RU2478990C1 - Method for seismic monitoring of array of rocks holding underground storage of hydrocarbons - Google Patents
Method for seismic monitoring of array of rocks holding underground storage of hydrocarbons Download PDFInfo
- Publication number
- RU2478990C1 RU2478990C1 RU2011145606/28A RU2011145606A RU2478990C1 RU 2478990 C1 RU2478990 C1 RU 2478990C1 RU 2011145606/28 A RU2011145606/28 A RU 2011145606/28A RU 2011145606 A RU2011145606 A RU 2011145606A RU 2478990 C1 RU2478990 C1 RU 2478990C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- storage
- pressure
- seismic
- signals
- waves
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Abstract
Description
Способ относится к горной промышленности, а более конкретно к трещинообразованию в массиве горных пород, мониторингу массива горных пород, вмещающего подземные хранилища углеводородов с целью прогноза их разрушения.The method relates to the mining industry, and more particularly to crack formation in a rock mass, monitoring a rock mass containing underground storage of hydrocarbons in order to predict their destruction.
Известен способ сейсмического мониторинга массива горных пород для обнаружения образования трещин и их распространения в толще пород, содержащих пласт углеводородов, во время его нагревания, включающий регистрацию, по меньшей мере, одного акустического явления внутри пласта с использованием, по меньшей мере, одного акустического детектора, анализ, по меньшей мере, одного акустического явления для определения, по меньшей мере, одного свойства пласта. При этом, по меньшей мере, одно свойство пласта содержит ориентацию, по меньшей мере, одного повреждения породы и/или протяженность, по меньшей мере, одного повреждения породы в пласте, а анализ, по меньшей мере, одного акустического явления осуществляют для предотвращения распространения повреждения или повреждений в нежелательную зону формации [1]. Данный способ принят за аналог.A known method of seismic monitoring of a rock mass for detecting the formation of cracks and their propagation in the rock mass containing a hydrocarbon reservoir during its heating, comprising recording at least one acoustic phenomenon inside the reservoir using at least one acoustic detector, analysis of at least one acoustic phenomenon to determine at least one property of the formation. In this case, at least one property of the formation contains the orientation of at least one rock damage and / or the extent of at least one damage to the rock in the formation, and the analysis of at least one acoustic phenomenon is carried out to prevent damage propagation or damage to an undesired formation zone [1]. This method is taken as an analog.
Недостатком указанного способа является то, что указанный способ позволяет обнаруживать образование трещин и их распространение в толще пород только в процессе их нагревания.The disadvantage of this method is that this method allows you to detect the formation of cracks and their distribution in the thickness of the rocks only in the process of heating.
Наиболее близким по технической сущности является способ сейсмического мониторинга массива горных пород, вмещающего подземное хранилище углеводородов, включающий бурение, по крайней мере, одной наблюдательной скважины в окрестности продуктивной скважины, связывающей резервуар с поверхностью, размещение в наблюдательной скважине не менее одного сейсмоприемника, акустически контактирующего с окружающими эту скважину породами, и регистрацию принятых сейсмоприемником сейсмоакустических сигналов [2]. Кроме того, указанный способ-прототип предусматривает расширение приповерхностной области наблюдательной или продуктивной скважины, размещение в ней вибраторов и возбуждение с их помощью распространяющихся в исследуемую область массива зондирующих сигналов.The closest in technical essence is the method of seismic monitoring of a rock mass containing an underground storage of hydrocarbons, including drilling of at least one observation well in the vicinity of a production well that connects the reservoir to the surface, placing at least one seismic receiver in the observation well that is acoustically in contact with rocks surrounding this well, and registration of seismic acoustic signals received by the seismic receiver [2]. In addition, the specified prototype method provides for the expansion of the near-surface area of the observation or production wells, the placement of vibrators in it and the excitation with their help propagating into the studied area of the array of sounding signals.
Недостатком известного способа является низкая надежность выявления трещин, находящихся вблизи контура хранилища углеводородов и способных привести к его разрушению. Это обусловлено тем, что в способе-прототипе используется активный метод выявления трещин, предполагающий распространение зондирующих сигналов от источника, расположенного вблизи земной поверхности, до находящихся на большой глубине трещин и обратно. При этом происходит значительное затухание упругих волн, уровень которых может оказаться ниже порога чувствительности сейсмоприемников. Кроме того, отсутствие априорной информации о размерах подлежащих выявлению трещин не позволяет подобрать оптимальный диапазон частот зондирующих сигналов, обеспечивающий их эффективное отражение от трещин.The disadvantage of this method is the low reliability of detecting cracks located near the contour of the storage of hydrocarbons and capable of leading to its destruction. This is due to the fact that the prototype method uses an active method for detecting cracks, which involves the propagation of sounding signals from a source located near the earth's surface to cracks located at a great depth and back. In this case, a significant attenuation of elastic waves occurs, the level of which may be lower than the sensitivity threshold of geophones. In addition, the lack of a priori information about the size of the cracks to be detected does not allow us to choose the optimal frequency range of the probing signals, ensuring their effective reflection from the cracks.
В данной заявке решается задача повышения надежности выявления трещин, находящихся вблизи контура хранилища углеводородов и способных привести к его разрушению.This application solves the problem of increasing the reliability of identifying cracks located near the contour of the hydrocarbon storage and capable of leading to its destruction.
Для решения поставленной задачи в способе сейсмического мониторинга массива горных пород, вмещающего подземное хранилище углеводородов, включающем бурение, по крайней мере, одной наблюдательной скважины в окрестности продуктивной скважины, связывающей хранилище с поверхностью, размещение в наблюдательной скважине не менее одного сейсмоприемника, акустически контактирующего с окружающими эту скважину породами, и регистрацию принятых сейсмоприемником сейсмоакустических сигналов, периодически осуществляют снижение и повышение давления углеводородов в подземном хранилище, регистрируют сейсмоакустические сигналы на последовательных стадиях снижения и повышения давления, определяют максимальную из длительностей первых полуволн сигналов, зарегистрированных на участке снижения давления, и длительности первых полуволн всех сигналов на участке повышения давления, при этом о появлении трещин вблизи контура хранилища, способных привести к его разрушению, судят по появлению, по крайней мере, одного сигнала на стадии повышения давления, у которого длительность первой полуволны не меньше, чем максимальная из длительностей первых полуволн сигналов, зарегистрированных на стадии снижения давления.To solve the problem in a method for seismic monitoring of a rock mass, containing an underground hydrocarbon storage facility, including drilling at least one observation well in the vicinity of a production well connecting the storage surface, placing at least one seismic receiver in the observation well that is acoustically in contact with others this well by rocks, and registration of seismic-acoustic signals received by the seismic receiver periodically reduces and increases the pressure hydrocarbons in the underground storage, seismic acoustic signals are recorded at successive stages of pressure reduction and increase, the maximum of the durations of the first half-waves of signals recorded at the pressure-reducing section and the duration of the first half-waves of all signals at the pressure-increasing section are determined, while cracks appear near the storage contour capable of leading to its destruction is judged by the appearance of at least one signal at the stage of increasing pressure, in which the duration of the first half waves are not less than the maximum of the durations of the first half-waves of signals recorded at the stage of pressure reduction.
Физические предпосылки предлагаемого способа заключаются в использовании особенностей возникновения и роста трещин в массиве горных пород вблизи подземного хранилища углеводородов при увеличении и снижении давления в нем. При этом существующие трещины в массиве горных пород проявляют себя при уменьшении напряжений, когда появляется возможность сдвижения берегов трещин. В то же время при больших напряжениях трещины зажаты и сдвижение их берегов, вызывающее сейсмоакустические сигналы, не происходит.The physical premises of the proposed method are to use the features of the occurrence and growth of cracks in the rock mass near the underground hydrocarbon storage with increasing and decreasing pressure in it. At the same time, existing cracks in the rock mass manifest themselves when stresses decrease, when it becomes possible to move the crack faces. At the same time, at high stresses, the cracks are clamped and their banks shifting, causing seismic acoustic signals, does not occur.
В исходном состоянии, когда хранилище заполнено и давление углеводородов в нем максимально, давление вышележащих пород на область вблизи хранилища уравновешивается противодавлением углеводородов в нем. Как следствие, в окрестностях хранилища углеводородов не возникают новые и не происходит рост ранее существовавших трещин. Сейсмоакустическая активность при этом отсутствует.In the initial state, when the storage is full and the pressure of hydrocarbons in it is maximum, the pressure of the overlying rocks on the area near the storage is balanced by the backpressure of the hydrocarbons in it. As a result, new ones do not appear in the vicinity of the hydrocarbon storage and the growth of previously existing cracks does not occur. Seismic acoustic activity is absent.
При снижении давления углеводородов будет происходить перераспределение напряжений в окрестностях хранилища за границами герметичности, таким образом, что максимальные напряжения будут смещаться от его контура в сторону более удаленных областей вмещающего массива, а прилегающие к контуру хранилища области будут разгружаться. Разгрузка в этих областях приведет к тому, что в них в окрестностях трещин, находящихся до этого в сжатом состоянии, будут происходить сдвиговые смещения пород, что приведет к возникновению сейсмоакустических сигналов, обусловленному трением берегов трещин и их дальнейшим прорастанием. При этом большим размерам трещин будут соответствовать большие значения длительностей первых полуволн сейсмоакустических сигналов. Очевидно, что с точки зрения прогноза разрушения хранилища следует выявлять, прежде всего, трещины наибольших размеров, т.е. порождающие сейсмоакустические сигналы с максимальной величиной длительности первой полуволны τмакс. В то же время, если трещина находится за границей герметичности, а эта граница не смещается, опасности такая трещина не представляет и хранилище не разрушается. Учитывая, что величина τмакс характеризует трещины максимального размера, она может быть выбрана в качестве порогового значения, с которым необходимо сравнивать сигналы, получаемые на стадии увеличения давления.With a decrease in hydrocarbon pressure, stress redistribution will occur in the vicinity of the storage beyond the tightness limits, so that the maximum stresses will shift from its circuit to the more remote areas of the enclosing array, and the areas adjacent to the storage circuit will be unloaded. Unloading in these areas will lead to the fact that in them in the vicinity of the cracks, which were previously compressed, shear displacements of the rocks will occur, which will lead to the occurrence of seismic acoustic signals due to friction of the crack faces and their further germination. In this case, large crack sizes will correspond to large durations of the first half-waves of seismic-acoustic signals. Obviously, from the point of view of the forecast for the destruction of the storage facility, it is necessary to identify, first of all, the largest cracks, i.e. generating seismic acoustic signals with a maximum duration of the first half-wave τ max . At the same time, if the crack is outside the tightness boundary, and this boundary does not move, such a crack does not present a danger and the storage is not destroyed. Given that the max τ value characterizes cracks of the maximum size, it can be chosen as a threshold value with which it is necessary to compare the signals obtained at the stage of increasing pressure.
При увеличении давления углеводородов в хранилище напряжения в горной породе, находящейся за границей герметичности, будут увеличиваться. В то же время внутри этой границы напряжения в горной породе будут уменьшаться, в связи с частичной компенсацией увеличивающегося давления углеводородов. Это приведет к тому, что при определенных значениях возрастающего давления в хранилище начнут появляться сигналы от трещин, находящихся внутри границы герметичности, что будет свидетельствовать о разрушении. Если такие сигналы возникают, значит, внутри границы герметичности присутствуют трещины больших размеров, создающие сейсмоакустические сигналы с большими длительности первой полуволны, сама граница герметичности расширяется, а хранилище разрушается. Таким образом, если, по крайней мере, для одного из сейсмоакустических сигналов на стадии увеличения давления длительность первой полуволны τi превышает или равны τмакс, т.е. выполняется условие τi≥ττмакс, то это будет свидетельствовать о том, что появились крупные трещины внутри границы герметичности, сама эта граница сдвинулась вглубь массива горных пород, а хранилище разрушается.With increasing pressure of hydrocarbons in the storage, the stresses in the rock located beyond the tightness boundary will increase. At the same time, within this boundary, the stresses in the rock will decrease, due to the partial compensation of the increasing pressure of hydrocarbons. This will lead to the fact that at certain values of increasing pressure in the store, signals from cracks inside the tightness boundary will begin to appear, which will indicate destruction. If such signals arise, it means that large cracks are present inside the tightness boundary, creating seismic acoustic signals with long durations of the first half-wave, the tightness boundary itself expands, and the storage is destroyed. Thus, if, for at least one of the seismic acoustic signals at the stage of increasing pressure, the duration of the first half-wave τ i is greater than or equal to τ max , i.e. the condition τ i ≥ττ max is satisfied, this will indicate that large cracks appeared inside the tightness boundary, this boundary itself has moved deeper into the rock mass, and the storage is being destroyed.
Как установлено на практике, такие сигналы появляются, как правило, на последней трети участка возрастания давления, и границы этого участка могут меняться в зависимости от типа и свойств пород, глубины хранилища, диапазона изменения давления и других факторов. От этих факторов будут зависеть также и размеры трещин, превышение которых может привести к разрушению хранилища. Применение указанного способа обеспечивает повышение надежности выявления трещин, размеры которых превышают некоторое критическое значение, которое четко определяется величиной τmax и которое можно рассматривать в качестве критерия начальной стадии разрушения хранилища.As established in practice, such signals appear, as a rule, in the last third of the pressure increase section, and the boundaries of this section can vary depending on the type and properties of rocks, storage depth, pressure variation range and other factors. The size of the cracks will also depend on these factors, the excess of which can lead to the destruction of the storage. The application of this method provides an increase in the reliability of identifying cracks whose dimensions exceed a certain critical value, which is clearly determined by the value of τ max and which can be considered as a criterion for the initial stage of destruction of the storage.
Способ сейсмического мониторинга массива горных пород, вмещающего подземное хранилище углеводородов, иллюстрируется фиг.1, фиг.2, и фиг.3, где на фиг.1 представлена схема реализации способа, на фиг.2 показаны сейсмоакустические сигналы, регистрируемые на участках уменьшения и увеличения давления в хранилище, а на фиг.3 представлен один из сейсмоакустических сигналов с указанием длительности первой полуволны τi.The method of seismic monitoring of a rock mass containing an underground storage of hydrocarbons is illustrated in FIG. 1, FIG. 2, and FIG. 3, where FIG. 1 shows a diagram of the implementation of the method, FIG. 2 shows seismic acoustic signals recorded in the decrease and increase sections. pressure in the storage, and figure 3 presents one of the seismic acoustic signals indicating the duration of the first half-wave τ i .
Схема, представленная на фиг.1, содержит массив 1 горных пород, в котором расположено хранилище 2 (контур которого показан сплошной линией), содержащее углеводороды 3. Подземное хранилище углеводородов представляет собой подземный резервуар 2, который может быть создан в соляных отложениях, в пористых или трещиноватых структурах. В массиве 1 горных пород находится граница 4 непроницаемости с приложенным к ней давлением 5 углеводорода 3 в случае неразрушенного хранилища 2. Между хранилищем 2 и поверхностью 6 расположена продуктивная скважина 7, служащая для закачки и откачки углеводорода 3 через трубы 8, которые соединены с насосами 9. В наблюдательной скважине 10 размещен, по крайней мере, один, сейсмоприемник 11, подключенный к блоку 12 регистрации и обработки сейсмоакустических сигналов. Массив 1 горных пород содержит трещины 13, которые находятся за контуром границы 4 зоны непроницаемости в случае неразрушенного хранилища и внутри границы 14 непроницаемости в случае разрушающегося хранилища. В последнем случае давление 15 углеводородов 3 приложено к границе 14 непроницаемости, находящейся на удалении от поверхности хранилища 2. Кроме того, вблизи хранилища 2 находятся трещины 16, расположенные за границами 4 и 14 непроницаемости в одном и другом случаях.The scheme shown in figure 1, contains an array of rocks 1, in which there is a storage 2 (the outline of which is shown by a solid line) containing hydrocarbons 3. The underground storage of hydrocarbons is an underground reservoir 2 that can be created in salt deposits, in porous or fractured structures. In the rock mass 1, there is an impermeability boundary 4 with a pressure of 5 hydrocarbon 3 applied to it in the case of an undisturbed storage 2. Between the storage 2 and surface 6 there is a productive well 7, which serves for pumping and pumping hydrocarbon 3 through pipes 8, which are connected to pumps 9 In the observation well 10, at least one seismic receiver 11 is connected to the block 12 for recording and processing seismic acoustic signals. The rock mass 1 contains cracks 13, which are located beyond the boundary 4 of the impermeability zone in the case of an undestroyed storage and inside the impermeability border 14 in the case of a collapsing storage. In the latter case, the pressure 15 of hydrocarbons 3 is applied to the impermeability boundary 14 located at a distance from the surface of the storage 2. In addition, cracks 16 are located near the storage 2 located beyond the boundaries 4 and 14 of the impermeability in one or the other case.
Графики на фиг.2 иллюстрируют зависимость давления углеводорода 3 от времени t в резервуаре 2, на участках снижения 17 и повышения 18, а также сейсмоакустические сигналы 19 и 20, регистрируемые соответственно на участках снижения 17 и повышения 18 давления.The graphs in figure 2 illustrate the dependence of the pressure of hydrocarbon 3 on time t in the tank 2, in the areas of
На фиг.3 показан один из сейсмоакустических сигналов 19 или 20, на котором отмечена длительность первой полуволны τi.Figure 3 shows one of the seismic
Способ сейсмического мониторинга пород, вмещающих подземное хранилище углеводородов, реализуется следующим образом.The method of seismic monitoring of rocks containing an underground storage of hydrocarbons is implemented as follows.
В массиве 1 горных пород, включающем хранилище 2 с продуктивной скважиной 7, бурят наблюдательную скважину 10, в которой размещают, по крайней мере, один сейсмоприемник 11. Для улучшения условий приема сейсмоакустических сигналов их может быть размещено несколько. Сейсмоприемник 11 акустически соединяют с массивом 1 горных пород. Такое соединение осуществляется либо путем прижатия сейсмоприемника к стенке наблюдательной скважины 10 или обсадной трубы, находящейся в ней, либо путем размещения в иммерсионной жидкости, содержащейся в наблюдательной скважине 10. При этом наблюдательная скважина 10 конструктивно может быть совмещена с продуктивной скважиной 7, и, по крайней мере, один сейсмоприемник 11 может быть размещен в последней. В процессе мониторинга через трубы 8 с помощью насоса 9 производится закачка и откачка углеводорода 3 в резервуар 2, что приводит к увеличению и уменьшению давления 17 в резервуаре 2. Углеводородом является газ в сжиженном состоянии, нефть, дизельное топливо, бензин, кроме этого хранилище 2 может заполняться другими газами (например, углекислым газом) и жидкостями, например, водой, используемой при размыве хранилища 2, если оно создается в соляных отложениях. После закачки углеводородов 3, или других флюидов, и увеличении давления 17 блок 12 регистрации и обработки сигналов включается на регистрацию, после этого начинают уменьшать давление 17 углеводорода 3 в резервуаре 2. На начальном участке уменьшения 17 давления 3 трещины 13 больших размеров закрыты, поэтому регистрируемые сейсмоакустические сигналы либо отсутствуют, либо имеют малые значения длительностей τi. На этой стадии уменьшения давления 17 выделяют сейсмоакустические сигналы 19 и рассчитывают длительности τi первых полуволн последних. Максимальное из них τмакс берется в качестве образцового для сравнения с ним длительностей первых полуволн сейсмоакустических сигналов 20, регистрируемых при увеличении давления углеводорода 3 в резервуаре 2. При увеличении 18 давления углеводородов 3 в резервуаре 2 регистрируют сейсмоакустические сигналы 20, и о появлении трещин 13 вблизи контура хранилища 2, способных привести к его разрушению, судят по появлению, по крайней мере, одного сигнала на стадии повышения 18 давления, у которого длительность первой полуволны τi не меньше, чем максимальная из длительностей τmax первых полуволн сигналов, зарегистрированных на участке снижения 17 давления углеводородов 3.In the rock mass 1, including the storage 2 with a production well 7, an observation well 10 is drilled, in which at least one seismic receiver 11 is placed. Several can be placed to improve the conditions for receiving seismic acoustic signals. The seismic receiver 11 is acoustically connected to the rock mass 1. Such a connection is carried out either by pressing the seismic receiver to the wall of the observation well 10 or the casing located in it, or by placing it in the immersion fluid contained in the observation well 10. Moreover, the observation well 10 can be structurally combined with the production well 7, and, by at least one geophone 11 may be located in the latter. During monitoring, pipes 8 are pumped and pumped through pump 9 to tank 2, which leads to an increase and decrease in
Экспериментальная проверка предлагаемого способа была осуществлена на двух подземных хранилищах газа, находящихся на глубине 960 м в массиве соляных горных пород. На расстоянии 50 м от продуктивных скважин пробурены наблюдательные скважины глубиной 850 м, в которой размещались сейсмоприемники. Был установлен определенный уровень порога, по превышению которого осуществлялась регистрация сейсмоакустических сигналов.An experimental verification of the proposed method was carried out at two underground gas storages located at a depth of 960 m in an array of salt rocks. At a distance of 50 m from the production wells, observation wells were drilled at a depth of 850 m, in which geophones were located. A certain threshold level was established above which seismic-acoustic signals were recorded.
В первом хранилище находился рассол, образовавшийся в процессе размыва соляного пласта при строительстве. Давление в хранилище менялось за счет изменения уровня жидкости в скважине. При снижении уровня на стадии уменьшения давления зарегистрировано 8 сейсмоакустических сигналов с максимальной длительностью первой полуволны 20 мс. На стадии увеличения давления при повышении уровня жидкости зарегистрировано 3 сейсмоакустических сигнала с меньшей длительностью первой полуволны. Т. е. в построенном заново хранилище трещин большого размера, находящихся в пределах границы герметичности, не обнаружено. Звуколокационная съемка стенок хранилища подтвердила целостность стенок и соответствие контура хранилища проекту.In the first storage was a brine formed during the erosion of the salt layer during construction. The pressure in the storage was changed due to changes in the liquid level in the well. With a decrease in the level at the stage of pressure reduction, 8 seismic acoustic signals with a maximum duration of the first half wave of 20 ms were recorded. At the stage of increasing pressure with increasing liquid level, 3 seismic acoustic signals with a shorter duration of the first half-wave were recorded. That is, in the newly constructed repository of large cracks located within the tightness boundary, it was not found. The sonar survey of the walls of the storage confirmed the integrity of the walls and the correspondence of the storage contour to the project.
В другом хранилище, эксплуатировавшемся в течение 5 лет, давление менялось за счет закачки и откачки газа в пределах от 5 до 15 МПа. При снижении давления на последней трети этого участка зарегистрировано 16 сейсмоакустических сигналов с максимальной длительностью первой полуволны τмакс=24 мс. На стадии увеличения давления зарегистрировано 12 сигналов, при этом максимальная длительность первой полуволны двух из них превысила τмакс в полтора раза. Последующая звуколокационная съемка контура подтвердила его изменения, связанные с обрушением пород, вызванным наличием трещин в стенках хранилища.In another storage facility, operated for 5 years, the pressure changed due to the injection and pumping of gas in the range from 5 to 15 MPa. With a decrease in pressure in the last third of this section, 16 seismic-acoustic signals with a maximum duration of the first half-wave of τ max = 24 ms were recorded. At the stage of increasing pressure, 12 signals were recorded, while the maximum duration of the first half-wave of two of them exceeded one and a half times τ max . Subsequent sonar survey of the contour confirmed its changes associated with the collapse of rocks caused by the presence of cracks in the walls of the store.
Источники информацииInformation sources
1. Патент РФ №2316647, МПК Е21В 43/24, G01V 1/00, опубл. 10.02.2008.1. RF patent No. 2316647, IPC ЕВВ 43/24, G01V 1/00, publ. 02/10/2008.
2. Патент США№6182012, кл. 702/6, МПК7 G01V 1/46, 30.01.2001.2. US patent No. 6182012, cl. 702/6, IPC 7 G01V 1/46, 01/30/2001.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011145606/28A RU2478990C1 (en) | 2011-11-10 | 2011-11-10 | Method for seismic monitoring of array of rocks holding underground storage of hydrocarbons |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011145606/28A RU2478990C1 (en) | 2011-11-10 | 2011-11-10 | Method for seismic monitoring of array of rocks holding underground storage of hydrocarbons |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2478990C1 true RU2478990C1 (en) | 2013-04-10 |
Family
ID=49152401
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2011145606/28A RU2478990C1 (en) | 2011-11-10 | 2011-11-10 | Method for seismic monitoring of array of rocks holding underground storage of hydrocarbons |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2478990C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2804094C1 (en) * | 2023-03-06 | 2023-09-26 | Публичное акционерное общество "Газпром нефть" (ПАО "Газпром нефть") | Method for monitoring underground co2 storage |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| FR2728973A1 (en) * | 1994-12-29 | 1996-07-05 | Inst Francais Du Petrole | METHOD AND DEVICE FOR THE LONG-TERM SEISMIC MONITORING OF AN UNDERGROUND AREA CONTAINING FLUIDS |
| US6182012B1 (en) * | 1998-02-20 | 2001-01-30 | Institut Francais Du Petrole | Method and device intended for permanent monitoring of an underground formation |
| RU2316647C2 (en) * | 2001-10-24 | 2008-02-10 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Seismic monitoring of intraformation conversion in massif containing hydrocarbons |
| RU2318223C2 (en) * | 2005-09-28 | 2008-02-27 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Method for optimizing passive monitoring of hydraulic fracturing of formation (variants) |
| RU2327154C2 (en) * | 2004-04-23 | 2008-06-20 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В | Method and system for monitoring of cavities filled with liquid in the medium on the basis of boundary waves that are distributed on their surfaces |
| RU2410727C1 (en) * | 2009-05-20 | 2011-01-27 | Автономное учреждение Ханты-Мансийского автономного округа-Югры "Югорский научно-исследовательский институт информационных технологий" (ЮНИИИТ) | Method of determining size of cracks in rocks |
-
2011
- 2011-11-10 RU RU2011145606/28A patent/RU2478990C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| FR2728973A1 (en) * | 1994-12-29 | 1996-07-05 | Inst Francais Du Petrole | METHOD AND DEVICE FOR THE LONG-TERM SEISMIC MONITORING OF AN UNDERGROUND AREA CONTAINING FLUIDS |
| US6182012B1 (en) * | 1998-02-20 | 2001-01-30 | Institut Francais Du Petrole | Method and device intended for permanent monitoring of an underground formation |
| RU2316647C2 (en) * | 2001-10-24 | 2008-02-10 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Seismic monitoring of intraformation conversion in massif containing hydrocarbons |
| RU2327154C2 (en) * | 2004-04-23 | 2008-06-20 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В | Method and system for monitoring of cavities filled with liquid in the medium on the basis of boundary waves that are distributed on their surfaces |
| RU2318223C2 (en) * | 2005-09-28 | 2008-02-27 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Method for optimizing passive monitoring of hydraulic fracturing of formation (variants) |
| RU2410727C1 (en) * | 2009-05-20 | 2011-01-27 | Автономное учреждение Ханты-Мансийского автономного округа-Югры "Югорский научно-исследовательский институт информационных технологий" (ЮНИИИТ) | Method of determining size of cracks in rocks |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2804094C1 (en) * | 2023-03-06 | 2023-09-26 | Публичное акционерное общество "Газпром нефть" (ПАО "Газпром нефть") | Method for monitoring underground co2 storage |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US20220282611A1 (en) | Method for fracturing activity and intensity monitoring and pressure wave resonance analysis | |
| WO2018004369A1 (en) | Method and system for locating downhole objects which reflect a hydraulic signal | |
| Croizé et al. | Petrophysical properties of bioclastic platform carbonates: implications for porosity controls during burial | |
| Roche et al. | Time-lapse imaging of CO2 migration within near-surface sediments during a controlled sub-seabed release experiment | |
| US20240151870A1 (en) | Tube Wave Analysis of Well Communication | |
| NO20171024A1 (en) | Evaluation of a downhole installation | |
| US9127543B2 (en) | Active seismic monitoring of fracturing operations | |
| US11725507B2 (en) | Generating tube waves within a wellbore using an electrohydraulic discharge source | |
| WO2006011826A1 (en) | Method of hydrocarbons search (variants) and method of reservoir depth determination | |
| US6374186B1 (en) | Method for overpressure detection from compressional-and- shear-wave data | |
| US10444387B2 (en) | Monitoring microseismic events | |
| US11560792B2 (en) | Assessing wellbore characteristics using high frequency tube waves | |
| Goyal et al. | A comparative study of monotonic and cyclic injection hydraulic fracturing in saturated tight rocks under triaxial stress | |
| RU2478990C1 (en) | Method for seismic monitoring of array of rocks holding underground storage of hydrocarbons | |
| Lei | Laboratory acoustic emission study review | |
| RU2719792C2 (en) | Method for predicting drilling mud absorption zones when drilling wells based on three-dimensional geomechanical model and tectonic model of deposit | |
| RU2465455C1 (en) | Method of monitoring oil well crosshole intervals | |
| Bull et al. | Constraining leakage pathways through the overburden above sub-seafloor CO2 storage reservoirs | |
| WO2016099288A1 (en) | Plug integrity evaluation method | |
| Shinyakov et al. | Analysis of methods for measuring the liquid level in the annular space of an oil well | |
| RU2191889C1 (en) | Method of developing hydrocarbon deposits | |
| RU2745542C1 (en) | Method for express diagnostics of the stability state of gas well columns by the method of standing waves | |
| US4924950A (en) | Method of drilling a well by utilizing AE/MA measurement | |
| CN110297280B (en) | Prediction method for carbonate rock overpressure spatial distribution characteristics | |
| Bull et al. | Constraining the physical properties of chimney/pipe structures within sedimentary basins |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20161111 |