pasmo widmowe może lepiej wskazywać akustyczną różnicę pomiędzy różnymi kanałami w miejscach szczelinowania. Ponieważ przepływ środka podsadzającego do szczelinowania jest przepływem pod wysokim ciśnieniem płynu obejmującego materiał stały, jest to z natury głośny proces, a zatem będzie wiele akustycznych odpowiedzi ze względu na przepływ w orurowaniu. Przepływ do perforacji może być powiązany z określoną charakterystyką częstotliwości, a zatem różnica pomiędzy przepływami może być łatwo rozróżniana przy określonym paśmie widmowym albo pasmach.
Jak opisano powyżej etap hydraulicznego szczelinowania jest z natury bardzo głośnym procesem. Zatem zastosowanie akustycznego czujnika, w odwiercie w którym prowadzone jest szczelinowanie, aby dostarczać znaczących informacji dotyczących występującego szczelinowania jest nieoczywiste, a zastosowanie czujnika akustycznego o stałych rozproszonych wgłębnie w odwiercie, w którym wykonywane jest hydrauliczne szczelinowanie, aby dostarczać użytecznych informacji o procesie szczelinowania, tzn. informacji, które mogą być wykorzystywane do właściwego modyfikowania procesu, stanowi inny aspekt wynalazku.
W niektórych przypadkach pożądane pasmo widmowe może być z góry znane. W innych przypadkach, jednakże, dynamika odwiertu oraz dynamika procesu szczelinowania może całkowicie wpływać na widmową odpowiedź. Zatem, w niektórych przykładach wykonania, sposób może zawierać dzielenie zakłócenia akustycznego z istotnej części odczytującej światłowodu na wiele pasm widmowych, z których każde może być przedstawiane operatorom. Różne pasma widmowe mogłyby być przedstawiane jednocześnie albo kolejno do operatora, albo operator mógłby wybierać, które pasma widmowe mogłyby być przedstawiane.
Pasma widmowe mogą być przetwarzane, aby automatycznie wykrywać pożądane pasmo widmowe. Na przykład dane dla każdego pasma widmowego mogą być przetwarzane, aby wykrywać obecność znaczącej miejscowej maksymalnej średniej energii, która mogłaby wskazywać sygnał akustyczny ze środka podsadzający do szczelinowania oraz płynu płynącego do miejsca perforacji. Przetwarzanie mogłoby być ograniczane w oparciu o wiedzę o akustycznych kanałach, które odpowiadają miejscom perforacji, na przykład jak określano w oparciu o wiedzę światłowodu, wybranego przez operatora albo jak określano przez pomiar podczas wystrzeliwania ładunków perforacji. Innymi słowy, pasma widmowe mogłyby być analizowane, aby określać pasmo widmowe, w którym energia w kanałach odpowiadających miejscom perforacji jest znacząco wyższa niż energia w innych sąsiednich kanałach. Pasma widmowe mogłyby również być analizowane, aby wykrywać dowolne pasmo widmowe, w którym energia akustyczna w jednym albo więcej kanałów odpowiadających miejscu perforacji jest znacząco niższa niż energia akustyczna w jednym albo więcej innych miejscach perforacji. Istotne pasma widmowe mogłyby być przedstawiane albo wyszczególniane operatorowi.
PL 228 478 B1
Sposób może również obejmować monitoring względnej energii akustycznej kanałów odpowiadających miejscom perforacji w czasie, na przykład do określania, czy chwilowa średnia w określonym kanale zmienia się znacząco i/lub czy względne energie w kanałach odpowiadających miejscom perforacji się zmieniają. Jeśli poziomy energii akustycznej zmieniają się znacząco, na przykład średnie natężenie określonego kanału odpowiadające miejscu perforacji gwałtownie wzrasta/spada albo jeśli względne natężenia dwóch kanałów odpowiadające różnym miejscom perforacji różnią się ponad określoną wartość progową, proces może generować alarm do operatora, na przykład widzialny i/lub słyszalny alarm.
W niektórych przykładach wykonania częstotliwość i/lub natężenie sygnałów z kanałów, które są umieszczone w miejscach perforacji może być analizowana do określania charakterystyki szczeliny. Jak opisano powyżej mechaniczne zakłócenia odbierane przez akustyczne kanały ze względu na przepływ płynu do szczelinowania do skalnej formacji przez miejsce perforacji może zawierać składnik częstotliwości, który może być zależny od względnego rozmiaru perforacji oraz obecnego rozmiaru szczeliny. Zatem, przez analizę jednej częstotliwości albo wielu częstotliwości, przy których sygnały akustyczne zmieniają się w dużej mierze względem wypływu płynu w szczelinę, względny rozmiar szczeliny może być określony.
Historyczne dane z poprzednich procesów szczelinowania mogą być zbierane oraz analizowane, aby ułatwić ustalanie charakterystyki szczeliny. Na przykład, jak opisano powyżej sposób według wynalazku może określać wpływ jaki ma dodanie materiału stałego o określonym rozmiarze na pr zepływ płynu do szczelinowania do wielu różnych szczelin. Zatem, sposób może zawierać rejestrowanie danych z co najmniej akustycznego kanału albo kanałów w pobliżu miejsc szczelinowania dla późniejszej analizy. Podczas, gdy w czasie rzeczywistym sprzężenie zwrotne do operatora jest użyteczne, dalsza analiza może być wykonywana, aby poprawić sprzężenie zwrotne dostępne dla przyszłych procesów szczelinowania. Wynalazek również dotyczy analizy historycznych danych, aby identyfikować charakterystyki szczelin.
Na przykład, badanie akustycznej odpowiedzi, aby zobaczyć jak sygnały zmieniały się, gdy materiał stały o określonym rozmiarze był dodawany, umożliwia określanie niektórych ogólnych wymiarów szczeliny. Jeśli dodawanie kulek o średnicy D1 do płynu nie wpływa znacząco na akustyczną odpowiedź określonej szczeliny, a kulki o mniejszej średnicy D2 wydają się wpływać na przepływ w tej szczelinie, można domniemywać, że istotna szczelina posiada ogólny rozmiar pomiędzy D1 oraz D2 (możliwie regulowany tak, aby brać pod uwagę ściśliwość materiału kulki). Akustyczne odpowiedzi szczelin w określonych zakresach rozmiaru mogą zatem być analizowane. Na przykład akustyczny kanał, który jest umieszczony przy szczelinie, która odpowiada rozmiarowi D2 kulki, ale nie rozmiarowi D1, może wykazywać ciągły składnik widmowy w pierwszym zakresie, ale może po prostu przedstawiać szum tła w drugim zakresie widmowym. Akustyczny kanał, który jest umieszczony w różnych miejscach szczeliny, która nie wykazuje znaczącej zmiany w sygnale, gdy kulki o rozmiarze D1 albo D2 są dodawane (a zatem można zakładać, że ma mniejszy rozmiar) może nie wykazywać znaczących składników w pierwszym zakresie widmowym, ale może wykazywać znaczący składnik w drugim zakresie widmowym. Jeśli dane te są określane dla określonej skalnej formacji mogą one być następnie wykorzystane do nowego procesu szczelinowania przeprowadzanego w tej samej skalnej formacji. Na przykład, analiza w czasie rzeczywistym wrażliwości widmowej akustycznych kanałów podczas procesu szczelinowania może być wykorzystywana, aby określać rozmiar szczeliny. Wskazanie przedstawiane operatorowi mogłyby obejmować wskazanie rozmiaru szczelin - który mogłyby na przykład być użyteczny w sterowaniu parametrami przepływu i, jeśli potrzebne, w wyborze odpowiedniego rozmiaru materiału stałego dodawanego do płynu.
Wskazanie co najmniej jednej charakterystyki szczeliny może zawierać wskazanie przebiegów przejściowych, w szczególności stosunkowo wysokich częstotliwości przebiegów przejściowych, w sygnale akustycznym. Pożądane zdarzenia szczelin, to te które są o wyraźnie różnej naturze od ciągłego hałasu przepływu spowodowanego przez wysoki napływ ciśnienia wody i piasku podczas procesu szczelinowania. Ogólnie charakteryzują się one tym, że zdarzenia są krótkie oraz impulsywne - określane tu jako zdarzenia przebiegów przejściowych. Sposób może zawierać wykrywanie takich przebiegów przejściowych, aby charakteryzować szczelinowanie. Na przykład sposób może zawierać wdrażanie techniki sprawdzającej krótkookresowe zmiany ze średnimi zmiennymi poziomami (przebieg przejściowy detektora), aby wyodrębniać te zdarzenia z tła oraz długookresowego szumu. Sposób może również wykorzystywać charakterystyki znanych przepadków szczelin, aby identyfikować kolejne zdarzenia szczelin. Charakterystyki znanych zdarzeń szczelinowania mogą brać pod uwagę
PL 228 478 B1 rodzaj skalnej formacji, która jest szczelinowana, tzn. w sposobie można szukać akustycznych „sygnatur” powiązanych ze szczelinowaniem, które ogólnie powstają oraz sygnatury te mogą się różnić w zależności od rodzaju skalnej formacji.
Sposób może zawierać wskazywanie liczby przebiegów przejściowych, które zostały wykryte i/lub poziomu powstałych przebiegów przejściowych. Ponieważ przebiegi przejściowe wskazują szczelinowanie, a celem procesu jest szczelinowanie skał, aby dostarczać ścieżki przepływu, wyższa liczba przebiegów przejściowych może wskazywać, że proces szczelinowania przebiega właściwie. Liczba i/lub poziom przebiegów przejściowych zatem dostarczają wskazanie charakterystyki s zczelinowania. Liczba/poziom przebiegów przejściowych może być przekazywana do operatora procesu szczelinowania oraz może być wykorzystywana do określania, czy dostosować parametry procesu szczelinowania. Może być brany pod uwagę rodzaj skalnej formacji do szczelinowana. Niektóre skalne formacje mogą pękać z łatwością oraz stosunkowo wysoka liczba stosunkowo niskich natężeń zdarzeń szczelinowani, tzn. przebiegów przejściowych, może być przewidywana przy stosunkowo wysokim tempie. Inne skalne formacje mogą pękać trudniej, a zatem mogą w nich występować porównywanie mniej liczne, ale bardziej intensywne, zdarzenia szczelin, a tym samym przebiegi przejściowe. Rodzaj skalnej formacji musi być określany przed tworzeniem odwiertu, liczba i/lub poziom wykrywanych przebiegów przejściowych może być porównywana z przewidywaną liczba/poziomem.
Natężenie sygnałów przebiegu przejściowego może również być wykrywane. Natężenie akustycznego przebiegu przejściowego może być odnoszone do energii zdarzenia szczeliny. Natężenie może również być odnoszone do rozmiaru powstałej szczeliny, tzn. jak długa jest powstała szczelina. Wiedza jak daleko rozchodzi się szczelina może być ważną informacją.
Sposób może również zawierać identyfikacje serii powiązanych przebiegów przejściowych, która może na przykład wskazywać stosunkowo duży wymiar zdarzenia szczelinowania. Czas trwania przebiegu przejściowego i/lub serii przebiegów przejściowych może również dostarczać wskazanie wymiaru tego zdarzenia.
Oczywiście fale sejsmiczne generowane przez zdarzenie szczeliny są tłumione gdy przechodzą przez skałę tak, że sygnały odebrane w światłowodzie ze zdarzeń szczeliny, które są jeszcze dalej będą bardziej osłabiane. Zatem sposób może obejmować określanie ogólnego położenia albo co najmniej zakresu zdarzenia szczeliny tak, że stopień tłumienia może być brany pod uwagę. Na przykład czas przybycia określonego zdarzenia przebiegu przejściowego dla różnych części odczytujących światłowodu może być wykorzystywany do szacowania różnicy długości ścieżki z pierwotnego przebiegu przejściowego do różnych sekcji światłowodu. Może to być wykorzystywane, aby szacować zakres początku zdarzenia szczeliny wykorzystując rodzaje technik dotyczące wielo-opóźnieniowych porcji. Inne techniki lokalizacji początku zdarzenia szczeliny zostaną opisane szczegółowo poniżej.
Rozwinięcia sygnału przebiegu przejściowego mogą być analizowane, tzn. czas trwania, czas narastania oraz czas opadania przebiegu przejściowego, aby określać rodzaj zdarzenia szczeliny. Różne rodzaje szczelin mogą posiadać różne charakterystyki. Na przykład niektóre szczeliny mogą zawierać zdarzenia typu pękanie, przy czym inne mogą zawierać rozdzielanie warstw skały. Zawartość energii i/lub rozwój sygnału może być różna dla różnych rodzajów szczelin.
Częstotliwość charakterystyki wykrywanych przebiegów przejściowych może również być analizowana, na przykład do określania ogólnej częstotliwości przebiegu przejściowego, tzn. częstotliwości maksymalnego natężenia. Rozprzestrzenianie częstotliwości w sygnale przebiegu przejściowego może również być analizowane. Na przykład przebieg przejściowy, w którym energia jest skoncentrowana w jednym albo więcej wąskich zakresach częstotliwości może wskazywać różne rodzaje zdarzeń szczelinowania dla przebiegu przejściowego, niż przebieg, w którym energia jest rozprzestrzeniana stosunkowo w szerokim zakresie częstotliwości. Sposób może również zawierać analizę względnego natężenia w różnych pasmach częstotliwości, tzn. częstotliwości rozprzestrzeniania energii akustycznej.
Jak ogólnie wspomniano, częstotliwość albo główne częstotliwości przebiegu przejściowego mogą dostarczać wskazanie energii i/lub rodzaju szczeliny. Wyższa energia szczelin w niektórych rodzajach skały może prowadzić do wysokich częstotliwości przebiegów przejściowych. Szczeliny, które powstają w pojedynczej szczelinie mogą posiadać jedno albo więcej skoków częstotliwości przy określonych częstotliwościach, przy czym rodzaj rozbijanej szczeliny może mieć większą częstotliwość rozchodzenia. Zatem charakterystyki częstotliwości przebiegów przejściowych mogą dostarczać charakterystyki szczelinowania.
Należy zauważyć, że odległość szczeliny od światłowodu może wpływać na składnik częstotliwości wykrywania przebiegu przejściowego, ponieważ różne częstotliwości są osłabiane przez różne
PL 228 478 B1 odległości. Zatem wskazanie położenia zdarzenia szczeliny może być brane pod uwagę, na przykład przez korygowanie zdarzenia przebiegu przejściowego o skorygowaną częstotliwość w oparciu o ich szacowaną odległość od światłowodu.
Sposób może zatem zawierać przedstawianie operatorowi danych dotyczących liczb, tempa, natężenia, rozwoju sygnału, częstotliwości i/lub częstotliwości rozchodzenia zdarzeń przebiegu przejściowego, jako wskazanie charakterystyki szczelinowania. Sposób może obejmować dostarczanie wskazania otrzymanej liczby i/lub poziomu szczelin, rozmiaru albo natężenia zdarzenia szczelin, wskazania rodzaju zdarzenia szczelin i/lub, jak zostanie opisane poniżej, wskazania gęstości szczelin i/lub mapy szczelin.
Informacje te mogą być wykorzystywane do kontrolowania procesu szczelinowania. Parametry przepływu mogą być zmienne jeśli wykrywane przebiegi przejściowe nie występują na pożądanym poziomie albo z pożądanym natężeniem, albo jeśli charakterystyki przebiegu przejściowego nie odpowiadają korzystnemu rodzajowi szczelinowania. Ponieważ informacje mogą być dostarczane w czasie rzeczywistym parametry procesu mogą być regulowane w pętli sprzężenia zwrotnego, aby określać czy zmieniające się parametry przepływu ulepszają proces szczelinowania. Na przykład poziom przepływu może być zmieniany, aby określać czy następują znaczące zmiany w poziomie szczelinowania albo rodzaju szczelinowania.
Jak wspomniano, sposób może zawierać analizę przebiegów przejściowych dla jednej albo więcej określonych charakterystyk znanych rodzajów szczelin albo wskazujących korzystne charakterystyki szczelinowania. Dane zbierane podczas procesu szczelinowania, jak również dostarczanie użytecznego sprzężenia zwrotnego w czasie rzeczywistym, może również być zachowane dla dalszej analizy. Dane te mogą również być analizowane z innymi danymi zbieranymi podczas innych procesów szczelinowania, aby wykrywać wspólne cechy podczas procesu szczelinowania. Przechowywane dane mogą obejmować nie tylko akustyczne dane ale również dane dotyczące rodzaju skały, warunków przepływu itd. Dane zbierane mogą również być zestawiane z kolejną produkcją, aby identyfikować charakterystyki przebiegów przejściowych, które mogą być związane z wysoką jakością produkcji.
Należy zauważyć, że czujnik DAS wykorzystywany wgłębnie może, po szczelinowaniu, również być wykorzystany jako układ monitoringu dopływu podczas produkcji z odwiertu. Dzięki temu przepływ ropy naftowej/gazu w odwiercie może być monitorowany oraz może być szacowany względny przepływ z każdego miejsca szczelinowania. Pomiar całkowitego przepływu na górze odwiertu wskazuje całkowity proces szczelinowania dla całego odwiertu. Przez wykorzystanie czujnika DAS, jednakże, może być szacowany względny wkład każdego miejsca szczelinowania albo kilku miejsc.
Możliwe zatem jest przypisanie określonych rodzajów przebiegów przejściowych, w szczególności skalnych formacji, do charakterystyki wysokiej jakości produkcji. Zatem, mogą być identyfikowane zarówno korzystny rodzaj przebiegu przejściowego dla określonej skalnej formacji, oraz charakterystyki powiązane z tym przebiegiem.
Dzięki temu wykrywanie charakterystyki przebiegu przejściowego podczas procesu szczelinowania może być wykorzystywane, aby wskazywać jak efektywne jest szczelinowanie. Inform acja ta może być użyteczna w sterowaniu procesem szczelinowania. Na przykład jeśli charakterystyki przebiegów przejściowych odpowiadają tym, dla określonej skalnej formacji, to zazwyczaj prowadzi to do wysokiej jakości produkcji, a proces szczelinowania może wymagać kontynuowania tak długo jak charakterystyki przebiegu przejściowego wskazują niższą jakość kolejnych produkcji.
Wiele odwiertów ropy naftowej/gazu jest umieszczanych w oddalonych położeniach. Transport ilości środka podsadzającego do szczelinowania wymaganego dla szczelinowania jest znacząco drogi. Jeśli ilość środka podsadzającego wymaganego do szczelinowania może być znacząco ograniczona, bez strat w produkcji z określonego odwiertu, mogłoby to stanowić znaczne oszczędności. Sposób według wynalazku może być wykorzystany do monitoringu procesu szczelinowania i, przez dostarczanie operatorowi charakterystyki przebiegu przejściowego, może umożliwiać operatorowi określanie, kiedy najlepiej zakończyć proces - zatem ograniczyć straty środka podsadzającego do szczelinowania.
Ponadto operator może dostosowywać parametry przepływu, aby zmieniać charakterystyki przebiegów przejściowych (a tym samym szczelin), tak żeby bardziej odpowiadały charakterystykom, które zazwyczaj prowadzą do wysokiej jakości produkcji w danym rodzaju skalnej formacji. Innymi słowy operator może dopasowywać charakterystyki przepływu oraz określać efekt na podstawie charakterystyki przebiegu przejściowego, aby otrzymywać przebiegi przejściowe posiadające pożądane charakterystyki. Dzięki temu proces może być kontrolowany, aby ulepszać produkcję.
PL 228 478 B1
Jak opisano powyżej, sposób może również obejmować określanie kierunku początku przebiegu przejściowego, tzn. kierunku do położenia zdarzenia szczeliny, które generuje przebieg przejściowy. Sposób może również obejmować określanie zakresu początku przebiegu przejściowego.
Kierunek położenia zdarzenia szczeliny może być określany przez porównywanie czasu przybycia sejsmicznego zakłócenia w różnych położeniach, na przykład przez zastosowanie technik wielościennych. Zakres zdarzenia szczeliny może również być określany przez pomiar czasu przybycia sygnału przebiegu przejściowego w różnych sekcjach światłowodu oraz wartości prędkości rozchodzenia fal sejsmicznych przez skalną formację - która mogłyby być mierzona albo szacowana. W zależności od ścieżki odwiertu różne położenia mogłyby być różnymi położeniami wzdłuż odwiertu. Jednakże, jeśli odwiert jest ogólnie prosty, tak jak pionowy odwiert, albo ogólnie znajduje się w pojedynczej płaszczyźnie, tak jak posiadający pionowy szyb względem powierzchni oraz prosta pozioma podziemna sekcja, wykorzystanie samych danych z wgłębnego DAS może prowadzić do dwuznaczności w określaniu położenia.
Sposób może zatem obejmować wykorzystywanie danych z co najmniej jednego innego czujnika w innym położeniu. Co najmniej jeden dodatkowy czujnik może zawierać inny akustyczny czujnik światłowodowy rozłożony przestrzennie, na przykład czujnik DAS, który jest umieszczany w istniejącym odwiercie w otaczającym obszarze i/lub czujnik DAS w otworze obserwacyjnym wierconym blisko i/lub czujnik DAS umieszczany na albo przy powierzchni ogólnego obszaru, takiego jak schowanego w rowie. Kombinacja danych z wielu różnych czujników w różnych położeniach może umożliwiać oznaczenie początku, albo co najmniej ogólnego obszaru początku zdarzenia szczeliny, który ma być określony. Może to być wykorzystywane do określania rozmiaru szczeliny oraz do kontrolowania procesem szczelinowania.
Na przykład, rozważając sytuację, w której istniejący pionowy odwiert istnieje i zakłada się, że ma szczeliny rozciągające się promieniowo od odwiertu na odległość F (na przykład jak określano przez przetwarzanie sejsmicznych danych z otworu obserwacyjnego). Nowy odwiert pionowego odwiertu jest wiercony na odległości D od pierwszego odwiertu, przy czym D jest nieznacznie większa niż 2F. Nowy odwiert, który obejmuje pierwszy światłowód dla DAS, jest następnie perforowany poziomo oraz wykonywane jest hydrauliczne szczelinowanie. Jeśli istniejący odwiert również zawiera światłowód odpowiedni do DAS, drugi czujnik DAS, hydrauliczne szczelinowanie może być wykonywane oraz parametry przepływu regulowane są w oparciu o sygnały z pierwszego DAS jak opisano powyżej. Dodatkowo, jednakże, wyniki z pierwszego i drugiego czujnika DAS mogą być analizowane, aby wykrywać przebiegi przejściowe, którymi może być zdarzenie szczelin oraz, aby wykrywać ten sam powrotny przebieg przejściowy z obydwu światłowodów, na przykład dla szukania zakłócenia akustycznego na tej samej częstotliwości oraz o tym samym ogólnym profilu natężenia. Jeśli takie sygnały są identyfikowane, czas przybycia w każdym światłowodzie może być określany. Początkowo, jako że zdarzenia szczelin będą znacznie bliżej nowego odwiertu, czas przybycia pierwszego DAS będzie przed czasem przybycia w drugim DAS. Jednakże, gdy proces szczelinowania jest kontynuowany, dla szczelinowania, które występuje w ogólnym kierunku istniejącego odwiertu różnica w czasie przybycia w dwóch czujnikach DAS zmniejszy się. Gdy wykrywany sygnał, który dotarł do pierwszego DAS prawie w tym samym czasie co do drugiego DAS, może to oznaczać, że zdarzenie szczeliny jest prawie tak blisko istniejącego odwiertu, jak jest blisko nowego odwiertu. W tym punkcie, proces szczelinowania może być zatrzymany, aby zapobiec rozciąganiu się nowych szczelin na obszar istniejącego odwiertu.
Powyższy przykład jest bardzo prostym przykładem, i jasne jest, że zdarzenie szczeliny może się nie wydarzyć w jednej linii łączącej dwa odwierty. Ponadto, czujnik w otworze obserwacyjnym przesunięty względem linii łączącej dwa odwierty umożliwiałby lepsze rozróżnianie właściwego położenia. Jednakże, należy zauważyć, że jeden z czujników DAS może być umieszczony w odwiercie, w którym proces szczelinowania jest wykonywany oraz inny czujnik DAS może być umieszczony w istniejącym odwiercie. Światłowód dla tego czujnika DAS mógł być umieszczony na zewnątrz orurowania otworu, gdy istniejący odwiert był formowany. Jasne jest zatem, że czujnik DAS może być już na miejscu oraz nie wymaga wiercenia specjalnego otworu obserwacyjnego. Ponadto czujnik DAS istniejącego odwiertu może być wykorzystywany bez potrzeby wstrzymania produkcji pierwszego odwiertu. Sposób wykorzystujący czujniki DAS w wielu odwiertach dla mapowania szczelin stanowi inny aspekt według wynalazku. Zatem w innym aspekcie dostarczony jest sposób mapowania szczelin podczas hydraulicznego procesu szczelinowania zawierający etap odbierania danych z wielu czujników akustycznych światłowodu rozłożonych przestrzennie w wielu odwiertach podczas hydraulicznePL 228 478 B1 go szczelinowania oraz przetwarzanie danych, aby wykrywać zakłócenia akustyczne powstające ze zdarzenia szczeliny docierające do każdego czujnika akustycznego rozłożonego przestrzennie oraz wykorzystując czas przybycia w każdym czujniku akustycznym rozłożonym przestrzennie do określania położenia początku zdarzenia szczeliny.
W odniesieniu do sposobu monitoringu procesu szczelinowania, wskazanie co najmniej jednej charakterystyki szczeliny może również zawierać wskazanie wypłukiwania środka podsadzającego do szczelinowania. Jak opisano powyżej, może następować wypłukiwanie środka podsadzającego do szczelinowania, w którym płyn do szczelinowania znajduje ścieżkę przepływu inną niż istotne miejsca szczelinowania, na przykład do przestrzeni w skalnej formacji albo przy awarii cementowego orurowania. Jak opisano powyżej, w normalnym procesie szczelinowania płyn płynie do skalnej formacji przez miejsca perforacji przez utworzone szczeliny. Powyżej miejsc szczelinowania wypływ płynu oraz środka podsadzającego do szczelinowania tworzy zakłócenia akustyczne, ale charakterystyki zakłóceń są różne. Jeśli część orurowania ulegnie awarii przed miejscami perforacji wytworzy to znaczący sygnał akustyczny w miejscu awarii - ze względu na przepływ do skalnej formacji w tym punkcie. Również ograniczone ciśnienie poniżej punktu awarii będzie wykrywalne. Zatem, sposób może zawierać analizę sygnałów powrotnych z części odczytujących światłowodu wzdłuż długości odwiertu, aby wykrywać każdy znaczący sygnał wskazujący na wypłukanie. Jeśli taki sygnał jest wykrywany, operator może być powiadomiony a w niektórych przykładach wykonania ponadto przepływ może być automatycznie zatrzymany.
Jak również sposób wykrywania wypłukiwania środka podsadzającego do szczel inowania podczas procesu szczelinowania może zawierać etap identyfikacji potencjalnych punktów awarii orurowania i/lub otaczającego cementu przed etapem hydraulicznego szczelinowania. Jak opisano powyżej czujnik DAS może działać podczas wystrzeliwania ładunków perforacji. Wystrzeliwanie ładunków perforacji tworzy stosunkowo intensywną serie akustycznych impulsów, które efektywnie akustycznie pobudzają odwiert. Jak opisano powyżej światłowód może być umieszczony w cemencie otaczającym orurowanie. Drgania przenoszone do światłowodu częściowo zależą od rodzaju orurowania oraz otaczającego cementu. W miejscu, w którym cement oraz orurowanie są stałe, części odczytujących światłowodu mogą doświadczyć pierwszego rodzaju odpowiedzi. Jednakże w innych obszarach, w których orurowanie i/lub otaczający je cement uległy awarii akustyczna odpowiedź będzie się zmieniać. Zatem sposób może obejmować otrzymywanie profilu akustycznego odwiertu przed hydraulicznym szczelinowaniem oraz analizę profilu, aby wykrywać wszelkie anomalie, które mogłyby wskazywać obszary awarii. W niektórych przykładach wykonania profil akustyczny mógłby być otrzymywany podczas pobudzenia ze względu na wystrzeliwanie ładunków perforacji, jednakże profil akustyczny mógłby dodatkowo albo alternatywnie być otrzymywany ze względu na inne pobudzenia, takie wprowadzane albo wyciągane z odwiertu narzędzia, i/lub profil akustyczny tła w odpowiedzi na szum otoczenia mógłby być otrzymywany oraz analizowany.
Wynalazek również dotyczy układu wgłębnego monitoringu, przy czym układ zawiera: światłowodowe urządzenie wywołujące dostosowane, aby dostarczać rozłożone przestrzennie akustyczne wykrywanie na światłowodzie umieszczanym wzdłuż ścieżki odwiertu; urządzenie próbkujące umieszczane, aby próbkować wiele wyjść kanałów z urządzenia wywołującego, aby dostarczać akustyczne dane z wielu części światłowodu w każdym z wielu czasów; oraz analizator danych dostosowany do procesu próbkowania danych, aby wykrywać charakterystyki szczelin oraz dostarczać wskazanie charakterystyk szczeliny.
Układ według wynalazku dostarcza wszystkie te same korzyści oraz może być wdrażany we wszystkich przykładach wykonania wynalazku jak opisano powyżej.
Rozwiązanie również dostarcza procesor, program komputerowy i/lub produkt programu komputerowego dla realizowania sposobów tu opisanych i/lub dla wykonywania charakterystyk urządzenia tu opisanych, oraz nośnik czytelny dla komputera posiadający zapisany na nim program dla realizowania sposobów tu opisanych i/lub dla wykonywania charakterystyk urządzenia tu opisanych.
Wynalazek rozciąga się na sposoby, urządzenia i/lub zastosowanie zasadniczo jako opisano w odniesieniu do załączonych rysunków.
Dowolna cecha jednego aspektu wynalazku może być stosowana w innych aspektach wynalazku, w odpowiedniej kombinacji. W szczególności, aspekty sposobu mogą być stosowane do aspektów urządzenia, i odwrotnie.
PL 228 478 B1
Ponadto, charakterystyki wykonywane na sprzęcie komputerowym mogą ogólnie być wykonywane w oprogramowaniu, i odwrotnie. Odniesienia do cech oprogramowania i sprzętu komputerowego powinny one być rozumiane odpowiednio.
Korzystne cechy według wynalazku zostaną opisane teraz, wyłącznie przykładowo, w odniesieniu do załączonych rysunków, na których:
Fig. 1 przedstawia urządzenie do monitoringu odwiertu wykorzystujące DAS;
Fig. 2 przedstawia wyjście układu z Fig. 1;
Fig. 3 jest schematycznym przedstawieniem zdarzenia perforacji monitorowanego przez przykład wykonania według wynalazku;
Fig. 4 przedstawia sejsmiczne wykrywanie oraz etapy parametryzacji dla monitoringu szczelin;
Fig. 5 przedstawia wyniki monitoringu zwiększonego dopływu wykorzystującego statystyczne wariancje;
Fig. 6a oraz 6b przedstawiają fazy w hydraulicznym procesie szczelinowania;
Fig. 7a oraz 7b przedstawiają sygnał powroty, który może być otrzymywany podczas hydraulicznego procesu szczelinowania; oraz
Fig. 8 przedstawia zasadę wykrywania zdarzenie szczelin w wielu położeniach.
Kabel światłowodowy 102 znajduje się wzdłuż ścieżki odwiertu, który w obecnym przykładzie jest odwiertem gazowym, oraz może być przybrzeżno morskim albo przybrzeżno lądowym odwiertem. Odwiert jest formowany co najmniej częściowo przez metalowe orurowanie produkcyjne 104 wprowadzane w otwór wiertniczy 106, z przestrzenią pomiędzy zewnętrzną ścianą orurowania oraz otworem wypełnianym cementem 108 w obecnym przykładzie. Produkcyjne orurowanie może być formowane z wielu sekcji połączonych razem, a w określonych przypadkach sekcje posiadają różne średnice. Dzięki temu średnica orurowania może się zwężać stopniowo w kierunku dna odwiertu. Jak przedstawiono na Fig. 1, w tym przykładzie światłowód przechodzi przez cementowe wypełnienie, oraz jest mocowany do zewnętrza metalowego orurowania. Stwierdzono, że optyczny światłowód, który jest zamocowany, na przykład w tym przypadku przechodząc przez cementowe wypełnienie, wykazuje inne akustyczne odpowiedzi na określone zdarzenia, niż światłowód, który nie jest zamocowany. Optyczny światłowód, który jest zamocowany może dawać lepsze odpowiedzi niż ten, który nie jest zamocowany, a zatem może być korzystne zapewnienie, aby światłowód był zamocowany w cemencie. Różnica w odpowiedzi pomiędzy zamocowanym oraz niezamocowanym światłowodem może również być wykorzystywana jako wskaźnik uszkodzenia cementu, który może być korzystny co zostanie opisane poniżej.
Światłowód wystaje z głowicy odwiertu oraz jest podłączony do jednostki urządzenia wywołującego/procesora 112. Jednostka urządzenia wywołującego wprowadza światło w światłowód oraz wyczuwa rozproszone promieniowanie wzdłuż długości światłowodu. Określona postać wejściowego światła oraz zdolność próbkująca/przetwarzania jednostki umożliwia jednoczesne wyjście wielu danych kanałów, przy czym każdy kanał odpowiada akustycznym danym wykrywanym wzdłuż określonej sekcji światłowodu na określonej odległości wzdłuż światłowodu. Podczas gdy jednostka urządzenia wywołującego/procesora jest przedstawiona jako pojedynczy element, sprzęt komputerowy może być podzielony, na przykład, na skrzynię urządzenia wywołującego dostarczającego nieprzetworzone dane wyjściowe, dostarczający PC albo przenośny komputer, aby dostarczać zdolność przetwarzania danych.
Przykład rodzaju możliwych danych wyjściowych z układu z Fig. 1 jest przedstawiony na Fig. 2. Liczba kanałów (a tym samym głębokość dla zasadniczo pionowych odwiertów) jest przedstawiania wzdłuż osi y, z zerem odwzorowującym kanał najbliżej powierzchni. Przedstawiono 400 kanałów. Czas jest przedstawiany wzdłuż osi x jako liczba odniesienia, aby dostarczać wykres „kaskadowy”, który jest ciągłe odświeżany, gdy nowe dane są tylko dostępne. Wykrywane natężenie energii jest przedstawione jako kolor albo skala szarości na górnym wykresie 202, wykorzystując skalę przedstawiono po prawej stronie, aby dostarczać wizualizację 2D rozkład akustycznej energii wzdłuż całej wyczuwanej długości światłowodu przy każdej serii chwilowego czasu. Główny wykres 204 przedstawia te same dane po przejściu wykrywania przebiegów przejściowych, jak zostanie wyjaśnione szczegółowo poniżej, oraz niższy wykres 206 przedstawia częstotliwość wykrywanych przebiegów przejściowych według skali po prawo na stronie wykresu. Układ jest taki, że dane są dostępne ze wszystkich kanałów w każdym okresie próbkowania. W środkowym 204 oraz niższym wykresie 206, głębokość od 0 do 4000 m jest przedstawiana na osi y, z czasem od 0 do 10000 s na osi x.
PL 228 478 B1
Proponuje się wykorzystanie układu opisanego powyżej do monitorowania różnych wgłębnych zdarzeń związanych z szczelinowaniem obejmującym perforacje, korek pomostowy i/lub ustawienia pakera, szczelinę, wypłukiwanie środka podsadzającego do szczelinowania oraz przepływ płynu. Dodatkowo układ może dostarczać ogólny warunek monitoringu, a w niektórych układach, może również umożliwiać komunikację z wgłębnymi czujnikami.
W procesie wydobycia dla tak zwanych niekonwencjonalnych odwiertów, gdy odwiert zostanie wywiercony a orurowanie zainstalowane (i jeden albo więcej światłowodów rozmieszczonych wzdłuż ścieżki odwiertu) odwiert jest perforowany, aby umożliwić wejście gazu, albo płynu, takiego jak ropa naftowa albo woda, które mają być wydobyte. Jest to powszechnie osiągane wykorzystując ładunki kumulacyjne, które są obniżane do odwiertu do „broni” oraz odpalane na pożądanej głębokości oraz kierunku. Ładunek przebija orurowanie oraz przerywa przyległą skałę (i dowolny materiał wypełniający, taki jak cement jeśli jest obecny). Fig. 6a przedstawia sekcje odwiertu, w których różne komponenty odwiertu są przedstawione wykorzystując te same odnośniki liczbowe jak opisano powyżej w odniesieniu do Fig. 1. Fig. 6a przedstawia wystrzelone ładunki perforacji na różnych głębokościach, tworzące perforacje 601,602 oraz 603 przez orurowanie 104 oraz cement 108 w otaczającej skalnej formacji. Jasne jest oczywiście, że ładunki perforacji mogą być umieszczane do wystrzelenia w różnych kierunkach w skalną formację, dla jasności jednakże wszystkie perforacje są przedstawione w tym samym ogólnym kierunku. Przy nakierowaniu ładunków perforacji dla wystrzelenia należy zachować ostrożność, aby nie wystrzelić ładunku perforacji w światłowód 102. Może być to osiągane przez zapewnienie, że orurowania otworu w pobliżu światłowodu i/lub opakowania światłowodu zapewnia stosunkowo silną charakterystykę pola magnetycznego wykorzystując magnetyczną anomalię detektora na ładunku perforacji do określania i unikania celowania ładunkami we względne położenie pola.
Po wykonaniu perforacji, kolumna ładunku perforacji jest usuwana oraz mieszanina płynu, takiego jak woda, oraz stałego środka podsadzający do szczelinowania, takiego jak piasek, jest wtłaczana w odwiert przy wysokim ciśnieniu, aby szczelinować skałę wzdłuż słabych linii izostatycznych oraz aby tworzyć oraz powiększać wstępne ścieżki dla gazu albo innych płynów wchodzących w odwiert.
Gdy na jednym poziomie zostanie utworzony zestaw szczelin może zajść potrzeba utworzenia innego zestawu szczelin na innym poziomie. Korek pomostowy jest zatem wprowadzany do odwiertu, aby blokować sekcje odwiertu perforowane wcześniej. Perforowanie oraz proces szczelinowania jest następnie powtarzany na różnych poziomach. Fig. 6a przedstawia korek pomostowy 604 izolujący głębsze części odwiertu, które zostały wcześniej szczelinowane.
Proces ten jest powtarzany aż wszystkie niezbędne szczeliny zostaną ukończone. W tym punkcie produkcyjny przewód wydobywczy może być wprowadzany w odwiert oraz pakery mogą być wprowadzane pomiędzy produkcyjny przewód wydobywczy a orurowanie, aby zamknąć lukę.
Po ukończeniu, odwiert rozpoczyna produkcję z produktem wchodzącym do orurowania z przyległych skalnych formacji, oraz transportowany jest na powierzchnię.
Monitoring Perforacji
W jednym przykładzie wykonania według wynalazku czujnik DAS jest wykorzystywany do monitorowania zdarzenia perforacji. Monitoring zdarzenia perforacji może być wykorzystywany co najmniej do dwóch wyraźnych celów. Po pierwsze położenia perforacji mogą być określane. Może być trudne kontrolowanie dokładnego położenia oraz kierunku perforacji w otworze wiertniczym oraz wykrywanie położenia perforacji może być użyteczne dla określania dokładnych pożądanych obszarów dla monitoringu w kolejnym etapie hydraulicznego szczelinowania. Ponadto, wykrywanie kierunku perforacji jest użyteczne we wspomaganiu kontrolowania oraz planowanie kolejnych perforacji. Możliwość wykrywania rodzaju zdarzeń perforacji zostanie opisana później. Również akustyczna charakterystyka zdarzenia perforacji może być porównywana do określonej przewidywanej charakterystyki do określania czy perforacja nastąpiła z powodzeniem.
Dodatkowo, do samego monitoringu perforacji, zdarzenie perforacji jest zdarzeniem o stosunkowo wysokiej energii, która akustycznie pobudza dużą część odwiertu, tzn. orurowania, cementu, korków pomostowych, które znajdują się już na miejscu itd. Akustyczne odpowiedzi na zdarzenie perforacji umożliwiają zbieranie i ocenianie profilu akustycznego odwiertu.
Akustyczne dane są próbkowane pomiędzy 0,2 Hz oraz 20 kHz na długości wierconego otworu podczas zdarzenia perforacji. Energia obecna w każdym kanale jest monitorowana albo przez filtr pasmowo-przepustowy a następnie obliczana jest średnia kwadratowa (rms) energii, albo przez wyko16
PL 228 478 B1 nywane jest FFT oraz sumowanie mocy pomiędzy górnym a niższym pasmem częstotliwości (zazwyczaj 512 pt FFT, 50% zakładkowo, filtrowane pomiędzy 300 oraz 5kHz jeśli próbkujący poziom jest praktyczny). Układ danych 2D wykrywanej energii dla czasu oraz głębokości (oraz położenia) może być tworzona.
Ponadto, przetwarzanie układu danych przez wartości szczytowe identyfikacji ujawnia, że impulsowy sygnał perforacji rozchodzi się w górę oraz w dół orurowania otworu, jak również w sk ale. Wykres energii jak opisano powyżej może zatem być tworzony, oraz ślad może być identyfikowany, który odzwierciedla postęp impulsu jak przedstawiono na Fig. 3.
Gradient identyfikowanego śladu może być mierzony, ponieważ jest to poziom, przy którym energia rozchodzi się przez orurowania otworu. Daje to pomiar prędkości przejściowej w medium. Może być to wykorzystywane, aby wskazywać obszary orurowania otworu, które są różne ponieważ zmienia się ich prędkość przejściowa. Mogłoby to wskazywać problem z mocowaniem orurowania, albo problemy konstrukcyjne w samym orurowaniu.
Automatyczny algorytm śledzenia mógłby być wykorzystywany do obliczania prędkości śladu energii oraz określania obszarów, w których prędkość zmienia się.
Zaproponowany algorytm działałby na podstawie założenia, że pożądane zdarzenie jest dużo większe niż normalny stan odwiertu, tak że pik w energii identyfikowany jako zdarzenie perforacji może być niezawodnie identyfikowany. Następnie pik może być przyłączany do kolejnych ramek czasowych, z obliczaniem średniej prędkości w ponad 1,2,3 10 s.
Ponadto, ulepszenia mogłyby śledzić wiele pików w tym samym czasie (użyteczne dla rozróżniania głównego impulsu w przypadku wielu odbić).
Ponadto sprawdzanie z Fig. 3 przedstawia wyraźne punkty odbicia energii. Powstają one w miejscach łączenia w orurowaniu oraz mogą dostarczać inżynierowi informacji dotyczących jakości łączeń na całej długości orurowania. Gdziekolwiek, gdzie występuje znaczące niedopasowanie materiału, może wystąpić częściowe odbicie, oraz przy dużym niedopasowaniu, większy jest współczynnik odbicia. Inne uszkodzenia materiału, takie jak pęknięcia albo skazy punktowe mogłyby znacząco wpływać na rozchodzenie się energii wzdłuż orurowania oraz światłowodu, oraz być identyfikowane wykorzystując ten sposób.
Na przykład stan cementu otaczającego orurowanie może być oceniany. Akustyczne odpowiedzi cementu mogą różnić się w obszarach, w których występuje znacząca pusta przestrzeń w cemencie, albo ze względu na wynik wytwarzania wcześniejszej perforacji albo zdarzenie szczelinowania. Puste przestrzenie w cemencie mogą być problematyczne, ponieważ jeśli kolejna perforacja występuje w obszarze pustej przestrzeni, gdy płyn oraz środek podsadzający do szczelinowania są pompowane w odwiert, mogą one nie płynąć w perforacje w skale, ale w pustą przestrzeń - tracąc duże ilości środka podsadzającego do szczelinowania oraz wstrzymując tworzenie odwiertu, podczas gdy problem nie jest rozwiązywany. Fig. 6a przedstawia pustą przestrzeń 605 w cemencie 108, która mogłyby znajdować się przy położeniu jednej perforacji, w tym przykładzie perforacji 603. Jeśli pusta przestrzeń jest wykrywana, na przykład podczas etapu wykonywania perforacja na niższych sekcjach odwiertu, perforacja w tym obszarze mogłaby nie być wykonana i/lub pusta przestrzeń mogłaby być wypełniona przed perforacją.
Jak opisano powyżej odpowiedź nie zamocowanego światłowodu jest różna niż zamocowanego światłowodu, a zatem jeśli światłowód przechodzi przez pustą przestrzeń w cemencie, a tym samym nie jest zamocowany w tym obszarze, akustyczne odpowiedzi będą bardzo różne. Zatem wynalazek może obejmować wykrywanie pustych przestrzeni w cemencie otaczającym orurowanie.
Rozmieszczenie oraz stan korków pomostowych 604 może również być oceniany dzięki temu. Jeśli korek pomostowy 604 nie jest ustawiony we właściwym położeniu albo jest wadliwy i uległ uszkodzeniu albo prawdopodobnie ulegnie uszkodzeniu, następnie podczas hydraulicznego procesu szczelinowania płyn może być wtłaczany w niepożądaną część odwiertu powodując stratę środka podsadzającego do szczelinowania oraz czasu oraz potencjalnie wpływając na poprzednie poprawnie wykonane szczeliny. Przez określanie z góry, że korek pomostowy nie jest właściwie ustawiony, nowy korek może być wprowadzany, przed rozpoczęciem hydraulicznego procesu szczelinowania.
Monitoring płynu do szczelinowania oraz środka podsadzającego do szczelinowania
Gdy perforacje zostały wykonane, płyn oraz środek podsadzający do szczelinowania jest wtłaczany w odwiert powodując szczeliny 606, jak przedstawiono na Fig. 6b. Akustyczne odpowiedzi akustycznych kanałów światłowodu w pobliżu perforacji są monitorowane. Przepływ płynu pod wysokim
PL 228 478 B1 ciśnieniem zawierający stały materiał przez orurowanie 104 tworzy wiele zakłóceń akustycznych oraz wszystkie kanały światłowodu, które odpowiadają sekcjom odwiertu, w których występuje przepływ będą generować akustyczne odpowiedzi. Jednakże, stwierdzono, że akustyczne kanały w pobliżu miejsc perforacji wykazują akustyczne odpowiedzi, które są związane z przepływem płynu do szczelinowania w miejsce perforacji oraz występujące szczelinowanie. Stwierdzono również, że te odpowiedzi mogą być wyraźnie widziane przez patrzenie na dyskretne pasma częstotliwości zakłóceń akustycznych.
Fig. 7a przedstawia akustyczne natężenie, które może być wykrywane przez wiele akustycznych kanałów światłowodu w pobliżu miejsc perforacji przedstawionych na Fig. 6a (zakładając, że nie jest obecna pusta przestrzeń 605) podczas hydraulicznego procesu szczelinowania. Strzałki 601,602, oraz 603 przedstawiają położenia miejsc perforacji. Przerywana krzywa 700 przedstawia normalizowane średnie natężenie wszystkich zakłóceń akustycznych wykrywanych przez światłowód. Jasne jest, że przedstawiono ogólny poziom zakłóceń akustycznych sekcji światłowodu przez sekcje, pomimo iż natężenie spada dla kanałów, które stanowią sekcje odwiertu poniżej korka pomostowego 604. W pobliżu miejsc perforacji 601, 602 oraz 603 następuje niewielki wzrost akustycznego natężenia. Ciągła krzywa 701 jednakże przedstawia normalizowane akustyczne natężenie dla zakłóceń w paśmie widmowym, tzn. zakłóceń, które mają częstotliwość w określonym zakresie. Jasne jest, że różnica w natężeniu sygnału w pobliżu miejsc perforacji jest bardziej wyraźna. Konkretne pożądane pasmo częstotliwości może różnić się w zależności od parametrów odwiertu, orurowania, otaczającej skalnej formacji oraz parametrów przepływu płynu do szczelinowania, tzn. ciśnienia, natężenia przepływu, rodzaju środka podsadzającego do szczelinowania oraz proporcji itd. Sygnał powrotny może zatem być przetwarzany w wielu różnych pasmach częstotliwości oraz przedstawiany operatorowi, albo jednocześnie (np. na różnych wykresach albo nakładających się krzywych o różnych kolorach) albo sekwencyjnie albo jak wybrano przez użytkownika. Dane mogą również być przetwarzane, aby automatycznie wykrywać pasmo widmowe, które posiada największa różnicę pomiędzy natężeniem w kanałach w pobliżu miejsca perforacji oraz kanałach w innych sekcjach odwiertu.
Krzywa 701 przedstawia, że akustyczne odpowiedzi w każdym z miejsc perforacji są w przybliżeniu takie same. Może to wskazywać, że płyn do szczelinowania jest wtłaczany we wszystkie miejscach perforacji równo oraz, że wszystkie posiadają podobne charakterystyki.
W niektórych przykładach jednakże niektóre miejsca szczelinowania mogą być bardziej aktywne niż inne miejsca. Fig. 6b przedstawia sytuację, która może rozwijać się w tych miejscach perforacji 601 oraz 602, które powiększają się przez wtłaczany w nie płyn do szczelinowania, gdy skalna formacja jest szczelinowana w punktach szczelin 606. Jednakże, żadne znaczące szczelinowanie nie odbywa się w miejscu perforacji 603. Może to występować z wielu powodów, ale gdy taka sytuacja rozwinie się, większość płynu do szczelinowania może płynąć w miejscach perforacji 601 oraz 602, powodować, że miejsce 603 pozostanie dominującym miejscem. Jeśli sytuacja ta jest kontynuowana następnie, gdy proces szczelinowania jest ukończony, tylko miejsca perforacji 601 oraz 602 dostarczą znaczące ścieżki dla ropy naftowej albo gazu, aby płynęły do odwiertu, a zatem ta sekcja odwiertu będzie mniej wydajna niż zakładano.
Aby to naprawić, miejsca szczelinowania 601 oraz 602 mogą być częściowo blokowane przez dodawanie materiału stałego do płynu do szczelinowania tak, aby powodować blokadę. Jednakże, określanie czy wszystkie miejsca szczelinowania są szczelinowane tak samo nie było dotychczas możliwe w żaden niezawodny sposób. Wynalazek jednakże dostarcza niezawodny mechanizm w czasie rzeczywistym dla monitoringu przypływu płynu do szczelinowania oraz określania czy wszystkie szczeliny są równo tworzone. Fig. 7b przedstawia akustyczne odpowiedzi, które mogą być generowane w sytuacji przedstawionej na Fig. 6b. Przerywana krzywa 703 przedstawia całkowite natężenie, tzn. energię akustyczną, dla każdego kanału na wszystkich częstotliwościach. Ponownie, krzywa nie przedstawia ogólnego trendu, ale jest wyraźna patrząc na stałą krzywą 704, która ponownie przedstawia akustyczne odpowiedzi z zawężonym zakresie widmowym. Krzywa 704 przedstawia, że podczas gdy jest duże natężenie sygnału w miejscach perforacji 601 oraz 602 ze względu na płynący płyn do szczelinowania w miejscu perforacji oraz powodowane szczelinowanie, w tym przykładzie, nie ma odpowiedzi w pobliżu miejsca perforacji 703. Oznacza to, że rozmiar szczelinowania przez miejsce perforacji 603 jest znacząco ograniczony.
Przez przedstawienie graficzne do operatora w czasie rzeczywistym, operator otrzymuje informacje, które umożliwiają mu zobaczyć jak przebiega proces szczelinowania oraz czy nie występują żadne problemy z procesem szczelinowania. Wartość natężenia i/lub częstotliwość sygnału akustycz18
PL 228 478 B1 nego odpowiadająca przepływowi płynu do szczelinowania w miejscu perforacji oraz powodowanemu szczelinowaniu może również być analizowana, aby określać niektóre parametry szczelin, takie jak ogólny rozmiar szczelin i/lub poziom szczelinowania.
Dodatkowo przy dostarczaniu wizualnego przedstawiania, na przykład w sterowni albo podobnym, określony akustyczny kanał może być wybrany dla słyszalnego odtwarzania sygnału. Innymi słowy operator może słuchać sygnałów wykrywanych przez określone sekcje światłowodu. Zasadniczo istotna sekcja światłowodu działa jak mikrofon. Możliwość słuchania, w czasie rzeczywistym, sygnałów w sekcji odwiertu głęboko pod ziemią podczas hydraulicznego szczelinowania jest uważana za nową. Przez słuchanie wykrywanych sygnałów, operator może czuć proces szczelinowania oraz to jak proces postępuje. Przez zmianę pomiędzy kanałami powiązanymi z różnymi miejscami szczelinowania, operator może sam określać czy są znaczące różnice w szczelinowaniu w różnych miejscach perforacji i/lub czy zmiany parametrów przepływu miałyby znaczący efekt.
Jak opisano powyżej w niektórych przykładach, płyn do szczelinowania może nie płynąć w skale oraz może występować wypłukiwanie środka podsadzającego do szczelinowania. Przepływ płynu środka podsadzającego do szczelinowania w normalnych warunkach pracy będzie następował na określonym poziomie oraz z określoną charakterystyką. Jeśli płyn znajdzie inną ścieżkę albo przestanie właściwie szczelinować, warunki przepływu w odwiercie mogą się zmienić. Akustyczne odpowiedzi podczas przepływu płynu środka podsadzającego do szczelinowania mogą zatem być monitorowane, aby wykrywać każdą znaczącą zmianę. Jeśli różne części orurowania ulegną uszkodzeniu, może być to jasne na podstawie nagłego wystąpienia sygnału, takiego jak składnik sygnału 705 w różnych częściach odwiertu. Wykrywanie takiego składnika może być wykorzystywane, aby generować alarm.
Sejsmiczny monitoring szczelin
Zdarzenia sejsmiczne oraz szczelin powodowane przez szczelinowanie skały są wyraźnie różne od ciągłego szumu przepływu powodowanego przez dopływ wody i piasku pod wysokim ciśnieniem podczas procesu szczelinowania. Ogólnie charakteryzują się one tym, że są zdarzeniami krótkimi oraz impulsowymi - określanymi jako zdarzenia przebiegu przejściowego. Technika spojrzenia na krótkookresowe zmiany w średnich zmiennych poziomach (detektor przebiegu przejściowego) powoduje wyciąganie tych zdarzeń z tła oraz długookresowego szumu. Ogólny sposób przetwarzania jest przedstawiony na Fig. 4.
Dzięki przetwarzaniu akustycznemu danych odebranych z zaznaczonych zdarzeń przebiegu przejściowego, zdarzenie szczeliny może być wykrywane oraz obserwowane, i różne parametry mogą być określane.
Poziom, przy którym występują szczeliny, albo upakowanie szczelin, może być określany według liczby i/lub natężenia wykrywanych szczelin przez określony okres czasu albo zakres głębokości.
Głębokość, dla sekcji pionowego odwiertu, w której występuje szczelina, może być określana według kanału albo kanałów, dla których zdarzenie szczelin jest wykrywane, Podobnie dla poziomych sekcji odwiertu szczelina może być umieszczona na określonych poziomach sekcji. Jeśli zdarze nie szczeliny jest wykrywane przez wiele kanałów, kanał który odbiera sygnał pierwszy może być uznany za najbliżej zdarzenia szczeliny oraz zatem wykorzystywany, aby identyfikować istotne sekcje odwiertu, np. głębokość dla pionowego odwiertu sekcji. Ponadto, czas przybycia dla wielu kanałów może być wykorzystywany, aby dostarczać szacowany zakres szczeliny. Przez szacowanie prędkości rozchodzenia się sejsmicznych sygnałów względne różnice ścieżek przy odczytującej sekcji światłowodu do źródła mogą być obliczane i, dostarczać taki sam przebieg przejściowy jak wykrywany dla wystarczających różnych sekcji odczytującej światłowodu, zakres źródła przebiegu przejściowego może być określany.
Pomiar rozmiaru szczeliny może być określany. Natężenie przebiegu przejściowego może wskazywać rozmiar szczeliny, pomimo iż sygnały z bardziej odległych szczelin będą osłabione przez przejście przez ziemię, niż te z bliskich szczelin oraz natężenie może być mierzone według odległości szczeliny. Zawartość częstotliwości przebiegu przejściowego może również wskazywać rozmiar szczeliny. Szczeliny o większym rozmiarze mogą generować przebiegi przejściowe o większej częstotliwości. Mierzony czas trwania szczeliny, tzn. czas trwania przebiegu przejściowego albo serii związanych przebiegów przejściowych może wskazywać wysoki rozmiar zdarzenia szczelinowania. Również liczba kanałów światłowodu, które odbierają przebieg przejściowy albo serię przebiegów przejściowych z pojedynczego zdarzenia może wskazywać rozmiar albo rozpiętość szczeliny.
PL 228 478 B1
Aby dostarczyć pojedynczy parametr dla częstotliwości, średnia częstotliwość kształtu widmowego zdarzenia może być wykorzystywana. Inne parametry częstotliwości, które mogą być określane obejmują statystki drugiego rzędu, takie jak skos oraz kurtoza.
Wskazanie rodzaju zdarzenia szczelinowania może być określane. Na przykład zdarzenie szczelinowania, które szczelinuje warstwę skały stosunkowo wciosem bez zniekształceń może generować przebieg przejściowy posiadający określoną charakterystykę częstotliwości, na przykład energia może być skupiana w jednym albo więcej wąskich pasm częstotliwości. Szczelina, która jest bardziej zdarzeniem pękania powodującym rozpadanie skały w wielu sekcjach może wytwarzać przebieg przejściowy o większej częstotliwości rozchodzenia. Ponadto rozwijanie sygnału natężenia w przebiegu przejściowym albo serii przebiegów przejściowych może wskazywać rodzaj szczeliny.
Charakterystyki przebiegu przejściowego mogą być porównywane do jednej albo więcej znanych charakterystyk znanych rodzajów szczelin, na przykład otrzymywanych z historycznych informacji szczelinowania. Na przykład charakterystyki przebiegu przejściowego mogą być porównywane do tych wykrywanych w podobnych skalnych formacjach podczas procesu szczelinowania dla odwiertów, które okazały się być bardzo wydajnymi produkcyjnymi odwiertami.
Oszacowanie zakresu odwiertu może być wykonane w oparciu o częstotliwość charakterystyki zdarzenia szczeliny, ponieważ różne komponenty częstotliwości sygnału przechodzą przez różne poziomy tłumienia.
Aby identyfikować przebiegi przejściowe wśród innych danych pomiarowych z tła ich krótkookresowa zmienność jest porównywana z normalną albo średnią zmiennością dla danego kanału.
W jednym przykładzie wykonania jest to osiągane przez statystyki populacji odwzorowujące średnią energię oraz średnie całkowite odchylenie od średniej (MAD: średnia całkowitej różnicy obecnej wartości i średniej wartości).
Te dwie statystyki są aktualizowane przez uśrednianie wykładnicze, po odebraniu każdej aktualizacji danych, wykorzystując czas rozkładu, N.
Średnie dane = ((N-1)/N)*średnie dane + (1/N)*nowe dane
MAD =((N-1)/N)*dane MAD + (1/N)*abs(nowe dane-średnie dane)
Przy czym dane najpierw przechodzą FFT oraz, w którym wykonywane są obliczenia na kanał oraz na komórce częstotliwości.
Poziom przebiegu przejściowego jest następnie określany jako:
Abs |nowe dane-średnie dane| / MAD
Otrzymywana jest wartość określająca jak bardzo określona komórka częstotliwości jest zmienna, w porównaniu do jej średniej zmienności. Zatem bardzo zmienne kanały są samoregulujące oraz tylko nadmierna oraz nietypowa zmienność jest wykrywana. Przez zmienne wartości algorytm N może być dostrajany, aby wykrywać różne długości zdarzeń przebiegu przejściowego. Zazwyczaj czynniki 4, 6, 8 128 są wykorzystywane, ale zależy to od wymaganej długości przebiegu przejściowego oraz poziomu FFT układu. Przez wykonywanie tego procesu w głównej częstotliwości, osiągany jest wysoki stopień kontrolowania częstotliwości wykorzystywanych do tworzenia zdarzenia przebiegu przejściowego, oraz znajomość struktury widmowej przebiegu przejściowego jest obliczana oraz zachowywana dla przyszłego wydobycia.
Algorytm adaptacyjnie wybiera wykładniczy czynnik według uruchamiania przebiegu przejściowego. Przy ponownym obliczaniu wartości średnich, jeśli komórka częstotliwości jest powyżej progu, jako wykrywanie stosuje się różną wartość dla N (w tym przykładzie 100N jest stosowane) i oznacza to, że zdarzenie przebiegu przejściowego jest dołączone do ogólnych statystyk z ograniczonym poziomem w porównywaniu z normalnym zdarzenie.
Położenia zdarzeń szczeliny może również być monitorowane, aby umożliwić mapowanie szczelin albo mapowanie gęstości szczelin. W standardowym środowisku produkcyjnym może być kilka odwiertów na tym samym polu ropy naftowej albo gazu. Idealnie każdy odwiert podłączony jest w różnych częściach pola.
Jednakże, możliwe jest, że szczeliny tworzone w jednym odwiercie przebiegają w tym samym obszarze jak szczeliny z innego odwiertu. W tym przykładzie nowy odwiert może zwiększyć produkcję, ponieważ produkcja w nowym odwiercie obniża produkcję w starym odwiercie. Pożądane jest zatem monitorowanie położenia szczelin. Zastosowanie układu DAS oferuje możliwość, aby wykrywać oraz monitorować, w którym zdarzeniu szczeliny powstają w czasie rzeczywistym, zatem umożliwiać kontrolowanie procesu szczelinowania.
PL 228 478 B1
Nieoczekiwanie stwierdzono, że układy DAS mogą być wykorzystywane do oddzielnego wykrywania fal P oraz S. Fale P (ciśnienia albo główne fale) są falami wzdłużnymi, które rozchodzą się przez materiał stały. Fale S są falami poprzecznymi albo falami przesunięcia, które są falami poprzecznymi. Zgłoszenie patentowe PCT/GB2009/002055, zawartość którego jest tu włączona przez odniesienie, opisuje jak może być wykorzystywany układ DAS, aby wykrywać fale P oraz S oraz rozróżniać pomiędzy nimi. Wykrywanie fal S zdarzenia szczeliny może umożliwiać określanie położenia. Aby określać położenie zdarzenia szczeliny wiele rodzajów technik światłowodowych i/lub czas przybycia może być wykorzystywanych jak opisano w zgłoszeniu nr GB0919904.3 zawartość którego jest tu włączona przez odniesienie.
Ponadto, należy zauważyć, że fala S, jest falą poprzeczną, która przecina kierunek związany z falą. Wykrywanie różnych komponentów fali S umożliwia określanie kierunku szczeliny. Określanie to jest użyteczne, ponieważ szczeliny w poziomej płaszczyźnie nie są korzystne, ponieważ wtłaczanie piasku jest w ich przypadku ogólnie niewystarczające, aby utrzymać otwartą szczeliną ze względu na skałę powyżej. Pionowa szczelina jest zatem korzystna, aby wykrywać kierunek fali S, przychodząca fala może rozchodzić się w komponentach w trzech wymiarach. Przez umieszczenie jednego albo więcej światłowodów odczytujących, trójwymiarowe komponenty fali padającej mogą być wyczuwane. Zastosowanie jednego albo więcej światłowodów, które korzystnie odpowiadają na zakłócenia akustyczne w jednym kierunku (tzn. załamują się z łatwością w jednym poprzecznym kierunku niż w prostopadłym poprzecznym kierunku) może to pomóc rozwiązać padanie akustycznej fali w jej komponentach, jak opisano w zgłoszeniu GB0919902.7, zawartość którego jest tu włączona przez odniesienie.
Fig. 8 przedstawia odwiert 106 posiadający światłowód 102 umieszczany w otworze oraz urządzenie wywołujące 112, aby dostarczać czujnik DAS jak opisano powyżej. Proces hydraulicznego szczelinowania jest wykonywany przez perforację/miejsce szczeliny 801. Określone zdarzenie szczeliny występuje w położeniu 802. Zdarzenie szczeliny tworzy przebieg przejściowy sejsmicznego sygnału, który rozchodzi się do różnych kanałów światłowodu 102. Czas przybycia do różnych kanałów może być wykorzystywany do określania głębokości zdarzenia szczeliny. Dodatkowo jednakże inny czujnik DAS dostarczany jest przez inny światłowód 803 umieszczany w innym otworze wiertniczym 804 oraz podłączonym do innego urządzenia wywołującego 805. Ten dodatkowy czujnik DAS może być rozmieszczony w istniejącym odwiercie i/lub czujnik DAS może być umieszczony w otworze wiertniczym wykonanym jedynie dla celów obserwacyjnych . Sygnały ze zdarzenia szczeliny będą również odbierane przez części odczytujące światłowodu 803, a zatem będą wykrywane. Sygnały z obydwu czujników DAS mogą być wysyłane do centralnego procesora 806, który może na przykład być umieszczony w sterowni, który analizuje dane, aby wykrywać ten sam sygnał przebiegu przejściowego wykrywany przez różne części odczytujące czujników. Techniki wielo-opóźnieniowe mogą następnie być stosowane do określania początku zakłócenia akustycznego, a zatem położenia zdarzenia szczeliny. Zakładając, że dostarczona jest wystarczająca ilość czujników, aby wyczuwać każdą zmienność położenia, które dla różnych zdarzeń szczeliny może być rejestrowane, a zatem tworzona jest trójwymiarowa mapa szczelin ze szczelinami wytwarzanymi podczas hydraulicznego szczelinowania. Jak przedstawiono na Fig. 8 nie wszystkie czujniki DAS muszą być rozmieszczone w otworach wiertniczych oraz co najmniej jeden czujnik 807 może być umieszczony na poziomie powierzchni albo nieznacznie poniżej poziomu powierzchni.
Monitoring dopływu
Podczas gdy wynalazek został opisany w odniesieniu do wykrywania zdarzenia szczelinowania, jasne jest, że optyczny światłowód, gdy rozmieszczony, pozostanie w odwiercie podczas pracy. Odczytywanie DAS może również dostarczać możliwości użytecznego odczytywania w odniesieniu do pracującego odwiertu. Na przykład monitoring płynu, takiego jak ropa naftowa oraz gaz płynący w odwiercie z sąsiednich skalnych formacji wymaga zazwyczaj większej czułości niż poprzednie techniki, ponieważ opiera się on na poszukiwaniu charakterystycznego dźwięku dla wpływającej do przewodu orurowania ropy naftowej albo gazu, ze stosunkowo cichego oraz subtelnego źródła szumu. Wykrywanie oraz kwantyfikacja obszarów dopływu w odwiercie jest możliwa przez analizę danych 3D ustawianej na wykrywanie aktywności na odległość/głębokość w okresie czasu, jak przedstawiono wykorzystując „kaskadową” mapę energii 2D.
Pożądane efekty są bardzo subtelne i zazwyczaj ujawniają się jako zmiany w strukturze szumu, a nie jako łatwo dostrzegane cechy szumu jak wykrywanie perforacji. Niezawodność oraz dokładność wykrywania może być ulepszona przez uwydatnienie obszarów, w których energia zmienia się w chaPL 228 478 B1 rakterystyczny sposób. Statystyki zmian bardziej niż bezpośrednia energia każdego kanału były badane przez krótkie okresy czasu oraz wykorzystywane aby dostarczać wskazanie dopływu. Jak przedstawiono na Fig. 5 technika ta przedstawia oczywiście obszar dopływu (zaznaczony strzałką) oraz ukośne struktury (zaznaczone linią przerywaną) powodowane przez energię albo materiał przemieszczający się w rurze.
Wiele sposobów monitoringu oraz parametryzacji zostało opisanych powyżej, wraz z różnymi charakterystykami sygnałów, które są analizowane (zawartość częstotliwości, amplituda, oraz stosunek sygnału do szumu), a które stawiają szeroki zakres wymagań wobec czujników. Ze względu na duży zakres dynamiki oraz stosunkowo wysokie tempo próbkowania układu monitoringu DAS, wszystkie powyższe monitoringi oraz przetwarzania mogą być wykonywane wykorzystując ten sam układ jak przedstawiono schematycznie w Fig. 1.
Dodatkowo, oraz jak opisano powyżej, konfiguracja kanału może również być nastawiana, a różne ustawienia kanałów mogą być wykorzystywane dla różnych działań monitorowania. Ustawienia kanałów mogą również być adaptacyjnie sterowane w odpowiedzi na monitorowane dane, na przykład jeśli na określonej głębokości wystąpi znacząca gęstość szczelin, pożądany może być monitoring tej określonej głębokości z większą rozdzielczością przez określony czas, przed powrotem do oryginalnej konfiguracji kanału.
Dzięki temu program pełnego monitoringu może być przeprowadzany przez pojedynczy układ na całej sekwencji działań w odwiercie od wykonywania otworu do wprowadzania płynu. Układ może być umieszczany tak, aby przechodził z jednego rodzaju wykrywania na inny, w odpowiedzi na wykrywane wydarzenia, oraz może adaptacyjnie zmieniać zarówno parametry odczytujące, jak i przetwarzania danych dla zadanej czynności monitoringu/wykrywania.
Dodatkowo, układ DAS może być wykorzystywany jako środek komunikowania się z wgłębnymi czujnikami. US2009/0003133 opisuje sposób przekazywania danych z wgłębnych czujników i podobnych wykorzystując akustycznie samo orurowanie jako medium akustyczne. Zamiast tego może być wykorzystywany światłowód akustyczny aby odbierać kodowane sygnały akustyczne, co oznacza, że sygnały o niższej mocy mogą być przekazywane, i to rzetelnie. Zgłoszenie GB2010/000602 opisuje przetwornik akustyczny odpowiedni do wykorzystania w tym środowisku.
Jasne jest, że wynalazek został opisany powyżej wyłącznie przykładowo, oraz że możliwe jest dokonywanie wszelkich modyfikacji szczegółów mieszczących się w zakresie wynalazku.
Każda cecha ujawniona w opisie, oraz (odpowiednio) zastrzeżeniach i na rysunkach może być dostarczana osobno albo w dowolnej odpowiedniej kombinacji.
Claims (44)
- Zastrzeżenia patentowe1. Sposób wgłębnego monitoringu hydraulicznego szczelinowania obejmujący etapy, w których:nadaje się sygnał wywołania światłowodem umieszczanym w ścieżce odwiertu, aby zapewnić działanie czujnika akustycznego rozłożonego przestrzennie, próbkuje się dane z wielu wzdłużnych części światłowodu; oraz przetwarza się dane, znamienny tym, że dostarcza się wskazanie co najmniej jednej charakterystyki szczelinowania, zawierającej wskazanie co najmniej jednej danej z: (a) poziomów natężenia, (b) częstotliwości oraz (c) rozchodzenia częstotliwości zakłóceń akustycznych w co najmniej jednej wzdłużnej części odczytywania światłowodu w pobliżu miejsca szczeliny, przy czym wskazanie (a) dostarczają informacji o przepływie środka podsadzającego do szczelinowania oraz płynu do szczeliny, jako wynik przetwarzania danych.
- 2. Sposób według zastrz. 1, znamienny tym, że sposób dostarcza wskazanie w czasie rzeczywistym co najmniej jednej charakterystyki szczelinowania.
- 3. Sposób według zastrz. 1 albo 2, znamienny tym, że światłowód jest umieszczany w odwiercie, w którym wykonywane jest hydrauliczne szczelinowanie.
- 4. Sposób według dowolnego z poprzednich zastrzeżeń, znamienny tym, że wskazanie co najmniej jednej charakterystyki szczelinowania zawiera słyszalny sygnał odwzorowujący sygnały akustyczne wykrywane przez co najmniej jedną wzdłużną część światłowodu w pobliżu miejsca szczelinowania.PL 228 478 B1
- 5. Sposób według zastrz. 1, znamienny tym, że wskazanie co najmniej jednej charakterystyki szczelinowania zawiera porównanie poziomów natężenia, częstotliwości lub rozchodzenie częstotliwości zakłóceń akustycznych z co najmniej jednej wzdłużnej części odczytującej światłowodu w pobliżu każdej z wielu różnych szczelin.
- 6. Sposób według zastrz. 5, znamienny tym, że wskazanie co najmniej jednej charakterystyki szczelinowania zawiera przedstawianie energii akustycznej dla każdej z oddzielnych monitorowanych wzdłużnych części odczytujących.
- 7. Sposób według zastrz, 5 albo 6, znamienny tym, że wskazanie (a) dostarczają informacji o względnym przepływie środka podsadzającego do szczelinowania oraz płynu do każdej z wielu różnych szczelin.
- 8. Sposób według dowolnego z poprzednich zastrzeżeń, znamienny tym, że mierzone zakłócenia akustyczne z co najmniej jednej wzdłużnej części odczytującej w pobliżu miejsca szczelinowania są dzielone na jedno albo więcej pasm widmowych oraz średnie natężenie określane jest dla każdego pasma widmowego.
- 9. Sposób według zastrz. 8, znamienny tym, że wskazanie co najmniej jednej charakterystyki szczeliny zawiera przedstawianie, dla co najmniej jednej wzdłużnej części odczytującej światłowodu dla każdego miejsca szczelinowania, akustycznego natężenia z wybranego pasma widmowego.
- 10. Sposób według zastrz. 8 albo 9, znamienny tym, że obejmuje etap analizowania danych z wielu pasm widmowych, aby identyfikować pożądane pasmo widmowe.
- 11. Sposób według zastrz. 10, znamienny tym, że etap analizowania zawiera określanie pasma widmowego, w którym natężenie zakłóceń akustycznych w tym paśmie widmowym we wzdłużnych częściach odczytujących światłowodu odpowiadające miejscom szczelin jest znacząco wyższe niż natężenie w innych bliskich wzdłużnych częściach odczytujących.
- 12. Sposób według zastrz. 10 albo 11, znamienny tym, że etap analizowania zawiera wykrywanie każdego pasma widmowego, w którym natężenie w jednej albo więcej wzdłużnych części odczytujących odpowiadające miejscu szczeliny jest znacząco niższe niż natężenie we wzdłużnych częściach odczytujących odpowiadające jednemu albo więcej innych szczelin.
- 13. Sposób według dowolnego z zastrz. 10-12, znamienny tym, że wskazanie co najmniej jednej charakterystyki szczeliny zawiera przedstawianie natężenia zakłóceń akustycznych z co najmniej jednej wzdłużnej części odczytującej w pobliżu miejsca szczeliny w pożądanym paśmie widmowym.
- 14. Sposób według dowolnego z zastrz. 10-13, znamienny tym, że pożądane pasmo widmowe zawiera wskazanie charakterystyki szczeliny.
- 15. Sposób według dowolnego z poprzednich zastrzeżeń znamienny tym, że obejmuje etap monitoringu rozwijania natężeń wzdłużnych części odczytującej światłowodu odpowiadających miejscom szczelin podczas procesu szczelinowania.
- 16. Sposób według zastrz. 15, znamienny tym, że obejmuje etap określania każdej znaczącej zmiany w średnim natężeniu w każdej istotnej wzdłużnej części odczytującej zmiany i/lub względnych natężeniach we wzdłużnych częściach odczytujących światłowodu odpowiadających miejscom szczelin.
- 17. Sposób według dowolnego z poprzednich zastrzeżeń, znamienny tym, że wskazanie poziomów natężenia, częstotliwości, i/lub rozchodzenia częstotliwości zakłóceń akustycznych kontroluje się warunki przepływu środka podsadzającego do szczelinowania oraz płynu do odwiertu.
- 18. Sposób według dowolnego z poprzednich zastrzeżeń, znamienny tym, że wskazanie co najmniej jednej charakterystyki szczeliny ponadto zawiera informację o wypłukaniu środka podsadzającego do szczelinowania.
- 19. Sposób według zastrz. 18, znamienny tym, że obejmuje analizę danych z części odczytujących światłowodu wzdłuż długości odwiertu podczas hydraulicznego szczelinowania, aby wykrywać wszelkie sygnały wskazujące wypływ płynu z orurowania otworu, które nie odpowiadają miejscu szczelinowania.
- 20. Sposób według zastrz. 18 albo 19, znamienny tym, że obejmuje etap identyfikacji potencjalnych punktów awarii orurowania i/lub otaczającego cementu przed hydraulicznym szczelinowaniem.PL 228 478 B1
- 21. Sposób według zastrz. 20, znamienny tym, że obejmuje etap monitoringu zakłóceń akustycznych z wielu części odczytujących światłowodu, aby generować profil akustyczny odwiertu oraz analizować profil, aby wykrywać wszelkie anomalie.
- 22. Sposób według zastrz. 21, znamienny tym, że profil akustyczny jest uzyskiwany przez monitoring zakłóceń akustycznych w odpowiedzi na wystrzelenie ładunku perforacji.
- 23. Sposób według dowolnego z poprzednich zastrzeżeń znamienny tym, źe obejmuje ponadto etap wykonywania wykrywania przebiegów przejściowych.
- 24. Sposób według zastrz. 23, znamienny tym, że wskazanie co najmniej jednej charakterystyki szczeliny zawiera wskazanie liczby i/lub poziomu przebiegów przejściowych w sygnale akustycznym.
- 25. Sposób według zastrz. 24, znamienny tym, że wskazanie zawiera porównanie liczby i/lub poziomu przebiegów przejściowych do przewidywanej liczby/poziomu.
- 26. Sposób według dowolnego z zastrz. 23 do 25, znamienny tym, że wskazanie co najmniej jednej charakterystyki szczeliny zawiera wskazanie natężenia przebiegów przejściowych w sygnale akustycznym.
- 27. Sposób według dowolnego z zastrz. 23 do 25, znamienny tym, że wskazanie co najmniej jednej charakterystyki szczeliny zawiera wskazanie czasu trwania przebiegów przejściowych albo serii przebiegów przejściowych w sygnale akustycznym.
- 28. Sposób według dowolnego z zastrz. 23 do 25, znamienny tym, że wskazanie co najmniej jednej charakterystyki szczeliny zawiera wskazanie częstotliwości przebiegów przejściowych w sygnale akustycznym.
- 29. Sposób według zastrz. 28, znamienny tym, że obejmuje analizę częstotliwości rozchodzenia wykrywanych przebiegów przejściowych.
- 30. Sposób według dowolnego z zastrz. 23 do 28, znamienny tym, że obejmuje analizę rozwijania sygnału albo serii sygnałów wywoływanych poprzez wykonywanie przejściowego wykrywania.
- 31. Sposób według dowolnego z zastrz. 23 do 30, znamienny tym, że wykrywanie przebiegów przejściowych obejmuje utrzymywanie pomiaru średniego odchylenia bezwzględnego.
- 32. Sposób według zastrz. 31, znamienny tym, że pomiar średniego odchylenia bezwzględnego jest aktualizowany przez uśrednianie wykładnicze z wykorzystaniem czasu rozkładu N.
- 33. Sposób według zastrz. 32, znamienny tym, że czas rozkładu N jest adaptacyjnie zmienny.
- 34. Sposób według dowolnego z zastrz. 23 do 33, znamienny tym, że obejmuje określanie co najmniej jednego kierunku do obszaru albo położenia początku przebiegu przejściowego.
- 35. Sposób według zastrz. 34 znamienny tym, że ponadto obejmuje etap analizowania danych z co najmniej jednego innego czujnika w innym położeniu.
- 36. Sposób według dowolnego z zastrz. 23 do 35, znamienny tym, że wskazanie co najmniej jednej charakterystyki szczeliny zawiera mapę szczelin.
- 37. Sposób według dowolnego z poprzednich zastrzeżeń, znamienny tym, że etapy nadawania sygnału wywołania światłowodu oraz próbkowania danych zawierają emitowanie serii impulsów optycznych do światłowodu oraz wykrywanie rozpraszania promieniowania Rayleighta przez światłowód; oraz przetwarzanie wykrywanego rozpraszania wstecznego promieniowania Rayleighta, aby dostarczać wielu dyskretnych wzdłużnych części odczytujących światłowodu.
- 38. Sposób według dowolnego z poprzednich zastrzeżeń, znamienny tym, że światłowód jest jednomodowym światłowodem, który jest, pozbawiony wszelkich zewnętrznych pobudzeń, wolny od wszelkich indywidualnych zmian charakterystyki optycznych wzdłuż jego długości.
- 39. Sposób według dowolnego z poprzednich zastrzeżeń, znamienny tym, że wzdłużne części odczytujące światłowodu mają długość 10 m albo mniej.
- 40. Sposób według dowolnego z poprzednich zastrzeżeń, znamienny tym, że światłowód jest próbkowany przy próbkującym poziomie większym niż albo równym 5 kHz.
- 41. Sposób według dowolnego z poprzednich zastrzeżeń, znamienny tym, że co najmniej 250 kanałów jest próbkowanych jednocześnie.
- 42. Układ do wgłębnego monitoringu, przy czym układ zawiera: światłowodowe urządzenie wywołujące dostosowane, aby dostarczać rozłożone przestrzennie akustyczne wykrywanie na światłowodzie umieszczanym wzdłuż ścieżki odwiertu; urządzenie próbkujące umiesz24PL 228 478 Β1 czane do próbkowania wielu wyjść kanałów z urządzenia wywołującego, aby dostarczać dane akustyczne z wielu części światłowodu w każdym z wielu odmierzonych czasów; znamienny tym, że analizator danych jest dostosowany do przetwarzania próbkowanych danych, aby wykrywać charakterystyki szczelin oraz dostarczać wskazania charakterystyk szczelin, w którym wskazanie co najmniej jednej charakterystyki szczelinowania zawiera wskazanie co najmniej jednej danej z: (a) poziomów natężenia, (b) częstotliwości, oraz (c) rozchodzenie częstotliwości zakłóceń akustycznych w co najmniej jednej wzdłużnej części odczytującej światłowodu w pobliżu miejsca szczeliny, przy czym wskazanie(a) dostarczają informacji o przepływie środka podsadzającego do szczelinowania oraz płynu do szczeliny.
- 43. Układ według zastrz. 42, znamienny tym, że światłowód jest rozmieszczony wzdłuż zewnętrza orurowania otworu.
- 44. Zastosowanie układu według zastrz. 42 oraz 43 we wgłębnie wykonanym odwiercie, w którym hydrauliczne szczelinowanie jest wykonywane znamienne tym, że dostarcza informacje o procesie szczelinowania dla sterowania hydraulicznym procesem szczelinowania.Rysunki
Applications Claiming Priority (5)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| GB0909038A GB0909038D0 (en) | 2009-05-27 | 2009-05-27 | Well monitoring |
| GB0909038.2 | 2009-05-27 | ||
| GB0919915A GB0919915D0 (en) | 2009-11-13 | 2009-11-13 | Well monitoring |
| GB0919915.9 | 2009-11-13 | ||
| PCT/GB2010/001051 WO2010136764A2 (en) | 2009-05-27 | 2010-05-27 | Fracture monitoring |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| PL398045A1 PL398045A1 (pl) | 2012-06-04 |
| PL228478B1 true PL228478B1 (pl) | 2018-04-30 |
Family
ID=43216857
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| PL398045A PL228478B1 (pl) | 2009-05-27 | 2010-05-27 | Sposób wgłębnego monitoringu hydraulicznego szczelinowania, układ do wgłębnego monitoringu oraz zastosowanie układu |
Country Status (12)
| Country | Link |
|---|---|
| US (4) | US20120063267A1 (pl) |
| CN (5) | CN102597421B (pl) |
| AU (3) | AU2010252797B2 (pl) |
| BR (3) | BRPI1012029B1 (pl) |
| CA (3) | CA2760066C (pl) |
| GB (5) | GB2511657B (pl) |
| MX (1) | MX2011011897A (pl) |
| NO (3) | NO345867B1 (pl) |
| PL (1) | PL228478B1 (pl) |
| RU (6) | RU2011153351A (pl) |
| WO (3) | WO2010136768A2 (pl) |
| ZA (1) | ZA201108666B (pl) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US10801315B2 (en) | 2015-10-28 | 2020-10-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Degradable isolation devices with data recorders |
Families Citing this family (164)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20110290477A1 (en) | 2008-12-31 | 2011-12-01 | Jaeaeskelaeinen Kari-Mikko | Method for monitoring deformation of well equipment |
| WO2010090660A1 (en) | 2009-02-09 | 2010-08-12 | Shell Oil Company | Areal monitoring using distributed acoustic sensing |
| US8245780B2 (en) | 2009-02-09 | 2012-08-21 | Shell Oil Company | Method of detecting fluid in-flows downhole |
| RU2011153351A (ru) * | 2009-05-27 | 2013-07-10 | Квинетик Лимитед | Мониторинг скважины |
| US9109944B2 (en) | 2009-12-23 | 2015-08-18 | Shell Oil Company | Method and system for enhancing the spatial resolution of a fiber optical distributed acoustic sensing assembly |
| US9080949B2 (en) | 2009-12-23 | 2015-07-14 | Shell Oil Company | Detecting broadside and directional acoustic signals with a fiber optical distributed acoustic sensing (DAS) assembly |
| WO2011163286A1 (en) | 2010-06-25 | 2011-12-29 | Shell Oil Company | Signal stacking in fiber optic distributed acoustic sensing |
| US8930143B2 (en) | 2010-07-14 | 2015-01-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Resolution enhancement for subterranean well distributed optical measurements |
| US8584519B2 (en) * | 2010-07-19 | 2013-11-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Communication through an enclosure of a line |
| US9170149B2 (en) | 2010-09-01 | 2015-10-27 | Schlumberger Technology Corporation | Distributed fiber optic sensor system with improved linearity |
| WO2012054635A2 (en) * | 2010-10-19 | 2012-04-26 | Weatherford/Lamb, Inc. | Monitoring using distributed acoustic sensing (das) technology |
| GB201020358D0 (en) | 2010-12-01 | 2011-01-12 | Qinetiq Ltd | Fracture characterisation |
| US20130298665A1 (en) * | 2010-12-21 | 2013-11-14 | Michael Charles Minchau | System and method for monitoring strain & pressure |
| US9234999B2 (en) | 2010-12-21 | 2016-01-12 | Shell Oil Company | System and method for making distributed measurements using fiber optic cable |
| US9322702B2 (en) | 2010-12-21 | 2016-04-26 | Shell Oil Company | Detecting the direction of acoustic signals with a fiber optical distributed acoustic sensing (DAS) assembly |
| US8636063B2 (en) * | 2011-02-16 | 2014-01-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement slurry monitoring |
| GB201103254D0 (en) * | 2011-02-25 | 2011-04-13 | Qinetiq Ltd | Distributed acoustic sensing |
| BR112013022777B1 (pt) | 2011-03-09 | 2021-04-20 | Shell Internationale Research Maatschappij B. V | cabo integrado de fibras ópticas, sistema de monitoramento por fibra óptica para um local de poço, e, método para monitorar um local de poço |
| CA2915625C (en) | 2011-03-11 | 2021-08-03 | Schlumberger Canada Limited | Method of calibrating fracture geometry to microseismic events |
| GB201104423D0 (en) * | 2011-03-16 | 2011-04-27 | Qinetiq Ltd | Subsurface monitoring using distributed accoustic sensors |
| GB201107391D0 (en) * | 2011-05-04 | 2011-06-15 | Qinetiq Ltd | Integrity momitoring |
| CN103534435B (zh) | 2011-05-18 | 2016-10-26 | 国际壳牌研究有限公司 | 用于保护围绕井套管的环形空间中的管道的方法和系统 |
| GB201109372D0 (en) | 2011-06-06 | 2011-07-20 | Silixa Ltd | Method for locating an acoustic source |
| AU2012271016B2 (en) * | 2011-06-13 | 2014-12-04 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Hydraulic fracture monitoring using active seismic sources with receivers in the treatment well |
| CA2743611C (en) | 2011-06-15 | 2017-03-14 | Engineering Seismology Group Canada Inc. | Methods and systems for monitoring and modeling hydraulic fracturing of a reservoir field |
| WO2012177547A1 (en) | 2011-06-20 | 2012-12-27 | Shell Oil Company | Fiber optic cable with increased directional sensitivity |
| GB201112154D0 (en) * | 2011-07-15 | 2011-08-31 | Qinetiq Ltd | Seismic geophysical surveying |
| GB201112161D0 (en) * | 2011-07-15 | 2011-08-31 | Qinetiq Ltd | Portal monitoring |
| AU2012294519B2 (en) | 2011-08-09 | 2014-11-27 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Method and apparatus for measuring seismic parameters of a seismic vibrator |
| GB201114834D0 (en) | 2011-08-26 | 2011-10-12 | Qinetiq Ltd | Determining perforation orientation |
| GB201116816D0 (en) * | 2011-09-29 | 2011-11-09 | Qintetiq Ltd | Flow monitoring |
| US10544667B2 (en) | 2011-11-04 | 2020-01-28 | Schlumberger Technology Corporation | Modeling of interaction of hydraulic fractures in complex fracture networks |
| US10422208B2 (en) | 2011-11-04 | 2019-09-24 | Schlumberger Technology Corporation | Stacked height growth fracture modeling |
| US9494461B2 (en) | 2011-12-15 | 2016-11-15 | Shell Oil Company | Detecting broadside acoustic signals with a fiber optical distrubuted acoustic sensing (DAS) assembly |
| GB201203273D0 (en) * | 2012-02-24 | 2012-04-11 | Qinetiq Ltd | Monitoring transport network infrastructure |
| GB201203854D0 (en) | 2012-03-05 | 2012-04-18 | Qinetiq Ltd | Monitoring flow conditions downwell |
| GB2504918B (en) * | 2012-04-23 | 2015-11-18 | Tgt Oil And Gas Services Fze | Method and apparatus for spectral noise logging |
| US9201157B2 (en) * | 2012-04-26 | 2015-12-01 | Farrokh Mohamadi | Monitoring of wells to detect the composition of matter in boreholes and propped fractures |
| WO2013166602A1 (en) | 2012-05-07 | 2013-11-14 | Packers Plus Energy Services Inc. | Method and system for monitoring well operations |
| US8893785B2 (en) * | 2012-06-12 | 2014-11-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Location of downhole lines |
| US9062545B2 (en) * | 2012-06-26 | 2015-06-23 | Lawrence Livermore National Security, Llc | High strain rate method of producing optimized fracture networks in reservoirs |
| US10088353B2 (en) | 2012-08-01 | 2018-10-02 | Shell Oil Company | Cable comprising twisted sinusoid for use in distributed sensing |
| WO2014058745A2 (en) * | 2012-10-09 | 2014-04-17 | Apache Corporation | System and method for monitoring fracture treatment using optical fiber sensors in monitor wellbores |
| WO2014058335A1 (en) * | 2012-10-11 | 2014-04-17 | Siemens Aktiengesellschaft | Method and apparatus for evaluating the cementing quality of a borehole |
| GB2546937B (en) * | 2012-11-02 | 2017-11-29 | Silixa Ltd | Combining seismic survey and DAS fluid flow data for improved results |
| US9823373B2 (en) | 2012-11-08 | 2017-11-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Acoustic telemetry with distributed acoustic sensing system |
| GB2508159B (en) * | 2012-11-21 | 2015-03-25 | Geco Technology Bv | Processing microseismic data |
| US20140152659A1 (en) * | 2012-12-03 | 2014-06-05 | Preston H. Davidson | Geoscience data visualization and immersion experience |
| US9388685B2 (en) * | 2012-12-22 | 2016-07-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole fluid tracking with distributed acoustic sensing |
| US9200507B2 (en) | 2013-01-18 | 2015-12-01 | Baker Hughes Incorporated | Determining fracture length via resonance |
| US20140202240A1 (en) * | 2013-01-24 | 2014-07-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Flow velocity and acoustic velocity measurement with distributed acoustic sensing |
| US9121972B2 (en) * | 2013-01-26 | 2015-09-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | In-situ system calibration |
| US9494025B2 (en) | 2013-03-01 | 2016-11-15 | Vincent Artus | Control fracturing in unconventional reservoirs |
| BR112015019079A2 (pt) * | 2013-03-08 | 2017-07-18 | Halliburton Energy Services Inc | sistema para monitorar e controlar fluido, método para monitorar um furo de poço penetrando uma formação subterrânea e método para determinar a eficiência de um sistema de extração de gás |
| US10808521B2 (en) | 2013-05-31 | 2020-10-20 | Conocophillips Company | Hydraulic fracture analysis |
| WO2015099634A2 (en) * | 2013-06-20 | 2015-07-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Capturing data for physical states associated with perforating string |
| GB201312549D0 (en) * | 2013-07-12 | 2013-08-28 | Fotech Solutions Ltd | Monitoring of hydraulic fracturing operations |
| US9447679B2 (en) | 2013-07-19 | 2016-09-20 | Saudi Arabian Oil Company | Inflow control valve and device producing distinct acoustic signal |
| WO2015026324A1 (en) * | 2013-08-20 | 2015-02-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Subsurface fiber optic stimulation-flow meter |
| US10036242B2 (en) | 2013-08-20 | 2018-07-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole acoustic density detection |
| EP3044554B1 (en) | 2013-09-13 | 2023-04-19 | Silixa Ltd. | Fibre optic cable for a distributed acoustic sensing system |
| GB2518216B (en) * | 2013-09-13 | 2018-01-03 | Silixa Ltd | Non-isotropic fibre optic acoustic cable |
| US9739142B2 (en) * | 2013-09-16 | 2017-08-22 | Baker Hughes Incorporated | Fiber optic vibration monitoring |
| US10295690B2 (en) | 2013-09-18 | 2019-05-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Distributed seismic sensing for in-well monitoring |
| RU2661747C2 (ru) * | 2013-12-17 | 2018-07-20 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз Инк. | Распределенное акустическое измерение для пассивной дальнометрии |
| US9874082B2 (en) * | 2013-12-17 | 2018-01-23 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole imaging systems and methods |
| GB2522061A (en) * | 2014-01-14 | 2015-07-15 | Optasense Holdings Ltd | Determining sensitivity profiles for DAS sensors |
| WO2015108540A1 (en) * | 2014-01-20 | 2015-07-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Using downhole strain measurements to determine hydraulic fracture system geometry |
| WO2015142803A1 (en) * | 2014-03-18 | 2015-09-24 | Schlumberger Canada Limited | Flow monitoring using distributed strain measurement |
| AU2014388379B2 (en) | 2014-03-24 | 2017-07-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well tools with vibratory telemetry to optical line therein |
| CA2945000C (en) * | 2014-04-24 | 2018-08-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fracture growth monitoring using em sensing |
| EP3149276A4 (en) * | 2014-05-27 | 2018-02-21 | Baker Hughes Incorporated | A method of calibration for downhole fiber optic distributed acoustic sensing |
| CA2946184C (en) * | 2014-06-04 | 2022-04-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fracture treatment analysis based on seismic reflection data |
| CA2945472C (en) * | 2014-06-04 | 2018-10-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fracture treatment analysis based on seismic detection in horizontal and vertical wellbore sections |
| AU2014396155B2 (en) * | 2014-06-04 | 2018-01-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Monitoring subterranean hydrocarbon saturation using distributed acoustic sensing |
| AU2014396229B2 (en) * | 2014-06-04 | 2017-11-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fracture treatment analysis based on distributed acoustic sensing |
| US20170075002A1 (en) * | 2014-06-04 | 2017-03-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Monitoring subterranean fluid movement using distributed acoustic sensing |
| US20170090063A1 (en) * | 2014-06-25 | 2017-03-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and Systems for Permanent Gravitational Field Sensor Arrays |
| US10808522B2 (en) | 2014-07-10 | 2020-10-20 | Schlumberger Technology Corporation | Distributed fiber optic monitoring of vibration to generate a noise log to determine characteristics of fluid flow |
| US9519819B2 (en) * | 2014-07-14 | 2016-12-13 | Fingerprint Cards Ab | Method and electronic device for noise mitigation |
| EP3143249B1 (en) * | 2014-07-17 | 2023-03-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Noise removal for distributed acoustic sensing data |
| US10018036B2 (en) * | 2014-07-30 | 2018-07-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Distributed sensing systems and methods with I/Q data balancing based on ellipse fitting |
| US10392916B2 (en) | 2014-08-22 | 2019-08-27 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | System and method for using pressure pulses for fracture stimulation performance enhancement and evaluation |
| US20160076932A1 (en) * | 2014-09-11 | 2016-03-17 | Trican Well Service, Ltd. | Distributed acoustic sensing to optimize coil tubing milling performance |
| MX2017001923A (es) * | 2014-09-12 | 2017-04-27 | Halliburton Energy Services Inc | Eliminacion de ruido para datos de deteccion acustica distribuida. |
| GB2533482B (en) * | 2014-12-15 | 2017-05-10 | Schlumberger Technology Bv | Borehole seismic sensing with optical fiber to determine location of features in a formation |
| US9927286B2 (en) * | 2014-12-15 | 2018-03-27 | Schlumberger Technology Corporation | Seismic sensing with optical fiber |
| WO2016108872A1 (en) * | 2014-12-31 | 2016-07-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Hydraulic fracturing apparatus, methods, and systems |
| GB201502025D0 (en) * | 2015-02-06 | 2015-03-25 | Optasence Holdings Ltd | Optical fibre sensing |
| US20180087372A1 (en) * | 2015-05-29 | 2018-03-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and systems employing a controlled acoustic source and distributed acoustic sensors to identify acoustic impedance boundary anomalies along a conduit |
| GB201513867D0 (en) * | 2015-08-05 | 2015-09-16 | Silixa Ltd | Multi-phase flow-monitoring with an optical fiber distributed acoustic sensor |
| GB2557745B (en) | 2015-08-19 | 2021-05-19 | Halliburton Energy Services Inc | Evaluating and imaging volumetric void space location for cement evaluation |
| US10274624B2 (en) | 2015-09-24 | 2019-04-30 | Magseis Ff Llc | Determining node depth and water column transit velocity |
| US10087733B2 (en) | 2015-10-29 | 2018-10-02 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Fracture mapping using vertical seismic profiling wave data |
| AU2015414754A1 (en) * | 2015-11-18 | 2018-03-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fiber optic distributed acoustic sensor omnidirectional antenna for use in downhole and marine applications |
| WO2017105767A1 (en) * | 2015-12-14 | 2017-06-22 | Baker Hughes Incorporated | Communication using distributed acoustic sensing systems |
| US10359302B2 (en) | 2015-12-18 | 2019-07-23 | Schlumberger Technology Corporation | Non-linear interactions with backscattered light |
| CN106917622B (zh) * | 2015-12-25 | 2020-09-08 | 中国石油天然气集团公司 | 一种煤层气井监测系统 |
| US10126454B2 (en) * | 2015-12-30 | 2018-11-13 | Schlumberger Technology Corporation | Method and system for fracture detection using acoustic waves |
| US10458228B2 (en) | 2016-03-09 | 2019-10-29 | Conocophillips Company | Low frequency distributed acoustic sensing |
| US10095828B2 (en) | 2016-03-09 | 2018-10-09 | Conocophillips Company | Production logs from distributed acoustic sensors |
| US10890058B2 (en) | 2016-03-09 | 2021-01-12 | Conocophillips Company | Low-frequency DAS SNR improvement |
| WO2017168191A1 (en) * | 2016-03-30 | 2017-10-05 | Schlumberger Technology Corporation | Adaptive signal decomposition |
| BR112018070565A2 (pt) | 2016-04-07 | 2019-02-12 | Bp Exploration Operating Company Limited | detecção de eventos de fundo de poço usando características de domínio da frequência acústicas |
| CA3020007C (en) | 2016-04-07 | 2023-01-31 | Bp Exploration Operating Company Limited | Detecting downhole events using acoustic frequency domain features |
| GB201610996D0 (en) * | 2016-06-23 | 2016-08-10 | Optasense Holdings Ltd | Fibre optic sensing |
| US20190136120A1 (en) * | 2016-06-23 | 2019-05-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fracture Mapping Using Piezoelectric Materials |
| US20180031734A1 (en) * | 2016-08-01 | 2018-02-01 | Chevron U.S.A. Inc. | System and method of calibrating downhole fiber-optic well measurements |
| WO2018063328A1 (en) * | 2016-09-30 | 2018-04-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Determining characteristics of a fracture |
| US11512573B2 (en) * | 2016-10-17 | 2022-11-29 | Schlumberger Technology Corporation | Stimulation using fiber-derived information and fracturing modeling |
| US10698427B2 (en) | 2016-10-31 | 2020-06-30 | Ge Oil & Gas Pressure Control Lp | System and method for assessing sand flow rate |
| WO2018101942A1 (en) * | 2016-12-01 | 2018-06-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Translatable eat sensing modules and associated measurement methods |
| US10844854B2 (en) | 2017-01-23 | 2020-11-24 | Caterpillar Inc. | Pump failure differentiation system |
| US10385841B2 (en) | 2017-02-09 | 2019-08-20 | Caterpillar Inc. | Pump monitoring and notification system |
| CA3058256C (en) | 2017-03-31 | 2023-09-12 | Bp Exploration Operating Company Limited | Well and overburden monitoring using distributed acoustic sensors |
| CN107100612B (zh) * | 2017-04-17 | 2020-05-05 | 山东科技大学 | 一种井下水力压裂影响区域考察方法 |
| WO2018194596A1 (en) * | 2017-04-19 | 2018-10-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | System, method, and device for monitoring a parameter downhole |
| US11255997B2 (en) | 2017-06-14 | 2022-02-22 | Conocophillips Company | Stimulated rock volume analysis |
| EP3619560B1 (en) | 2017-05-05 | 2022-06-29 | ConocoPhillips Company | Stimulated rock volume analysis |
| US10684384B2 (en) | 2017-05-24 | 2020-06-16 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Systems and method for formation evaluation from borehole |
| WO2019040639A1 (en) * | 2017-08-22 | 2019-02-28 | Ge Oil & Gas Pressure Control Lp | SYSTEM AND METHOD FOR EVALUATING SAND FLOW |
| EA202090528A1 (ru) | 2017-08-23 | 2020-07-10 | Бп Эксплорейшн Оперейтинг Компани Лимитед | Обнаружение мест скважинных пескопроявлений |
| CN107642355B (zh) * | 2017-08-24 | 2020-11-06 | 中国石油天然气集团公司 | 基于超声波发射法的水力压裂裂缝监测系统及方法 |
| CN107587870A (zh) * | 2017-09-11 | 2018-01-16 | 中国石油大学(北京) | 页岩气压裂作业井下事故监测与预警方法及系统 |
| CN111771042A (zh) * | 2017-10-11 | 2020-10-13 | 英国石油勘探运作有限公司 | 使用声学频域特征来检测事件 |
| AU2018352983B2 (en) | 2017-10-17 | 2024-02-22 | Conocophillips Company | Low frequency distributed acoustic sensing hydraulic fracture geometry |
| CN111542679A (zh) * | 2017-12-29 | 2020-08-14 | 埃克森美孚上游研究公司 | 用于监视和优化储层增产操作的方法和系统 |
| CN108303173B (zh) * | 2018-01-29 | 2020-11-10 | 武汉光谷航天三江激光产业技术研究院有限公司 | 一种分布式光纤传感管道扰动事件检测方法 |
| US11193367B2 (en) | 2018-03-28 | 2021-12-07 | Conocophillips Company | Low frequency DAS well interference evaluation |
| EP3788515A4 (en) | 2018-05-02 | 2022-01-26 | ConocoPhillips Company | DAS/DTS BASED PRODUCTION LOG INVERSION |
| US11467308B2 (en) * | 2018-05-21 | 2022-10-11 | West Virginia University | Fibro: a fiber optic data processing software for unconventional reservoirs |
| CN110886599B (zh) * | 2018-09-07 | 2021-09-17 | 中国石油化工股份有限公司 | 基于破裂速度的非压裂事件识别方法及系统 |
| US11634973B2 (en) | 2018-10-04 | 2023-04-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Dynamic strain detection for cable orientation during perforation operations |
| CN109283584A (zh) * | 2018-11-09 | 2019-01-29 | 青岛大地新能源技术研究院 | 应用于三维物理模拟的分布式光纤声波测试方法及装置 |
| US20210389486A1 (en) | 2018-11-29 | 2021-12-16 | Bp Exploration Operating Company Limited | DAS Data Processing to Identify Fluid Inflow Locations and Fluid Type |
| WO2020117085A1 (en) * | 2018-12-06 | 2020-06-11 | Schlumberger Canada Limited | A method for multilayer hydraulic fracturing treatment with real-time adjusting |
| EA202191640A1 (ru) * | 2018-12-12 | 2021-10-05 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Мониторинг эффективности повторного гидроразрыва пласта с применением технологии вязкой пачки и высокочастотного мониторинга давления |
| GB201820331D0 (en) * | 2018-12-13 | 2019-01-30 | Bp Exploration Operating Co Ltd | Distributed acoustic sensing autocalibration |
| US11598899B2 (en) | 2018-12-28 | 2023-03-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Instrumented fracturing target for data capture of simulated well |
| CA3134912A1 (en) | 2019-03-25 | 2020-10-01 | Conocophillips Company | Machine-learning based fracture-hit detection using low-frequency das signal |
| CN110031553B (zh) * | 2019-05-17 | 2021-07-27 | 西南石油大学 | 套管损伤监测系统及方法 |
| CN110043262B (zh) * | 2019-05-27 | 2020-06-23 | 大同煤矿集团有限责任公司 | 一种煤矿坚硬顶板水平井压裂裂缝井上下联合监测方法 |
| CN112240189B (zh) * | 2019-07-16 | 2023-12-12 | 中国石油大学(华东) | 一种基于分布式光纤声音监测的水力压裂裂缝监测模拟实验装置及方法 |
| CN110344816B (zh) * | 2019-07-16 | 2023-05-09 | 中国石油大学(华东) | 一种基于分布式光纤声音监测的油气井出砂监测方法 |
| CN110331973B (zh) * | 2019-07-16 | 2022-11-11 | 中国石油大学(华东) | 一种基于分布式光纤声音监测和分布式光纤温度监测的水力压裂监测方法 |
| CN112240195B (zh) * | 2019-07-16 | 2024-01-30 | 中国石油大学(华东) | 基于分布式光纤声音监测的油气井出砂监测模拟实验装置及工作方法 |
| US11449645B2 (en) | 2019-09-09 | 2022-09-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Calibrating a diversion model for a hydraulic fracturing well system |
| CA3154435C (en) | 2019-10-17 | 2023-03-28 | Lytt Limited | Inflow detection using dts features |
| WO2021073741A1 (en) | 2019-10-17 | 2021-04-22 | Lytt Limited | Fluid inflow characterization using hybrid das/dts measurements |
| WO2021093974A1 (en) | 2019-11-15 | 2021-05-20 | Lytt Limited | Systems and methods for draw down improvements across wellbores |
| US11768305B2 (en) * | 2019-12-10 | 2023-09-26 | Origin Rose Llc | Spectral analysis, machine learning, and frac score assignment to acoustic signatures of fracking events |
| US11396808B2 (en) | 2019-12-23 | 2022-07-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well interference sensing and fracturing treatment optimization |
| RU2741888C1 (ru) * | 2020-02-03 | 2021-01-29 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ оценки параметров трещин гидроразрыва пласта для горизонтальной скважины |
| CA3180595A1 (en) | 2020-06-11 | 2021-12-16 | Lytt Limited | Systems and methods for subterranean fluid flow characterization |
| EP4168647A1 (en) | 2020-06-18 | 2023-04-26 | Lytt Limited | Event model training using in situ data |
| CN114458306A (zh) * | 2020-11-06 | 2022-05-10 | 中国石油天然气集团有限公司 | 基于噪声测井的流体流量的确定方法、装置、设备及介质 |
| RU2758263C1 (ru) * | 2020-12-05 | 2021-10-27 | Общество с ограниченной ответственностью «Сигма» | Способ сейсмического мониторинга процессов гидроразрыва пласта при разработке месторождений углеводородов и процессов теплового воздействия при разработке высоковязких углеводородов |
| CN112945703B (zh) * | 2021-02-04 | 2022-03-11 | 西南石油大学 | 一种液固两相流可视化冲蚀模拟装置 |
| RU2759109C1 (ru) * | 2021-04-11 | 2021-11-09 | Артур Фаатович Гимаев | Способ подготовки нефтяных и газовых скважин с горизонтальным окончанием к эксплуатации |
| US20220357719A1 (en) * | 2021-05-10 | 2022-11-10 | Royco Robotics | Automated vision-based system for timing drainage of sand in flowback process |
| CA3225345A1 (en) | 2021-07-16 | 2023-01-19 | Conocophillips Company | Passive production logging instrument using heat and distributed acoustic sensing |
| US11753927B2 (en) | 2021-11-23 | 2023-09-12 | Saudi Arabian Oil Company | Collapse pressure in-situ tester |
| WO2023201389A1 (en) * | 2022-04-19 | 2023-10-26 | Terra15 Pty Ltd | Infrastructure monitoring systems and methods |
| US20230392482A1 (en) * | 2022-06-01 | 2023-12-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Using fiber optic sensing to establish location, amplitude and shape of a standing wave created within a wellbore |
Family Cites Families (43)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5771170A (en) * | 1994-02-14 | 1998-06-23 | Atlantic Richfield Company | System and program for locating seismic events during earth fracture propagation |
| GB9419006D0 (en) * | 1994-09-21 | 1994-11-09 | Sensor Dynamics Ltd | Apparatus for sensor installation |
| GB2333791B (en) * | 1995-02-09 | 1999-09-08 | Baker Hughes Inc | A remotely actuated tool stop |
| US6204920B1 (en) * | 1996-12-20 | 2001-03-20 | Mcdonnell Douglas Corporation | Optical fiber sensor system |
| US5757487A (en) * | 1997-01-30 | 1998-05-26 | The United States Of America As Represented By The Secretary Of The Navy | Methods and apparatus for distributed optical fiber sensing of strain or multiple parameters |
| GB2364380B (en) | 1997-05-02 | 2002-03-06 | Baker Hughes Inc | Method of monitoring and controlling an injection process |
| US6618148B1 (en) * | 2000-02-10 | 2003-09-09 | Southwest Sciences Incorporated | Acoustic resonance frequency locked photoacoustic spectrometer |
| WO2002057805A2 (en) * | 2000-06-29 | 2002-07-25 | Tubel Paulo S | Method and system for monitoring smart structures utilizing distributed optical sensors |
| US6978832B2 (en) * | 2002-09-09 | 2005-12-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole sensing with fiber in the formation |
| US7100688B2 (en) * | 2002-09-20 | 2006-09-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fracture monitoring using pressure-frequency analysis |
| US6837310B2 (en) * | 2002-12-03 | 2005-01-04 | Schlumberger Technology Corporation | Intelligent perforating well system and method |
| GB2398805B (en) * | 2003-02-27 | 2006-08-02 | Sensor Highway Ltd | Use of sensors with well test equipment |
| US7134492B2 (en) * | 2003-04-18 | 2006-11-14 | Schlumberger Technology Corporation | Mapping fracture dimensions |
| GB2400906B (en) * | 2003-04-24 | 2006-09-20 | Sensor Highway Ltd | Distributed optical fibre measurements |
| GB0317530D0 (en) * | 2003-07-26 | 2003-08-27 | Qinetiq Ltd | Optical circuit for a fibre amplifier |
| GB2406376A (en) * | 2003-09-24 | 2005-03-30 | Qinetiq Ltd | Surveillance system including serial array of fiber optic point sensors |
| US20070047867A1 (en) * | 2003-10-03 | 2007-03-01 | Goldner Eric L | Downhole fiber optic acoustic sand detector |
| US20060081412A1 (en) * | 2004-03-16 | 2006-04-20 | Pinnacle Technologies, Inc. | System and method for combined microseismic and tiltmeter analysis |
| RU2327154C2 (ru) * | 2004-04-23 | 2008-06-20 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В | Способ и система для мониторинга заполненных жидкостью областей в среде на основе граничных волн, распространяющихся по их поверхностям |
| RU2271446C1 (ru) * | 2004-07-27 | 2006-03-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ПетроЛайт" | Устройство для мониторинга виброакустической характеристики протяженного объекта |
| US7274441B2 (en) * | 2004-08-06 | 2007-09-25 | The United States Of America Represented By The Secretary Of The Navy | Natural fiber span reflectometer providing a virtual differential signal sensing array capability |
| EP1712931A1 (en) * | 2005-04-14 | 2006-10-18 | Qinetiq Limited | Method and apparatus for detecting a target in a scene |
| RU2318223C2 (ru) * | 2005-09-28 | 2008-02-27 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ оптимизации пассивного мониторинга гидравлического разрыва пласта (варианты) |
| US7470594B1 (en) * | 2005-12-14 | 2008-12-30 | National Semiconductor Corporation | System and method for controlling the formation of an interfacial oxide layer in a polysilicon emitter transistor |
| CA2640359C (en) * | 2006-01-27 | 2012-06-26 | Schlumberger Technology B.V. | Method for hydraulic fracturing of subterranean formation |
| US20070215345A1 (en) * | 2006-03-14 | 2007-09-20 | Theodore Lafferty | Method And Apparatus For Hydraulic Fracturing And Monitoring |
| GB0605699D0 (en) | 2006-03-22 | 2006-05-03 | Qinetiq Ltd | Acoustic telemetry |
| GB2442745B (en) | 2006-10-13 | 2011-04-06 | At & T Corp | Method and apparatus for acoustic sensing using multiple optical pulses |
| US7451812B2 (en) * | 2006-12-20 | 2008-11-18 | Schlumberger Technology Corporation | Real-time automated heterogeneous proppant placement |
| GB2461191B (en) * | 2007-02-15 | 2012-02-29 | Hifi Engineering Inc | Method and apparatus for fluid migration profiling |
| US8230915B2 (en) * | 2007-03-28 | 2012-07-31 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus, system, and method for determining injected fluid vertical placement |
| US7586617B2 (en) * | 2007-06-22 | 2009-09-08 | Schlumberger Technology Corporation | Controlling a dynamic signal range in an optical time domain reflectometry |
| CN201074511Y (zh) * | 2007-08-10 | 2008-06-18 | 中国石油天然气集团公司 | 永久性高温油气生产井光纤流量测试系统 |
| US8077314B2 (en) * | 2007-10-15 | 2011-12-13 | Schlumberger Technology Corporation | Measuring a characteristic of a multimode optical fiber |
| US7946341B2 (en) * | 2007-11-02 | 2011-05-24 | Schlumberger Technology Corporation | Systems and methods for distributed interferometric acoustic monitoring |
| GB0815297D0 (en) | 2008-08-21 | 2008-09-24 | Qinetiq Ltd | Conduit monitoring |
| GB0905986D0 (en) | 2009-04-07 | 2009-05-20 | Qinetiq Ltd | Remote sensing |
| RU2011153351A (ru) * | 2009-05-27 | 2013-07-10 | Квинетик Лимитед | Мониторинг скважины |
| GB0919902D0 (en) | 2009-11-13 | 2009-12-30 | Qinetiq Ltd | Improvements in fibre optic cables for distributed sensing |
| GB0919904D0 (en) | 2009-11-13 | 2009-12-30 | Qinetiq Ltd | Determining lateral offset in distributed fibre optic acoustic sensing |
| GB201020358D0 (en) * | 2010-12-01 | 2011-01-12 | Qinetiq Ltd | Fracture characterisation |
| GB201104423D0 (en) * | 2011-03-16 | 2011-04-27 | Qinetiq Ltd | Subsurface monitoring using distributed accoustic sensors |
| US9417103B2 (en) * | 2011-09-20 | 2016-08-16 | Schlumberger Technology Corporation | Multiple spectrum channel, multiple sensor fiber optic monitoring system |
-
2010
- 2010-05-27 RU RU2011153351/03A patent/RU2011153351A/ru unknown
- 2010-05-27 WO PCT/GB2010/001056 patent/WO2010136768A2/en active Application Filing
- 2010-05-27 WO PCT/GB2010/001064 patent/WO2010136773A2/en active Application Filing
- 2010-05-27 RU RU2015151868A patent/RU2693087C2/ru active
- 2010-05-27 RU RU2014128537A patent/RU2648743C2/ru active
- 2010-05-27 CN CN201080005244.9A patent/CN102597421B/zh active Active
- 2010-05-27 CA CA2760066A patent/CA2760066C/en active Active
- 2010-05-27 GB GB1407433.0A patent/GB2511657B/en not_active Expired - Fee Related
- 2010-05-27 CN CN201410457045.1A patent/CN104295290B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2010-05-27 RU RU2011153423/03A patent/RU2537419C2/ru active
- 2010-05-27 PL PL398045A patent/PL228478B1/pl unknown
- 2010-05-27 CA CA2760644A patent/CA2760644C/en active Active
- 2010-05-27 NO NO20111678A patent/NO345867B1/no unknown
- 2010-05-27 CN CN201080023028.7A patent/CN102449263B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2010-05-27 BR BRPI1012029-7A patent/BRPI1012029B1/pt active IP Right Grant
- 2010-05-27 US US13/320,877 patent/US20120063267A1/en not_active Abandoned
- 2010-05-27 AU AU2010252797A patent/AU2010252797B2/en active Active
- 2010-05-27 US US13/320,884 patent/US9617848B2/en active Active
- 2010-05-27 GB GB1121106.7A patent/GB2482838B/en active Active
- 2010-05-27 US US13/320,882 patent/US8950482B2/en active Active
- 2010-05-27 BR BRPI1012028-9A patent/BRPI1012028B1/pt not_active IP Right Cessation
- 2010-05-27 BR BRPI1012022A patent/BRPI1012022B1/pt active IP Right Grant
- 2010-05-27 RU RU2011153416/03A patent/RU2568652C2/ru active
- 2010-05-27 CN CN201410457176.XA patent/CN104314552B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2010-05-27 CA CA2760662A patent/CA2760662C/en active Active
- 2010-05-27 WO PCT/GB2010/001051 patent/WO2010136764A2/en active Application Filing
- 2010-05-27 CN CN201080005137.6A patent/CN102292518B/zh active Active
- 2010-05-27 GB GB1121113.3A patent/GB2482839B/en active Active
- 2010-05-27 GB GB1121110.9A patent/GB2483584B/en active Active
- 2010-05-27 MX MX2011011897A patent/MX2011011897A/es active IP Right Grant
-
2011
- 2011-11-24 ZA ZA2011/08666A patent/ZA201108666B/en unknown
- 2011-12-06 NO NO20111676A patent/NO344356B1/no unknown
- 2011-12-07 NO NO20111692A patent/NO344980B1/no unknown
-
2014
- 2014-04-28 GB GB1407427.2A patent/GB2511656B/en not_active Expired - Fee Related
- 2014-07-11 RU RU2014128551A patent/RU2014128551A/ru unknown
-
2015
- 2015-08-03 US US14/816,456 patent/US9689254B2/en active Active
-
2016
- 2016-05-30 AU AU2016203553A patent/AU2016203553B2/en not_active Ceased
- 2016-05-30 AU AU2016203552A patent/AU2016203552B2/en not_active Ceased
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US10801315B2 (en) | 2015-10-28 | 2020-10-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Degradable isolation devices with data recorders |
Also Published As
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| PL228478B1 (pl) | Sposób wgłębnego monitoringu hydraulicznego szczelinowania, układ do wgłębnego monitoringu oraz zastosowanie układu | |
| EP3019895B1 (en) | Monitoring of hydraulic fracturing operations | |
| RU2499283C1 (ru) | Способ и устройство для скважинной спектральной шумометрии | |
| Boone* et al. | Monitoring hydraulic fracturing operations using fiber-optic distributed acoustic sensing | |
| CN111350496A (zh) | 一种用于井下水力压裂过程的裂缝表征的系统及方法 | |
| US20220341319A1 (en) | Wellbore tubular with local inner diameter variation |