RU2011122475A - Способы и устройство для планирования и динамического обновления операций отбора проб во время бурения в подземном пласте - Google Patents
Способы и устройство для планирования и динамического обновления операций отбора проб во время бурения в подземном пласте Download PDFInfo
- Publication number
- RU2011122475A RU2011122475A RU2011122475/03A RU2011122475A RU2011122475A RU 2011122475 A RU2011122475 A RU 2011122475A RU 2011122475/03 A RU2011122475/03 A RU 2011122475/03A RU 2011122475 A RU2011122475 A RU 2011122475A RU 2011122475 A RU2011122475 A RU 2011122475A
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- sampling
- drilling
- parameters
- formation
- fluid
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract 65
- 238000005070 sampling Methods 0.000 title claims abstract 65
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract 48
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract 31
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract 28
- 238000004088 simulation Methods 0.000 claims abstract 8
- 239000012065 filter cake Substances 0.000 claims abstract 7
- 230000000694 effects Effects 0.000 claims abstract 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims 8
- 239000000706 filtrate Substances 0.000 claims 3
- 238000012360 testing method Methods 0.000 claims 3
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 claims 2
- 230000035515 penetration Effects 0.000 claims 2
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 claims 2
- 230000009897 systematic effect Effects 0.000 claims 2
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 claims 1
- 230000008021 deposition Effects 0.000 claims 1
- 238000003795 desorption Methods 0.000 claims 1
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 claims 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 claims 1
- 230000008595 infiltration Effects 0.000 claims 1
- 238000001764 infiltration Methods 0.000 claims 1
- 238000007726 management method Methods 0.000 claims 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims 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
- E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
- E21B49/08—Obtaining fluid samples or testing fluids, in boreholes or wells
-
- 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
- E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
- E21B21/08—Controlling or monitoring pressure or flow of drilling fluid, e.g. automatic filling of boreholes, automatic control of bottom pressure
-
- G—PHYSICS
- G05—CONTROLLING; REGULATING
- G05B—CONTROL OR REGULATING SYSTEMS IN GENERAL; FUNCTIONAL ELEMENTS OF SUCH SYSTEMS; MONITORING OR TESTING ARRANGEMENTS FOR SUCH SYSTEMS OR ELEMENTS
- G05B13/00—Adaptive control systems, i.e. systems automatically adjusting themselves to have a performance which is optimum according to some preassigned criterion
- G05B13/02—Adaptive control systems, i.e. systems automatically adjusting themselves to have a performance which is optimum according to some preassigned criterion electric
- G05B13/04—Adaptive control systems, i.e. systems automatically adjusting themselves to have a performance which is optimum according to some preassigned criterion electric involving the use of models or simulators
- G05B13/048—Adaptive control systems, i.e. systems automatically adjusting themselves to have a performance which is optimum according to some preassigned criterion electric involving the use of models or simulators using a predictor
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Artificial Intelligence (AREA)
- Computer Vision & Pattern Recognition (AREA)
- Evolutionary Computation (AREA)
- Medical Informatics (AREA)
- Software Systems (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Automation & Control Theory (AREA)
- Investigation Of Foundation Soil And Reinforcement Of Foundation Soil By Compacting Or Drainage (AREA)
- Sampling And Sample Adjustment (AREA)
- Excavating Of Shafts Or Tunnels (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
1. Способ планирования операции отбора проб в подземном пласте, содержащий следующие стадии:идентифицирование множества процессов и относящихся к ним параметров, причем процессы включают в себя процессы бурения и отбора проб, и их параметры включают в себя параметры бурения и отбора проб;обработка данных параметров для каждого из процессов с помощью спецпроцессора моделирования для создания прогнозов, связанных с отбором проб в пласте, включающего в себя, по меньшей мере, один из имитатора гидравлической системы ствола скважины, имитатора фильтрационной корки бурового раствора, имитатора пластового потока или имитатора ответной реакции инструмента;систематизация прогнозов, связанных с отбором проб в пласте, на основании, по меньшей мере, одного из качества текучей среды проб, продолжительности процесса отбора проб, производительности процесса отбора проб или стоимости отбора проб;планирование операции отбора проб на основании систематизированных прогнозов.2. Способ по п.1, в котором указанные параметры содержат, по меньшей мере, одно из свойства бурового раствора, статистики интенсивности подачи бурового раствора, конфигурации компоновки низа бурильной колонны, свойства текучей среды проб, свойства пласта, продолжительности операции отбора проб, статистики интенсивности подачи текучей среды проб, заданного времени отбора пробы, параметров процесса или параметров коллектора.3. Способ по п.1, в котором систематизация прогнозов содержит определение влияния каждого из указанных параметров на, по меньшей мере, одно из качества текучей среды проб, продолжительности процесса отбора проб, производительнос
Claims (25)
1. Способ планирования операции отбора проб в подземном пласте, содержащий следующие стадии:
идентифицирование множества процессов и относящихся к ним параметров, причем процессы включают в себя процессы бурения и отбора проб, и их параметры включают в себя параметры бурения и отбора проб;
обработка данных параметров для каждого из процессов с помощью спецпроцессора моделирования для создания прогнозов, связанных с отбором проб в пласте, включающего в себя, по меньшей мере, один из имитатора гидравлической системы ствола скважины, имитатора фильтрационной корки бурового раствора, имитатора пластового потока или имитатора ответной реакции инструмента;
систематизация прогнозов, связанных с отбором проб в пласте, на основании, по меньшей мере, одного из качества текучей среды проб, продолжительности процесса отбора проб, производительности процесса отбора проб или стоимости отбора проб;
планирование операции отбора проб на основании систематизированных прогнозов.
2. Способ по п.1, в котором указанные параметры содержат, по меньшей мере, одно из свойства бурового раствора, статистики интенсивности подачи бурового раствора, конфигурации компоновки низа бурильной колонны, свойства текучей среды проб, свойства пласта, продолжительности операции отбора проб, статистики интенсивности подачи текучей среды проб, заданного времени отбора пробы, параметров процесса или параметров коллектора.
3. Способ по п.1, в котором систематизация прогнозов содержит определение влияния каждого из указанных параметров на, по меньшей мере, одно из качества текучей среды проб, продолжительности процесса отбора проб, производительности процесса отбора проб или стоимости отбора проб.
4. Способ по п.1, дополнительно содержащий выполнение операции отбора проб на основании систематизированных прогнозов.
5. Способ по п.1, дополнительно содержащий измерение параметров во время бурения для обновления операции бурения в режиме реального времени.
6. Способ по п.1, дополнительно содержащий получение фактических измерений, связанных с отбором проб в пласте, и выполнение операции испытания для получения фактических измерений в подземном пласте.
7. Способ по п.6, дополнительно содержащий обновление операции отбора проб на основании фактических измерений.
8. Способ по п.6, дополнительно содержащий сравнение фактических измерений с прогнозами для идентифицирования выхода из строя инструментов, сравнение фактических измерений с прогнозами для обновления указанных параметров и обновления указанных параметров на основании фактических измерений для улучшения производительности операции отбора проб.
9. Способ по п.6, дополнительно содержащий обработку данных фактических измерений с помощью спецпроцессора моделирования для создания модели для прогнозирования, по меньшей мере, одного из свойств пласта, свойств фильтрационной корки бурового раствора или свойств текучей среды отобранной пробы, и обновление операции бурения на основании, по меньшей мере, одного из свойств пласта, свойств фильтрационной корки бурового раствора или свойств текучей среды отобранной пробы.
10. Способ по п.1, в котором множество процессов включают в себя, по меньшей мере, первый сценарий и второй сценарий.
11. Способ по п.10, в котором первый сценарий связан с, по меньшей мере, одним из имитации первой производительности первого процесса отбора проб при расположении пробоотборника относительно близко к буровому долоту с первой конфигурацией стабилизатора или после бурения, и второй сценарий связан с, по меньшей мере, одним из имитации второй производительности второго процесса отбора проб при расположении пробоотборника относительно далеко от бурового долота со второй конфигурацией стабилизатора после бурения или во время подъема компоновки низа бурильной колонны из ствола скважины.
12. Способ по п.10 в котором первый сценарий связан с, по меньшей мере, одним из имитации первой производительности первого процесса отбора проб с использованием первого бурового раствора во время бурения с использованием первой статистики интенсивности подачи бурового раствора или с использованием статистики интенсивности подачи текучей среды первого образца, и второй сценарий связан с, по меньшей мере, одним из имитации второй производительности второго процесса отбора проб с использованием второго бурового раствора с использованием инструмента на каротажном кабеле с использованием статистики интенсивности подачи второго бурового раствора или с использованием статистики интенсивности подачи текучей среды второй пробы.
13. Способ управления операцией отбора проб в подземном пласте, содержащий следующие стадии:
испытание пласта, предназначенного для отбора пробы;
измерение ответной реакции пласта на испытание;
определение параметров фильтрационной корки бурового раствора и параметров пласта на основании ответной реакции пласта;
обработка параметров фильтрационной корки бурового раствора и параметров пласта с помощью спецпроцессора моделирования для создания выходных данных имитации;
определение параметров отбора проб на основании выходных данных имитации и
управление операцией отбора проб в подземном пласте на основании параметров отбора проб.
14. Способ по п.13, содержащий управление операцией отбора проб в подземном пласте на основании, по меньшей мере, одного из параметров пласта, по меньшей мере, одного параметра насоса и модели инструмента.
15. Способ по п.13, дополнительно содержащий определение степени инфильтрации фильтрата бурового раствора в пласт, предназначенный для отбора пробы, и изменение, по меньшей мере, одной из интенсивности подачи бурового раствора или интенсивности подачи текучей среды пробы на основании измеренной ответной реакции пласта.
16. Способ по п.13, в котором параметры отбора проб связаны, по меньшей мере, одним из качества текучей среды пробы, продолжительности процесса отбора пробы, производительности отбора пробы или стоимости отбора пробы, при этом выходные данные имитации связаны с, по меньшей мере, одним из статистики скорости фильтрации или объема фильтрата на поверхности ствола скважины.
17. Способ по п.13, дополнительно содержащий идентифицирование параметров, связанных с неплотной коркой бурового раствора с помощью спецпроцессора моделирования, при этом параметры фильтрационной корки бурового раствора связаны с, по меньшей мере, одним из массы корки бурового раствора, сжатия корки бурового раствора, модели отложения корки бурового раствора, модели эрозии корки бурового раствора, модели проницаемости корки бурового раствора или модели десорбции корки бурового раствора.
18. Способ по п.13, дополнительно содержащий идентифицирование параметров пласта, связанных с, по меньшей мере, одним из забойного давления, степени проникновения фильтрата бурового раствора или модели мгновенного проникновения, при этом параметры пласта обрабатываются с параметрами фильтрационной корки бурового раствора с помощью спецпроцессора моделирования для создания выходных данных имитации.
19. Способ по п.13, дополнительно содержащий идентифицирование модели гидравлической системы ствола скважины, предназначенной для прогнозирования, по меньшей мере, одного из скорости бурового раствора или давления в кольцевом пространстве, при этом данные, связанные с моделью гидравлической системы ствола скважины, обрабатываются вместе с параметрами фильтрационной корки бурового раствора с помощью спецпроцессора моделирования для создания выходных данных имитации.
20. Способ управления операцией бурения подземного пласта, содержащий следующие стадии:
осуществление процесса отбора проб в подземном пласте;
измерение фактической ответной реакции пласта на процесс отбора проб;
расчет с помощью спецпроцессора моделирования теоретической ответной реакции пласта на процесс отбора проб;
сравнение фактической ответной реакции с теоретической ответной реакцией;
корректировка, по меньшей мере, одного из свойства пласта или свойства бурового раствора на основании сравнения и
управление операцией бурения на основании, по меньшей мере, одного из откорректированного свойства пласта или откорректированного свойства бурового раствора для улучшения процесса отбора проб.
21. Способ по п.20, в котором управление операцией бурения содержит управление в режиме реального времени, по меньшей мере, одним из интенсивности подачи бурового раствора или перемещения компоновки низа бурильной колонны, при этом управление операций бурения для улучшения процесса отбора проб содержит, по меньшей мере, одно из увеличения качества пробы, уменьшения времени отбора проб, увеличения производительности отбора проб или уменьшения стоимости.
22. Способ по п.20, дополнительно содержащий обновление спецпроцессора моделирования на основании, по меньшей мере, одного из откорректированного свойства пласта или откорректированного свойства бурового раствора.
23. Способ по п.20, в котором расчет теоретической ответной реакции пласта содержит использование, по меньшей мере, одного из параметра пласта, параметра отбора проб или параметра бурения.
24. Способ выполнения операции отбора проб во время бурения, содержащий следующие стадии:
планирование операции отбора проб во время бурения с помощью имитатора, содержащее определение параметров бурения и отбора проб на основании выходных данных имитатора, полученных перед началом операции отбора проб во время бурения;
управление в режиме реального времени процессом отбора проб операции отбора проб во время бурения с помощью имитатора посредством обновления входных данных имитатора на основании данных, полученных во время, по меньшей мере, одного из процесса отбора проб или процесса бурения, выполняемого во время операции отбора проб во время бурения; и
управление в режиме реального времени процессом бурения с помощью имитатора для улучшения процесса отбора проб посредством обновления входных данных имитатора на основании данных, полученных во время процесса отбора проб или процесса бурения.
25. Способ по п.24, в котором управление в режиме реального времени процессом бурения содержит корректировку, по меньшей мере, одного из скорости бурения, бурового раствора или интенсивности перекачки бурового раствора.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US11085708P | 2008-11-03 | 2008-11-03 | |
| US61/110,857 | 2008-11-03 | ||
| PCT/US2009/062303 WO2010062635A2 (en) | 2008-11-03 | 2009-10-28 | Methods and apparatus for planning and dynamically updating sampling operations while drilling in a subterranean formation |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2011122475A true RU2011122475A (ru) | 2012-12-10 |
| RU2502870C2 RU2502870C2 (ru) | 2013-12-27 |
Family
ID=42226324
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2011122475/03A RU2502870C2 (ru) | 2008-11-03 | 2009-10-28 | Способы и устройство для планирования и динамического обновления операций отбора проб во время бурения в подземном пласте |
Country Status (8)
| Country | Link |
|---|---|
| US (2) | US9097103B2 (ru) |
| AU (1) | AU2009320119B2 (ru) |
| DE (1) | DE112009002653B4 (ru) |
| GB (1) | GB2478213B (ru) |
| MX (1) | MX2011004520A (ru) |
| MY (1) | MY158618A (ru) |
| RU (1) | RU2502870C2 (ru) |
| WO (1) | WO2010062635A2 (ru) |
Families Citing this family (38)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| DE112009002653B4 (de) | 2008-11-03 | 2017-03-30 | Schlumberger Technology B.V. | Verfahren zum Planen und dynamischen Aktualisieren von Probennahmevorgängen während des Bohrens in einer unterirdischen Formation und Probennahmeverfahren |
| US8757254B2 (en) * | 2009-08-18 | 2014-06-24 | Schlumberger Technology Corporation | Adjustment of mud circulation when evaluating a formation |
| EP2614461A4 (en) * | 2010-09-10 | 2018-05-09 | Exxonmobil Upstream Research Company | System and method for simultaneous visualization of fluid flow within well completions and a reservoir |
| US20140088875A1 (en) * | 2011-05-06 | 2014-03-27 | Schneider Electric USA, Inc. | Pumpjack torque fill estimation |
| BR112014004939A2 (pt) * | 2011-09-01 | 2017-04-04 | Prad Res & Dev Ltd | método, e ferramenta de fundo de poço |
| US10221686B2 (en) * | 2011-09-13 | 2019-03-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Measuring an adsorbing chemical in downhole fluids |
| BR112014014667A2 (pt) * | 2011-12-14 | 2018-05-22 | Mi Llc | fazedor de conexão |
| US8215164B1 (en) * | 2012-01-02 | 2012-07-10 | HydroConfidence Inc. | Systems and methods for monitoring groundwater, rock, and casing for production flow and leakage of hydrocarbon fluids |
| AU2012382975B2 (en) * | 2012-06-21 | 2016-09-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for formation tester data interpretation with diverse flow models |
| US9151126B2 (en) | 2012-07-11 | 2015-10-06 | Landmark Graphics Corporation | System, method and computer program product to simulate drilling event scenarios |
| US10753830B2 (en) * | 2013-03-18 | 2020-08-25 | Dean Carroll | Method and apparatus for controlling sampling of events involving a fluid control |
| RU2525093C1 (ru) * | 2013-07-30 | 2014-08-10 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ прогнозирования изменения свойств призабойной зоны пласта под воздействием бурового раствора |
| WO2015026394A1 (en) * | 2013-08-22 | 2015-02-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | On-site mass spectrometry for liquid and extracted gas analysis of drilling fluids |
| US10316653B2 (en) * | 2013-11-13 | 2019-06-11 | Schlumberger Technology Corporation | Method for calculating and displaying optimized drilling operating parameters and for characterizing drilling performance with respect to performance benchmarks |
| US10577928B2 (en) | 2014-01-27 | 2020-03-03 | Schlumberger Technology Corporation | Flow regime identification with filtrate contamination monitoring |
| US10858935B2 (en) * | 2014-01-27 | 2020-12-08 | Schlumberger Technology Corporation | Flow regime identification with filtrate contamination monitoring |
| WO2016054628A1 (en) * | 2014-10-03 | 2016-04-07 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Integrated drilling control system and associated method |
| US20160320527A1 (en) * | 2014-12-29 | 2016-11-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and methods for cross-sensor linearization |
| US10920561B2 (en) * | 2015-01-16 | 2021-02-16 | Schlumberger Technology Corporation | Drilling assessment system |
| US10837244B2 (en) * | 2015-04-27 | 2020-11-17 | Total Sa | Method for determining a concentration of solid particles |
| US10087741B2 (en) | 2015-06-30 | 2018-10-02 | Schlumberger Technology Corporation | Predicting pump performance in downhole tools |
| EP3365656A1 (de) * | 2015-10-19 | 2018-08-29 | HZ-Dr. Hans Jürgen Hahn und Dr. Thomas Zumbroich GbR | Untergrunddurchlässigkeitsmessgerät |
| US20170138191A1 (en) * | 2015-11-17 | 2017-05-18 | Baker Hughes Incorporated | Geological asset uncertainty reduction |
| US10927659B2 (en) * | 2015-12-11 | 2021-02-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Mud cake correction of formation measurement data |
| CA2915802A1 (en) * | 2015-12-18 | 2017-06-18 | Objectivity.Ca | Explorative sampling of natural mineral resource deposits |
| US10344584B2 (en) * | 2016-02-12 | 2019-07-09 | Saudi Arabian Oil Company | Systems and methods for transient-pressure testing of water injection wells to determine reservoir damages |
| US10704388B2 (en) * | 2016-03-31 | 2020-07-07 | Schlumberger Technology Corporation | Systems and methods for pump control based on non-linear model predictive controls |
| US10564083B2 (en) * | 2016-05-18 | 2020-02-18 | Saudi Arabian Oil Company | Analyzing drilling fluid rheology at a drilling site |
| US10690642B2 (en) * | 2016-09-27 | 2020-06-23 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Method for automatically generating a fluid property log derived from drilling fluid gas data |
| WO2019222300A1 (en) * | 2018-05-15 | 2019-11-21 | Schlumberger Technology Corporation | Adaptive downhole acquisition system |
| US10845354B2 (en) | 2018-05-21 | 2020-11-24 | Newpark Drilling Fluids Llc | System for simulating in situ downhole drilling conditions and testing of core samples |
| WO2020069378A1 (en) | 2018-09-28 | 2020-04-02 | Schlumberger Technology Corporation | Elastic adaptive downhole acquisition system |
| GB2582841B (en) * | 2019-08-19 | 2021-09-08 | Clear Solutions Holdings Ltd | Automated fluid system |
| US11280190B2 (en) * | 2019-10-30 | 2022-03-22 | Baker Hughes Oilfield Operations Llc | Estimation of a downhole fluid property distribution |
| US11193370B1 (en) | 2020-06-05 | 2021-12-07 | Saudi Arabian Oil Company | Systems and methods for transient testing of hydrocarbon wells |
| WO2022031533A1 (en) * | 2020-08-05 | 2022-02-10 | Board Of Regents, The University Of Texas System | Systems and methods for automated, real-time analysis and optimization of formation-tester measurements |
| RU2756340C1 (ru) * | 2021-03-12 | 2021-09-29 | Публичное акционерное общество «Газпром нефть» | Система, машиночитаемый носитель и способ обработки данных качества проб пластовых флюидов |
| US11486212B1 (en) * | 2021-12-31 | 2022-11-01 | Haliburton Energy Services, Inc. | Determining a laminar-turbulent transition region for a wellbore fluid |
Family Cites Families (21)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4794534A (en) * | 1985-08-08 | 1988-12-27 | Amoco Corporation | Method of drilling a well utilizing predictive simulation with real time data |
| US6612382B2 (en) * | 1996-03-25 | 2003-09-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Iterative drilling simulation process for enhanced economic decision making |
| US6109368A (en) | 1996-03-25 | 2000-08-29 | Dresser Industries, Inc. | Method and system for predicting performance of a drilling system for a given formation |
| US5992519A (en) * | 1997-09-29 | 1999-11-30 | Schlumberger Technology Corporation | Real time monitoring and control of downhole reservoirs |
| MXPA02012061A (es) * | 2000-06-06 | 2005-06-06 | Halliburton Energy Serv Inc | Metodo de tiempo real para mantener estabilidad de yacimientos. |
| US6585041B2 (en) * | 2001-07-23 | 2003-07-01 | Baker Hughes Incorporated | Virtual sensors to provide expanded downhole instrumentation for electrical submersible pumps (ESPs) |
| US7512543B2 (en) * | 2002-05-29 | 2009-03-31 | Schlumberger Technology Corporation | Tools for decision-making in reservoir risk management |
| US8555968B2 (en) | 2002-06-28 | 2013-10-15 | Schlumberger Technology Corporation | Formation evaluation system and method |
| US7835893B2 (en) * | 2003-04-30 | 2010-11-16 | Landmark Graphics Corporation | Method and system for scenario and case decision management |
| AU2004237171B2 (en) * | 2003-04-30 | 2010-02-11 | Landmark Graphics Corporation | Stochastically generating facility and well schedules |
| US7114562B2 (en) | 2003-11-24 | 2006-10-03 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and method for acquiring information while drilling |
| BRPI0508357B1 (pt) | 2004-03-01 | 2016-09-13 | Halliburton Energy Services Inc | método para determinar a pressão de supercarga em uma formação interceptada por um furo de sondagem |
| US7440876B2 (en) | 2004-03-11 | 2008-10-21 | M-I Llc | Method and apparatus for drilling waste disposal engineering and operations using a probabilistic approach |
| US7657414B2 (en) * | 2005-02-23 | 2010-02-02 | M-I L.L.C. | Three-dimensional wellbore visualization system for hydraulics analyses |
| GB2419424B (en) * | 2004-10-22 | 2007-03-28 | Schlumberger Holdings | Method and system for estimating the amount of supercharging in a formation |
| US7640149B2 (en) | 2004-12-15 | 2009-12-29 | Schlumberger Technology Corporation | Method system and program storage device for optimization of valve settings in instrumented wells using adjoint gradient technology and reservoir simulation |
| US7197398B2 (en) * | 2005-03-18 | 2007-03-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method for designing formation tester for well |
| DE602007013530D1 (de) | 2006-01-31 | 2011-05-12 | Landmark Graphics Corp | Verfahren, systeme und computerlesbare medien zur öl- und gasfeldproduktionsoptimierung in echtzeit mit einem proxy-simulator |
| US7937223B2 (en) | 2007-12-28 | 2011-05-03 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole fluid analysis |
| US8527203B2 (en) * | 2008-05-27 | 2013-09-03 | Schlumberger Technology Corporation | Method for selecting well measurements |
| DE112009002653B4 (de) | 2008-11-03 | 2017-03-30 | Schlumberger Technology B.V. | Verfahren zum Planen und dynamischen Aktualisieren von Probennahmevorgängen während des Bohrens in einer unterirdischen Formation und Probennahmeverfahren |
-
2009
- 2009-10-28 DE DE112009002653.2T patent/DE112009002653B4/de not_active Expired - Fee Related
- 2009-10-28 RU RU2011122475/03A patent/RU2502870C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2009-10-28 WO PCT/US2009/062303 patent/WO2010062635A2/en active Application Filing
- 2009-10-28 GB GB1107694.0A patent/GB2478213B/en not_active Expired - Fee Related
- 2009-10-28 MY MYPI2011001934A patent/MY158618A/en unknown
- 2009-10-28 MX MX2011004520A patent/MX2011004520A/es active IP Right Grant
- 2009-10-28 US US13/126,540 patent/US9097103B2/en active Active
- 2009-10-28 AU AU2009320119A patent/AU2009320119B2/en not_active Ceased
-
2015
- 2015-07-23 US US14/807,723 patent/US20150330218A1/en not_active Abandoned
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| GB2478213A (en) | 2011-08-31 |
| US20150330218A1 (en) | 2015-11-19 |
| DE112009002653B4 (de) | 2017-03-30 |
| MY158618A (en) | 2016-10-31 |
| MX2011004520A (es) | 2011-06-16 |
| AU2009320119B2 (en) | 2015-11-26 |
| WO2010062635A3 (en) | 2010-07-22 |
| RU2502870C2 (ru) | 2013-12-27 |
| GB201107694D0 (en) | 2011-06-22 |
| AU2009320119A1 (en) | 2010-06-03 |
| US9097103B2 (en) | 2015-08-04 |
| GB2478213B (en) | 2012-04-18 |
| WO2010062635A2 (en) | 2010-06-03 |
| US20110266056A1 (en) | 2011-11-03 |
| DE112009002653T5 (de) | 2013-08-01 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2011122475A (ru) | Способы и устройство для планирования и динамического обновления операций отбора проб во время бурения в подземном пласте | |
| US9702247B2 (en) | Controlling an injection treatment of a subterranean region based on stride test data | |
| US10443358B2 (en) | Oilfield-wide production optimization | |
| AU2007265695B2 (en) | Method for comparing and back allocating production | |
| ATE483995T1 (de) | Verfahren, system und programmspeichervorrichtung zur optimierung von ventileinstellungen in instrumentierten bohrlöchern unter verwendung von adjungierter gradiententechnologie und reservoirsimulation | |
| US20150075779A1 (en) | Designing an Injection Treatment for a Subterranean Region Based on Stride Test Data | |
| US20160123117A1 (en) | Method of treatment design and optimization of sequenced fracturing technique | |
| CA2665122C (en) | System and method for performing oilfield simulation operations | |
| WO2013016734A1 (en) | System and method for performing wellbore fracture operations | |
| US9951601B2 (en) | Distributed real-time processing for gas lift optimization | |
| US10145985B2 (en) | Static earth model calibration methods and systems using permeability testing | |
| CN110656915B (zh) | 一种页岩气多段压裂水平井多工作制度产能预测方法 | |
| US10316625B2 (en) | Automatic updating of well production models | |
| CN111315959A (zh) | 使用流体压力波确定断裂长度和断裂复杂度 | |
| WO2014158651A1 (en) | Analyzying sand stabilization treatments | |
| CN113283182B (zh) | 地层压力预测分析方法、装置、介质及设备 | |
| CN108843296B (zh) | 一种基于多因素影响下的单井重复压裂效果预测方法 | |
| CN114021821B (zh) | 一种基于多元回归的气藏采收率预测方法 | |
| CN110159260B (zh) | 用于裂缝部分闭合压裂直井主要来水方向判别方法及装置 | |
| AU2016323028B2 (en) | Solution dependent output time marks for models of dynamic systems | |
| CN109190235B (zh) | 一种火烧油层驱油效果预测方法 | |
| Denney | Practical aspects of reserves determinations for shale-gas reservoirs | |
| Jenkins et al. | Innovative Modeling Techniques to Quantify Fracture Characteristics, Reservoir Properties, & Well Performance in Shales | |
| Jenkins et al. | Applying Innovative Production Modeling Techniques to Quantify Fracture Characteristics, Reservoir Properties, and Well Performance in Shale Gas Reservoirs |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20181029 |