RU2014147360A - Применение приборов каротажа методом захвата импульсных нейтронов для обнаружения расклинивающего агента рядом со стволом скважины - Google Patents

Применение приборов каротажа методом захвата импульсных нейтронов для обнаружения расклинивающего агента рядом со стволом скважины Download PDF

Info

Publication number
RU2014147360A
RU2014147360A RU2014147360A RU2014147360A RU2014147360A RU 2014147360 A RU2014147360 A RU 2014147360A RU 2014147360 A RU2014147360 A RU 2014147360A RU 2014147360 A RU2014147360 A RU 2014147360A RU 2014147360 A RU2014147360 A RU 2014147360A
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
wellbore
frac
particles
neutron
formation
Prior art date
Application number
RU2014147360A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2641047C2 (ru
Inventor
ДжР Гарри Д. СМИТ
Сяоган ХАНЬ
Роберт Дюнкель
Original Assignee
Карбо Сирамикс Инк.
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Карбо Сирамикс Инк. filed Critical Карбо Сирамикс Инк.
Publication of RU2014147360A publication Critical patent/RU2014147360A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2641047C2 publication Critical patent/RU2641047C2/ru

Links

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
    • E21B43/02—Subsoil filtering
    • E21B43/04—Gravelling of 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
    • 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
    • E21B47/10—Locating fluid leaks, intrusions or movements
    • E21B47/11—Locating fluid leaks, intrusions or movements using tracers; using radioactivity

Landscapes

  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (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)
  • Geophysics (AREA)
  • Analysing Materials By The Use Of Radiation (AREA)
  • Geophysics And Detection Of Objects (AREA)

Abstract

1. Способ определения местонахождения и высоты частиц набивки по технологии «frac раck», расположенных в области ствола скважины и трещине (трещинах) в подземном пласте вследствие осуществления процедуры создания набивки по технологии «frac раck», включающий:(а) получение набора данных перед созданием набивки по технологии «frac раck» в результате следующих действий:(i) спуска в ствол скважины, проходящий через подземный пласт, прибора каротажа методом захвата импульсных нейтронов, содержащего источник нейтронов и детектор,(ii) испускания нейтронов из источника нейтронов в ствол скважины и подземный пласт, и(iii) обнаружения в стволе скважины тепловых нейтронов или захватных гамма-излучений, возникающих в результате ядерных реакций в стволе скважины и подземном пласте;(b) использование шлама для создания набивки по технологии «frac раck», содержащего текучую среду и частицы набивки по технологии «frac раck», для осуществлении гидравлического разрыва подземного пласта, чтобы создать трещину и поместить указанные частицы в трещину, а также в участок ствола скважины, предназначенный для создания набивки по технологии «frac раck», поблизости от указанной трещины, при этом все указанные частицы набивки по технологии «frac раck» или некоторые из них содержат поглощающий тепловые нейтроны материал;(с) получение набора данных после создания набивки по технологии «frac раck» при помощи:(i) спуска в ствол скважины, проходящий через подземный пласт, прибора каротажа методом захвата импульсных нейтронов, содержащего импульсный источник нейтронов и детектор,(ii) испускания импульсов нейтронов из последнего из упомянутых источника нейтронов в ствол скважины и подземный пласт,(iii) обнаружения в стволе скважи

Claims (53)

1. Способ определения местонахождения и высоты частиц набивки по технологии «frac раck», расположенных в области ствола скважины и трещине (трещинах) в подземном пласте вследствие осуществления процедуры создания набивки по технологии «frac раck», включающий:
(а) получение набора данных перед созданием набивки по технологии «frac раck» в результате следующих действий:
(i) спуска в ствол скважины, проходящий через подземный пласт, прибора каротажа методом захвата импульсных нейтронов, содержащего источник нейтронов и детектор,
(ii) испускания нейтронов из источника нейтронов в ствол скважины и подземный пласт, и
(iii) обнаружения в стволе скважины тепловых нейтронов или захватных гамма-излучений, возникающих в результате ядерных реакций в стволе скважины и подземном пласте;
(b) использование шлама для создания набивки по технологии «frac раck», содержащего текучую среду и частицы набивки по технологии «frac раck», для осуществлении гидравлического разрыва подземного пласта, чтобы создать трещину и поместить указанные частицы в трещину, а также в участок ствола скважины, предназначенный для создания набивки по технологии «frac раck», поблизости от указанной трещины, при этом все указанные частицы набивки по технологии «frac раck» или некоторые из них содержат поглощающий тепловые нейтроны материал;
(с) получение набора данных после создания набивки по технологии «frac раck» при помощи:
(i) спуска в ствол скважины, проходящий через подземный пласт, прибора каротажа методом захвата импульсных нейтронов, содержащего импульсный источник нейтронов и детектор,
(ii) испускания импульсов нейтронов из последнего из упомянутых источника нейтронов в ствол скважины и подземный пласт,
(iii) обнаружения в стволе скважины тепловых нейтронов или захватных гамма-излучений, возникающих в результате ядерных реакций в стволе скважины и подземном пласте,
(d) сравнение набора данных перед созданием набивки по технологии «frac раck» с набором данных после создания набивки по технологии «frac раck» для определения местонахождения частиц набивки по технологии «frac раck»; и
(e) корреляцию местонахождения частиц набивки по технологии «frac раck» с измерением глубины ствола скважины для определения местонахождения и высоты трещины (трещин) в пласте, а также местонахождения, аксиального распределения и высоты частиц набивки по технологии «frac раck», помещенных в область ствола скважины поблизости от трещины.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что дополнительно включает сравнение набора данных перед созданием набивки по технологии «frac раck» с набором данных после создания набивки по технологии «frac раck» для проведения различия между указанными частицами в трещине (трещинах) пласта и частицами набивки по технологии «frac раck», размещенными в участке ствола скважины, который предназначен для создания набивки по технологии «frac раck», поблизости от трещины (трещин).
3. Способ по п. 2, отличающийся тем, что данные в наборах данных перед созданием набивки по технологии «frac раck» и после создания набивки по технологии «frac раck» выбирают из группы, состоящей из обнаруженных значений скорости счета, вычисленных значений сечения захвата тепловых нейтронов пласта, вычисленных значений сечения захвата тепловых нейтронов ствола скважины, а также вычисленных параметров, связанных со значениями скорости счета компонента спада пласта и ствола скважины.
4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что частицы набивки по технологии «frac раck» выбирают из группы, состоящей из керамического расклинивающего агента, песка, песка со смоляным покрытием, пластмассовой дроби, стеклянной дроби и расклинивающих агентов со смоляным покрытием.
5. Способ по п. 1, отличающийся тем, что шлам для создания набивки по технологии «frac раck», содержащий поглощающий тепловые нейтроны материал, характеризуется сечением захвата тепловых нейтронов, которое превышает сечение захвата тепловых нейтронов подземного пласта.
6. Способ по п. 1, отличающийся тем, что шлам для создания набивки по технологии «frac раck», содержащий поглощающий тепловые нейтроны материал, характеризуется сечением захвата тепловых нейтронов, которое составляет по меньшей мере приблизительно 90 единиц сечения захвата.
7. Способ по п. 1, отличающийся тем, что поглощающий тепловые нейтроны материал содержит по меньшей мере один элемент, выбранный из группы, состоящей из бора, кадмия, гадолиния, иридия, самария и их смесей.
8. Способ по п. 1, отличающийся тем, что поглощающий тепловые нейтроны материал содержит бор, при этом указанный материал выбирают из группы, состоящей из карбида бора, нитрида бора, борной кислоты, стекла с высокой концентрацией бора, бората цинка, тетрабората натрия и их смесей.
9. Способ по п. 1, отличающийся тем, что поглощающий тепловые нейтроны материал содержит гадолиний, при этом указанный материал выбирают из группы, состоящей из оксида гадолиния, ацетата гадолиния, стекла с высокой концентрацией гадолиния и их смесей.
10. Способ по п. 1, отличающийся тем, что поглощающий тепловые нейтроны материал присутствует в количестве от приблизительно 0,1% до приблизительно 4,0% по массе расклинивающего агента.
11. Способ по п. 1, отличающийся тем, что детектор, используемый по меньшей мере на одной из стадий получения, представляет собой детектор тепловых нейтронов и/или детектор гамма-излучения.
12. Способ по п. 1, отличающийся тем, что дополнительно включает нормализацию наборов данных перед созданием набивки по технологии «frac раck» и после создания набивки по технологии «frac раck» перед сравнением набора данных перед созданием набивки по технологии «frac раck» с набором данных после создания набивки по технологии «frac раck».
13. Способ по п. 12, отличающийся тем, что стадия нормализации включает стадию регистрации по меньшей мере одной диаграммы каротажа скважины за пределами района набивки по технологии «frac раck».
14. Способ по п. 1, отличающийся тем, что частицы набивки по технологии «frac раck» являются гранулированными, при этом по существу каждая гранула содержит поглощающий тепловые нейтроны материал, составляющий с ней единое целое или нанесенный на нее в виде покрытия.
15. Способ по п. 3, отличающийся тем, что указанные обнаруженные значения скорости счета измеряют в течение одного или нескольких выбранных временных интервалов между нейтронными импульсами.
16. Способ по п. 3, отличающийся тем, что различия в показателях относительной радиальной чувствительности обнаруженных значений скорости счета, вычисленных значений сечения захвата тепловых нейтронов пласта, вычисленных значений сечения захвата тепловых нейтронов ствола скважины и/или вычисленных параметров, связанных со значениями скорости счета компонента спада пласта и ствола скважины, используют для проведения различия между указанными частицами набивки по технологии «frac раck» в трещине пласта и частицами набивки по технологии «frac раck», размещенными в участке ствола скважины, который предназначен для создания набивки по технологии «frac раck», поблизости от трещины.
17. Способ по п. 16, отличающийся тем, что при проведении указанного различия используют (1) чувствительность значений сечения захвата тепловых нейтронов пласта к частицам набивки по технологии «frac раck», расположенным в пласте, и их относительную нечувствительность к частицам набивки по технологии «frac раck», расположенным в области ствола скважины; (2) чувствительность указанных обнаруженных значений счета и указанных вычисленных параметров, связанных со значениями скорости счета компонента спада пласта и ствола скважины, к частицам набивки по технологии «frac раck», расположенным в пласте или области ствола скважины; и (3) нечувствительность указанных вычисленных значений сечения захвата тепловых нейтронов ствола скважины к частицам набивки по технологии «frac раck», расположенным в пласте, включая трещины в пласте, относительно частиц набивки по технологии «frac раck», расположенных в области ствола скважины.
18. Способ по п. 2, отличающийся тем, что проведение указанного различия между частицами набивки по технологии «frac раck» в трещине пласта и частицами набивки по технологии «frac раck», расположенными в области ствола скважины поблизости от трещины, дополнительно включает процедуру градуировки для индикации качества и/или процентного заполнения частиц набивки по технологии «frac раck», расположенных в области ствола скважины.
19. Способ по п. 1, отличающийся тем, что частицы набивки по технологии «frac раck» в области ствола скважины помещают в кольцевое пространство между обсадкой скважины и внутренним хвостовиком или сетчатым фильтром в обсаженной скважине.
20. Способ по п. 1, отличающийся тем, что частицы набивки по технологии «frac раck» в области ствола скважины помещают в область кольцевого пространства за пределами сетчатого фильтра или перфорированного хвостовика в скважине с необсаженным стволом.
21. Способ по п. 7, отличающийся тем, что поглощающий тепловые нейтроны материал представляет собой В4С или Gd2O3.
22. Способ по п. 1, отличающийся тем, что на каждой из стадий получения данных используют один и тот же прибор каротажа методом захвата импульсных нейтронов.
23. Способ по п. 1, отличающийся тем, что частицы набивки по технологии «frac раck» характеризуются наличием покрытия, при этом поглощающий тепловые нейтроны материал входит в состав указанного покрытия.
24. Способ по п. 23, отличающийся тем, что покрытие представляет собой смоляное покрытие.
25. Способ определения местонахождения и высоты частиц гравийной набивки, расположенных в районе гравийной набивки в области подземного пласта вследствие осуществления процедуры создания гравийной набивки, включающий:
(a) получение набора данных перед созданием гравийной набивки в результате следующих действий:
(i) спуска в ствол скважины, проходящий через подземный пласт, прибора каротажа методом захвата импульсных нейтронов, содержащего источник нейтронов и детектор,
(ii) испускания импульсов нейтронов из источника нейтронов в ствол скважины и подземный пласт, и
(iii) обнаружения в стволе скважины тепловых нейтронов или захватных гамма-излучений, возникающих в результате ядерных реакций в стволе скважины и подземном пласте;
(b) использование шлама для создания гравийной набивки, содержащего текучую среду и частицы гравийной набивки, чтобы расположить частицы при помощи текучей среды в области ствола скважины, при этом все или некоторые из указанных частиц гравийной набивки содержат поглощающий тепловые нейтроны материал;
(c) получение набора данных после создания гравийной набивки при помощи:
(i) спуска в ствол скважины, проходящий через подземный пласт, прибора каротажа методом захвата импульсных нейтронов, содержащего импульсный источник нейтронов и детектор,
(ii) испускания импульсов нейтронов из последнего из упомянутых источника нейтронов в ствол скважины и подземный пласт,
(iii) обнаружения в стволе скважины тепловых нейтронов или захватных гамма-излучений, возникающих в результате ядерных реакций в стволе скважины и подземном пласте;
(d) сравнение набора данных перед созданием гравийной набивки с набором данных после создания гравийной набивки для определения местонахождения частиц гравийной набивки; и
(e) корреляцию местонахождения частиц гравийной набивки с измерением глубины ствола скважины для определения местонахождения, высоты и/или процентного заполнения частиц гравийной набивки, расположенных в районе гравийной набивки в области ствола скважины.
26. Способ по п. 25, отличающийся тем, что данные в наборах данных перед созданием гравийной набивки и после создания гравийной набивки выбирают из группы, состоящей из: обнаруженных значений скорости счета, вычисленных значений сечения захвата тепловых нейтронов пласта, вычисленных значений сечения захвата тепловых нейтронов ствола скважины, а также вычисленных параметров, связанных со значениями скорости счета компонента спада пласта и ствола скважины.
27. Способ по п. 25, отличающийся тем, что частицы гравийной набивки выбирают из группы, состоящей из керамического расклинивающего агента, песка, песка со смоляным покрытием, пластмассовой дроби, стеклянной дроби и расклинивающих агентов со смоляным покрытием.
28. Способ по п. 25, отличающийся тем, что шлам для создания гравийной набивки, содержащий поглощающий тепловые нейтроны материал, характеризуется сечением захвата тепловых нейтронов, которое превышает сечение захвата подземного пласта.
29. Способ по п. 25, отличающийся тем, что шлам для создания гравийной набивки, содержащий поглощающий тепловые нейтроны материал, характеризуется сечением захвата тепловых нейтронов, которое составляет по меньшей мере приблизительно 90 единиц сечения захвата.
30. Способ по п. 25, отличающийся тем, что поглощающий тепловые нейтроны материал содержит по меньшей мере один элемент, выбранный из группы, состоящей из бора, кадмия, гадолиния, иридия, самария и их смесей.
31. Способ по п. 25, отличающийся тем, что поглощающий тепловые нейтроны материал содержит бор, при этом указанный материал выбирают из группы, состоящей из карбида бора, нитрида бора, борной кислоты, стекла с высокой концентрацией бора, бората цинка, тетрабората натрия и их смесей.
32. Способ по п. 25, отличающийся тем, что поглощающий тепловые нейтроны материал содержит гадолиний, при этом указанный материал выбирают из группы, состоящей из оксида гадолиния, ацетата гадолиния, стекла с высокой концентрацией гадолиния и их смесей.
33. Способ по п. 25, отличающийся тем, что поглощающий тепловые нейтроны материал присутствует в количестве от приблизительно 0,1% до приблизительно 4,0% по массе частиц гравийной набивки.
34. Способ по п. 25, отличающийся тем, что дополнительно включает нормализацию наборов данных перед созданием гравийной набивки и после создания гравийной набивки перед сравнением набора данных перед созданием гравийной набивки с набором данных после создания гравийной набивки.
35. Способ по п. 34, отличающийся тем, что стадия нормализации включает стадию регистрации по меньшей мере одной диаграммы каротажа скважины за пределами района гравийной набивки.
36. Способ по п. 25, отличающийся тем, что частицы гравийной набивки являются гранулированными, при этом по существу каждая гранула содержит поглощающий тепловые нейтроны материал, составляющий с ней единое целое или нанесенный на нее в виде покрытия.
37. Способ по п. 36, отличающийся тем, что поглощающий тепловые нейтроны материал представляет собой В4С или Cd2O3.
38. Способ по п. 25, отличающийся тем, что расклинивающий агент характеризуется наличием покрытия, при этом поглощающий тепловые нейтроны материал входит в состав указанного покрытия.
39. Способ по п. 38, отличающийся тем, что покрытие представляет собой смоляное покрытие.
40. Способ по п. 25, отличающийся тем, что частицы гравийной набивки в районе гравийной набивки помещают в кольцевое пространство между обсадкой скважины и внутренним хвостовиком или сетчатым фильтром в обсаженной скважине.
41. Способ по п. 25, отличающийся тем, что частицы гравийной набивки в районе гравийной набивки помещают в область кольцевого пространства между стенкой ствола скважины и сетчатым фильтром или перфорированным хвостовиком в скважине с необсаженным стволом.
42. Способ по п. 40, отличающийся тем, что различия в показателях относительной радиальной чувствительности обнаруженных значений скорости счета, вычисленных значений сечения захвата тепловых нейтронов пласта, вычисленных значений сечения захвата тепловых нейтронов ствола скважины, и/или вычисленных параметров, связанных со значениями скорости счета компонента спада пласта и ствола скважины, используют для проведения различия между указанными частицами гравийной набивки в районе гравийной набивки и любыми частицами гравийной набивки, расположенными за пределами обсадки скважины.
43. Способ по п. 42, отличающийся тем, что при проведении указанного различия используют (1) чувствительность значений сечения захвата тепловых нейтронов пласта к частицам гравийной набивки, расположенным за пределами обсадки скважины, и их относительную нечувствительность к частицам гравийной набивки, расположенным внутри обсадки скважины; (2) чувствительность указанных обнаруженных значений счета и указанных вычисленных параметров, связанных со значениями скорости счета компонента спада пласта и ствола скважины, к частицам набивки по технологии «frac раck», расположенным в пласте или области ствола скважины; и (3) ограниченную чувствительность указанных вычисленных значений сечения захвата тепловых нейтронов ствола скважины к частицам гравийной набивки, расположенным за пределами обсадки скважины, относительно частиц гравийной набивки, расположенных внутри обсадки скважины.
44. Способ по п. 41, отличающийся тем, что различия в показателях относительной радиальной чувствительности обнаруженных значений скорости счета, вычисленных значений сечения захвата тепловых нейтронов пласта, вычисленных значений сечения захвата тепловых нейтронов ствола скважины и вычисленных параметров, связанных со значениями скорости счета компонента спада пласта и/или ствола скважины, используют для проведения различия между указанными частицами гравийной набивки в районе гравийной набивки и любыми частицами гравийной набивки, расположенными за пределами района гравийной набивки.
45. Способ по п. 25, отличающийся тем, что указанная стадия корреляции дополнительно включает процедуру градуировки для определения качества и/или процентного заполнения частиц гравийной набивки, расположенных в районе гравийной набивки.
46. Способ проведения различия между расклинивающим агентом, расположенным в трещине подземного пласта, и расклинивающим агентом, расположенным в области ствола скважины поблизости от трещины пласта в результате осуществления процедуры стандартного гидравлического разрыва пласта, включающий:
(а) получение набора данных перед осуществлением гидравлического разрыва пласта в результате следующих действий:
(i) спуска в ствол скважины прибора каротажа методом захвата импульсных нейтронов, содержащего импульсный источник нейтронов и детектор,
(ii) испускания импульсов/выбросов нейтронов из источника нейтронов в ствол скважины и подземный пласт, и
(iii) обнаружения в стволе скважины тепловых нейтронов или захватных гамма-излучений, возникающих в результате ядерных реакций в стволе скважины и подземном пласте;
(b) осуществление гидравлического разрыва подземного пласта для создания трещины при помощи шлама, содержащего текучую среду и расклинивающий агент, при этом весь или часть указанного расклинивающего агента содержит поглощающий тепловые нейтроны материал;
(c) получение набора данных после осуществления гидравлического разрыва пласта посредством:
(i) спуска в ствол скважины прибора каротажа методом захвата импульсных нейтронов;
(ii) испускания импульсов нейтронов из источника нейтронов в ствол скважины и подземный пласт,
(iii) обнаружения в стволе скважины тепловых нейтронов или захватных гамма-излучений, возникающих в результате ядерных реакций в стволе скважины и подземном пласте; и
(d) сравнение увеличения в вычисленном сечении захвата тепловых нейтронов пласта между набором данных перед осуществлением гидравлического разрыва пласта и набором данных после осуществления гидравлического разрыва пласта с уменьшением между указанными наборами данных в зарегистрированной скорости счета и/или вычисленных параметрах, связанных со значениями скорости счета компонента спада пласта и ствола скважины, чтобы определить эффективность размещения расклинивающего агента в трещине подземного пласта относительно расклинивающего агента, размещенного в области ствола скважины, смежной с трещиной пласта.
47. Способ проведения различия между расклинивающим агентом, расположенным в трещине подземного пласта, и расклинивающим агентом, расположенным в области ствола скважины поблизости от трещины пласта в результате осуществления процедуры стандартного гидравлического разрыва пласта, включающий:
(a) получение набора данных перед осуществлением гидравлического разрыва пласта в результате следующих действий:
(i) спуска в ствол скважины прибора каротажа методом захвата импульсных нейтронов, содержащего импульсный источник нейтронов и детектор,
(ii) испускания импульсов/выбросов нейтронов из источника нейтронов в ствол скважины и подземный пласт, и
(iii) обнаружения в стволе скважины тепловых нейтронов или захватных гамма-излучений, возникающих в результате ядерных реакций в стволе скважины и подземном пласте;
(b) осуществление гидравлического разрыва подземного пласта для создания трещины при помощи шлама, содержащего текучую среду и расклинивающий агент, при этом весь или часть указанного расклинивающего агента содержит поглощающий тепловые нейтроны материал;
(c) получение набора данных после осуществления гидравлического разрыва пласта посредством:
(i) спуска в ствол скважины прибора каротажа методом захвата импульсных нейтронов;
(ii) испускания импульсов нейтронов из источника нейтронов в ствол скважины и подземный пласт,
(iii) обнаружения в стволе скважины тепловых нейтронов или захватных гамма-излучений, возникающих в результате ядерных реакций в стволе скважины и подземном пласте; и
(d) сравнение увеличения в вычисленном сечении захвата тепловых нейтронов пласта между набором данных перед осуществлением гидравлического разрыва пласта и набором данных после осуществления гидравлического разрыва пласта с изменением между указанными наборами данных в вычисленном сечении захвата тепловых нейтронов ствола скважины, чтобы определить эффективность размещения расклинивающего агента в трещине подземного пласта относительно расклинивающего агента, размещенного в области ствола скважины, смежной с трещиной пласта.
48. Способ выявления количества расклинивающего агента, размещенного в трещине подземного пласта, независимо от расклинивающего агента, размещенного в области ствола скважины, при осуществлении процедуры создания набивки по технологии «frac-раck» или процедуры стандартного гидравлического разрыва пласта, включающий:
(a) получение набора данных перед осуществлением гидравлического разрыва в результате следующих действий:
(i) спуска в ствол скважины прибора каротажа методом захвата импульсных нейтронов, содержащего импульсный источник нейтронов и детектор,
(ii) испускания импульсов/выбросов нейтронов из источника нейтронов в ствол скважины и подземный пласт, и
(iii) обнаружения в стволе скважины тепловых нейтронов или захватных гамма-излучений, возникающих в результате ядерных реакций в стволе скважины и подземном пласте;
(b) осуществление гидравлического разрыва подземного пласта для создания трещины при помощи шлама, содержащего текучую среду и расклинивающий агент, при этом весь или часть указанного расклинивающего агента содержит поглощающий тепловые нейтроны материал;
(c) получение набора данных после осуществления гидравлического разрыва пласта посредством:
(i) спуска в ствол скважины прибора каротажа методом захвата импульсных нейтронов;
(ii) испускания импульсов нейтронов из источника нейтронов в ствол скважины и подземный пласт,
(iii) обнаружения в стволе скважины тепловых нейтронов или захватных гамма-излучений, возникающих в результате ядерных реакций в стволе скважины и подземном пласте; и
(d) вычисление увеличения в вычисленном сечении захвата тепловых нейтронов пласта между набором данных перед осуществлением гидравлического разрыва пласта и набором данных после осуществления гидравлического разрыва пласта, при этом указанное вычисление прямо связано с количеством расклинивающего агента, расположенного в трещине, независимо от какого-либо дополнительного расклинивающего агента, расположенного в области ствола скважины.
49. Способ по п. 48, отличающийся тем, что указанный расклинивающий агент может быть выбран из группы, состоящей из керамического расклинивающего агента, песка, песка со смоляным покрытием, пластмассовой дроби, стеклянной дроби и расклинивающих агентов со смоляным покрытием.
50. Способ по п. 18, отличающийся тем, что частицы набивки по технологии «frac раck» в области ствола скважины помещают в кольцевое пространство между обсадкой скважины и внутренним хвостовиком или сетчатым фильтром в обсаженной скважине.
51. Способ по п. 18, отличающийся тем, что частицы набивки по технологии «frac раck» в области ствола скважины помещают в кольцевую область ствола скважины за пределами сетчатого фильтра или перфорированного хвостовика в скважине необсаженным стволом.
52. Способ по п. 14, отличающийся тем, что частицы набивки по технологии «frac раck» характеризуются наличием покрытия, при этом поглощающий тепловые нейтроны материал входит в состав указанного покрытия.
53. Способ по п. 36, отличающийся тем, что расклинивающий агент характеризуется наличием покрытия, при этом поглощающий тепловые нейтроны материал входит в состав указанного покрытия.
RU2014147360A 2012-05-01 2013-04-24 Применение приборов каротажа методом захвата импульсных нейтронов для обнаружения расклинивающего агента рядом со стволом скважины RU2641047C2 (ru)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US13/461,498 2012-05-01
US13/461,498 US9038715B2 (en) 2012-05-01 2012-05-01 Use of PNC tools to determine the depth and relative location of proppant in fractures and the near borehole region
PCT/US2013/037979 WO2013165780A1 (en) 2012-05-01 2013-04-24 Pnc tools used to locate proppant near a borehole

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2014147360A true RU2014147360A (ru) 2016-06-20
RU2641047C2 RU2641047C2 (ru) 2018-01-15

Family

ID=49511666

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2014147360A RU2641047C2 (ru) 2012-05-01 2013-04-24 Применение приборов каротажа методом захвата импульсных нейтронов для обнаружения расклинивающего агента рядом со стволом скважины

Country Status (6)

Country Link
US (1) US9038715B2 (ru)
BR (1) BR112014027006A2 (ru)
CA (1) CA2871938A1 (ru)
MX (1) MX364848B (ru)
RU (1) RU2641047C2 (ru)
WO (1) WO2013165780A1 (ru)

Families Citing this family (15)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US9383473B2 (en) * 2012-06-26 2016-07-05 Exxonmobil Upstream Research Company Method for cement evaluation with neutron logs
US10161237B2 (en) * 2014-07-25 2018-12-25 Carbo Ceramics Inc. Identification of proppant in subterranean fracture zones using a ratio of capture to inelastic gamma rays
US9593572B2 (en) * 2014-10-01 2017-03-14 Baker Hughes Incorporated Apparatus and methods for leak detection in wellbores using nonradioactive tracers
BR112017013333A2 (pt) * 2015-01-26 2018-02-20 Halliburton Energy Services Inc método, fluido de tratamento e sistema de poço
WO2016179516A1 (en) * 2015-05-07 2016-11-10 Carbo Ceramics, Inc. Use of natural low-level radioactivity of raw materials to evaluate gravel pack and cement placement in wells
WO2017023272A1 (en) * 2015-07-31 2017-02-09 Halliburton Energy Services, Inc. Downhole annulus evaluation apparatus, systems, and methods
US20180347340A1 (en) * 2015-11-13 2018-12-06 Halliburton Energy Services, Inc. Squeeze target selection methods and systems
WO2017197283A1 (en) * 2016-05-13 2017-11-16 Carbo Ceramics Inc. Capture gamma ray spectroscopy for analyzing gravel-packs, frac-packs and cement
WO2018057035A1 (en) 2016-09-26 2018-03-29 Halliburton Energy Services, Inc. Neutron porosity log casing thickness corrections
US10655445B2 (en) 2017-12-04 2020-05-19 Carbo Ceramics Inc. Non-radioactive tracers to evaluate fracturing procedures
US20200063015A1 (en) * 2018-08-22 2020-02-27 Carbo Ceramics Inc. Composite diversion particle agglomeration
CN110485985B (zh) * 2019-08-28 2021-10-29 太原理工大学 一种提高煤层压裂效果的方法
WO2021081092A1 (en) 2019-10-21 2021-04-29 Conocophillips Company Neutron absorber-doped drilling mud and characterization of natural fractures
CN117662101B (zh) * 2023-11-23 2024-06-07 中国矿业大学 矿井下长距离压裂-注砂-测井一体化设备及方法
CN117781964A (zh) * 2023-12-14 2024-03-29 水利部交通运输部国家能源局南京水利科学研究院 混凝土裂缝深度指示剂示踪雷达可视化检测方法

Family Cites Families (49)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3240938A (en) 1960-10-14 1966-03-15 Texaco Inc Radioactivity well logging for determining the presence of hydrogen and chlorine
US3492147A (en) 1964-10-22 1970-01-27 Halliburton Co Method of coating particulate solids with an infusible resin
US4495604A (en) 1970-02-02 1985-01-22 Schlumberger Technology Corp. Machine method for determining the presence and location of hydrocarbon deposits within a subsurface earth formation
US3943362A (en) 1974-01-18 1976-03-09 Texaco Inc. Simultaneous oxygen and silicon neutron activation well log using pulsed neutron source
US3929191A (en) 1974-08-15 1975-12-30 Exxon Production Research Co Method for treating subterranean formations
CA1051125A (en) 1975-02-13 1979-03-20 Schlumberger Canada Limited Neutron borehole logging correction technique
US4021666A (en) 1975-08-18 1977-05-03 Mobil Oil Corporation Neutron-neutron logging for both porosity and macroscopic absorption cross section
CA1045027A (en) 1975-09-26 1978-12-26 Walter A. Hedden Hydraulic fracturing method using sintered bauxite propping agent
US4052613A (en) 1976-04-08 1977-10-04 Standard Oil Company (Indiana) Log-inject-log in sand consolidation
US4092536A (en) 1976-05-27 1978-05-30 Texaco Inc. Method for detecting cement voids or borehole washouts
US4288696A (en) 1979-06-29 1981-09-08 Halliburton Company Well logging neutron generator control system
US4440866A (en) 1980-07-07 1984-04-03 A/S Niro Atomizer Process for the production of sintered bauxite spheres
US4894285B1 (en) 1982-02-09 1994-01-11 Carbo Ceramics Inc. Sintered spherical pellets containing clay as a major component useful for gas and oil well proppants
US4427068A (en) 1982-02-09 1984-01-24 Kennecott Corporation Sintered spherical pellets containing clay as a major component useful for gas and oil well proppants
US4879181B1 (en) 1982-02-09 1994-01-11 Carbo Ceramics Inc. Sintered spherical pellets containing clay as a major component useful for gas and oil well proppants
US4658899A (en) 1982-02-09 1987-04-21 Standard Oil Proppants Company, L.P. Use of uncalcined/partially calcined ingredients in the manufacture of sintered pellets useful for gas and oil well proppants
US4760252A (en) 1983-06-28 1988-07-26 Schlumberger Technology Corporation Well logging tool with an accelerator neutron source
US4585064A (en) 1984-07-02 1986-04-29 Graham John W High strength particulates
US4642460A (en) 1984-12-27 1987-02-10 Mobil Oil Corporation Technique for locating injected gas in oil bearing formations behind casing
US4731531A (en) 1986-01-29 1988-03-15 Halliburton Company Method of logging a well using a non-radioactive material irradiated into an isotope exhibiting a detectable characteristic
US5404010A (en) 1987-04-15 1995-04-04 Atlantic Richfield Company Method of well logging in fractured subterranean formation
US4825073A (en) 1987-12-14 1989-04-25 Halliburton Logging Services Inc. Method for determining depth of penetration of radioactive tracers in formation fractures
US4926940A (en) 1988-09-06 1990-05-22 Mobil Oil Corporation Method for monitoring the hydraulic fracturing of a subsurface formation
US5243190A (en) * 1990-01-17 1993-09-07 Protechnics International, Inc. Radioactive tracing with particles
US5156804A (en) 1990-10-01 1992-10-20 Thermal Technology, Inc. High neutron-absorbing refractory compositions of matter and methods for their manufacture
RU2075100C1 (ru) * 1993-04-02 1997-03-10 Научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт геофизических исследований геологоразведочных скважин с опытным заводом геофизической аппаратуры Способ импульсного нейтрон-нейтронного каротажа
US5413179A (en) 1993-04-16 1995-05-09 The Energex Company System and method for monitoring fracture growth during hydraulic fracture treatment
US5322126A (en) 1993-04-16 1994-06-21 The Energex Company System and method for monitoring fracture growth during hydraulic fracture treatment
US5410152A (en) 1994-02-09 1995-04-25 Halliburton Energy Services Low-noise method for performing downhole well logging using gamma ray spectroscopy to measure radioactive tracer penetration
RU1850U1 (ru) * 1994-07-12 1996-03-16 Всероссийский научно-исследовательский институт разведочной геофизики "Рудгеофизика" Устройство для нейтронного каротажа
US5536938A (en) 1995-02-22 1996-07-16 Mobil Oil Corporation Pulsed neutron decay logging
US5572021A (en) 1995-05-01 1996-11-05 Halliburton Company Methods of detecting the locations of well treating fluids
US5635712A (en) 1995-05-04 1997-06-03 Halliburton Company Method for monitoring the hydraulic fracturing of a subterranean formation
US6207953B1 (en) 1998-04-24 2001-03-27 Robert D. Wilson Apparatus and methods for determining gas saturation and porosity of a formation penetrated by a gas filled or liquid filled borehole
US6389367B1 (en) 1999-03-10 2002-05-14 Schlumberger Technology Corporation Method and apparatus for calibrating readings of a downhole tool
US6552333B1 (en) 2000-08-16 2003-04-22 Halliburton Energy Services, Inc. Apparatus and methods for determining gravel pack quality
US6691780B2 (en) 2002-04-18 2004-02-17 Halliburton Energy Services, Inc. Tracking of particulate flowback in subterranean wells
US7036591B2 (en) 2002-10-10 2006-05-02 Carbo Ceramics Inc. Low density proppant
US7253402B2 (en) 2003-09-30 2007-08-07 Baker Hughes Incorporated Apparatus and method for determining thermal neutron capture cross section of a subsurface formation from a borehole using multiple detectors
WO2005103446A1 (en) 2004-04-05 2005-11-03 Carbo Ceramics, Inc. Tagged propping agents and related methods
US7642507B2 (en) 2005-02-28 2010-01-05 Schlumberger Technology Corporation Apparatus and methods for interlaced density and neutron measurements
US7587373B2 (en) 2005-06-24 2009-09-08 Halliburton Energy Services, Inc. Neural network based well log synthesis with reduced usage of radioisotopic sources
US20110272146A1 (en) 2005-08-09 2011-11-10 Green John W Methods and compositions for determination of fracture geometry in subterranean formations
CA2747034A1 (en) 2005-08-09 2007-02-15 Momentive Specialty Chemicals Inc. Methods and compositions for determination of fracture geometry in subterranean formations
RU2006124277A (ru) 2006-07-07 2008-01-20 Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. (Nl) Проппант и способ его производства
US8234072B2 (en) 2008-02-20 2012-07-31 Carbo Ceramics, Inc Methods of identifying high neutron capture cross section doped proppant in induced subterranean formation fractures
US8100177B2 (en) 2008-02-20 2012-01-24 Carbo Ceramics, Inc. Method of logging a well using a thermal neutron absorbing material
US8214151B2 (en) 2008-02-20 2012-07-03 Carbo Ceramics Inc. Methods of identifying high neutron capture cross section doped proppant in induced subterranean formation fractures
MX2011005196A (es) * 2008-11-18 2011-06-01 Schlumberger Technology Bv Dispositivo de porosidad de neutrones con alta sensibilidad a la porosidad.

Also Published As

Publication number Publication date
US9038715B2 (en) 2015-05-26
MX364848B (es) 2019-05-09
CA2871938A1 (en) 2013-11-07
MX2014013122A (es) 2015-02-05
BR112014027006A2 (pt) 2017-06-27
WO2013165780A1 (en) 2013-11-07
US20130292109A1 (en) 2013-11-07
RU2641047C2 (ru) 2018-01-15

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2014147360A (ru) Применение приборов каротажа методом захвата импульсных нейтронов для обнаружения расклинивающего агента рядом со стволом скважины
US11078771B2 (en) Identification of cement in subterranean borehole regions using a ratio of capture to inelastic gamma rays
DK2252766T3 (en) Borehole Logging Procedure with a Thermal Neutron Absorbent Material
RU2572871C2 (ru) Спектральная идентификация проппанта в зонах разрывов подземных пластов
US11384630B2 (en) Use of natural low-level radioactivity of raw materials to evaluate gravel pack and cement placement in wells
US8674290B2 (en) Method for monitoring or tracing operations in well boreholes
US11131788B2 (en) Capture gamma ray spectroscopy for analyzing gravel-packs, frac-packs and cement
WO2010120494A1 (en) Methods of identifying high neutron capture cross section doped proppant in induced subterranean formation fractures
NO20121297A1 (no) Fremgangsmate for identifisering av hoy-noytron innfangings tverrsnitt dopet proppemateriale i induserte undergrunnsformasjonsfrakturer
US20240110471A1 (en) Non-radioactive tracers to evaluate fracturing procedures
US11649718B2 (en) Methods for differentiating and quantifying non-radioactive tracers downhole
EA042366B1 (ru) Нерадиоактивный изотопный индикатор для оценки процедуры гидравлического разрыва