RU2658856C1 - Способ определения профиля теплопроводности горных пород в скважине - Google Patents
Способ определения профиля теплопроводности горных пород в скважине Download PDFInfo
- Publication number
- RU2658856C1 RU2658856C1 RU2017125184A RU2017125184A RU2658856C1 RU 2658856 C1 RU2658856 C1 RU 2658856C1 RU 2017125184 A RU2017125184 A RU 2017125184A RU 2017125184 A RU2017125184 A RU 2017125184A RU 2658856 C1 RU2658856 C1 RU 2658856C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- temperature
- thermal conductivity
- radius
- rocks
- Prior art date
Links
- 239000011435 rock Substances 0.000 title claims abstract description 53
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 28
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 title 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 title 1
- 239000004568 cement Substances 0.000 claims abstract description 36
- 230000036571 hydration Effects 0.000 claims abstract description 22
- 238000006703 hydration reaction Methods 0.000 claims abstract description 22
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 6
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 6
- 239000002002 slurry Substances 0.000 claims abstract 2
- 238000012417 linear regression Methods 0.000 claims description 6
- 238000009529 body temperature measurement Methods 0.000 claims description 3
- 239000013307 optical fiber Substances 0.000 claims description 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 3
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 abstract description 3
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract 1
- 238000007711 solidification Methods 0.000 abstract 1
- 230000008023 solidification Effects 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000000523 sample Substances 0.000 description 8
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 7
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 5
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 4
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 4
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 3
- 238000011161 development Methods 0.000 description 2
- 239000000835 fiber Substances 0.000 description 2
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 2
- 230000020169 heat generation Effects 0.000 description 2
- 238000011545 laboratory measurement Methods 0.000 description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 238000005336 cracking Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 230000005284 excitation Effects 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 1
- 230000017525 heat dissipation Effects 0.000 description 1
- 238000011835 investigation Methods 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 238000000691 measurement method Methods 0.000 description 1
- NMJORVOYSJLJGU-UHFFFAOYSA-N methane clathrate Chemical compound C.C.C.C.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O NMJORVOYSJLJGU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
Images
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
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/005—Monitoring or checking of cementation quality or level
-
- 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
- E21B47/06—Measuring temperature or pressure
- E21B47/07—Temperature
-
- 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
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N25/00—Investigating or analyzing materials by the use of thermal means
- G01N25/18—Investigating or analyzing materials by the use of thermal means by investigating thermal conductivity
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- Biochemistry (AREA)
- General Health & Medical Sciences (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Immunology (AREA)
- Pathology (AREA)
- Quality & Reliability (AREA)
- Investigating Or Analyzing Materials Using Thermal Means (AREA)
Abstract
Изобретение относится к геофизическим исследованиям скважин и может найти применение для определения тепловых свойств пластов горных пород, окружающих скважины. Технический результат заключается в обеспечении возможности одновременного определения теплопроводности пород и радиуса скважины, используя результаты измерения температуры в скважине во время гидратации цемента. В соответствии со способом опускают в скважину обсадную колонну, снабженную датчиками температуры, размещенными на наружной поверхности обсадной колонны по всей ее длине, и в кольцевой зазор между обсадной колонной и стенками скважины закачивают цементный раствор. В процессе закачки и затвердевания цемента посредством размещенных на обсадной трубе датчиков температуры осуществляют измерения температуры на разных глубинах. Затем, используя численную температурную модель гидратации цемента в скважине, рассчитывают зависимость измеренной в скважине температуры от времени, радиуса скважины и теплопроводности породы, определяют радиус скважины на каждой глубине путем минимизации разности между измеренной и расчетной температурами и на основе рассчитанной зависимости и радиуса скважины определяют теплопроводность окружающих скважину горных пород на каждой глубине. 3 з.п. ф-лы, 5 ил., 1 табл.
Description
Изобретение относится к геофизическим исследованиям скважин и может найти применение для определения тепловых свойств пластов горных пород, окружающих скважины.
Знание тепловых свойств и, в частности, теплопроводности горных пород необходимо для моделирования и оптимизации процесса добычи нефти и газа, особенно для оптимизации тепловых способов добычи тяжелых нефтей и добычи метана из метан-гидратных залежей.
Тепловые свойства пород обычно измеряют в лабораторных условиях на образцах керна, извлеченного из скважины. При этом результаты измерения теплоемкости пород вполне применимы для моделирования поля температур нефтяного пласта, а результаты измерения теплопроводности керна могут существенно отличаться от теплопроводности блоков горных пород in-situ. Это связано с влиянием следующих факторов:
(1) отличием свойств керна от свойств пород in-situ, например, из-за растрескивания керна при бурении или в процессе его извлечения на поверхность,
(2) отличием лабораторных условий (давление и температура) от пластовых,
(3) влиянием свойств пластовых флюидов, которое не всегда учитывают при проведении лабораторных измерений.
Одной из важнейших проблем является представительность результатов лабораторных измерений. Обычно выход керна существенно ниже 100% и лабораторные исследования не дают информации о свойствах трещиноватых пропластков и слабо консолидированных пород (где выход керна мал), что может существенно повлиять на величину теплопроводности больших блоков горных пород, которая используется при моделировании резервуаров. Поэтому, в дополнение к лабораторным исследованиям на керне, на протяжении многих лет проводят эксперименты по определению тепловых свойств пород in-situ, в скважине, но до настоящего времени не разработан пригодный для практического использования способ или прибор.
Было предложено много различных подходов к определению теплопроводности пород in-situ. Например, предлагалось использовать для этой цели процесс восстановления невозмущенной температуры массива после бурения или после промывки скважины (см. Дахнов В.Н., Дьяконов Д.И. Термические исследования скважин, 1952, ГНТИНГТЛ. М., с. 84, 88, 96). Недостатком этого способа является сильная зависимость результатов измерений от перетоков и свободной тепловой конвекции флюида в скважине, от радиуса скважины и положения датчика температуры в скважине. Кроме того, сложно точно смоделировать тепловое возбуждение массива при бурении или промывке скважины, что необходимо для количественной интерпретации измеренной температуры и оценки тепловых свойств пород.
Большая часть работ по определению теплопроводности пород in-situ основана на теории линейного источника тепла. В скважину помещают достаточно длинный (2-5 м) нагреваемый зонд и регистрируют скорость увеличения температуры этого зонда, которая зависит от тепловых свойств окружающих пород (см., например, In Situ Determination of Thermal Properties of Rocks in Crystalline Rock Drill Holes with TERO56 and TERO76 Devices, I. Kukkonen, A. Korpisalo, I. Suppala, T. Koskinen, S Oy., POSIVA 2013-06). Основными недостатками этого способа являются большое время (порядка 10÷20 часов), необходимое для измерения тепловых свойств на каждом участке скважины и необходимость подвода к скважинному зонду значительной электрической мощности.
Некоторые способы используют небольшие нагреваемые зонды, которые прижимают к стенке скважины (см. Kiyohashi Н., Okumura К., Sakaguchi К., and Matsuki К., 2000. Development of direct measurement method for thermophysical properties of reservoir rocks in situ by well logging, Proceedings World Geothermal Congress 2000, Kyushu-Tohoku, Japan, May 28 - June 10, 2000). Эти способы позволяют уменьшить продолжительность измерений, однако они требуют гладких стенок скважины, сложного оборудования, сложной численной модели для определения тепловых свойств пород по результатам измерения температуры зонда и позволяют оценить тепловые свойства только очень тонкого (1-3 см) слоя породы вблизи стенок скважины. Этот слой был подвергнут механическим напряжениям при бурении, может иметь техногенную трещиноватость, поры в породе заполнены буровым раствором, а не пластовым флюидом, поэтому тепловые свойства этого слоя могут существенно отличаться от свойств пород вдали от скважины.
Известны также способы, использующие подвижные зонды. Источник тепла находится в головной части зонда, датчик температуры - на конце зонда (см., например, патент США 3892128). Эти способы позволяют быстро оценивать тепловые свойства пород на значительном интервале глубин, однако, как и в предыдущем случае, они дают информацию о свойствах только очень тонкого слоя пород вокруг скважины.
Наиболее близким аналогом заявленного способа является способ определения профиля теплопроводности горных пород, который осуществляют одновременно с цементацией скважины (патент РФ №2539084). Для этого опускают в скважину обсадную колонну с прикрепленными на ее наружную поверхность датчиками температуры (Фиг. 1), закачивают цемент в кольцевой зазор между обсадной колонной и стенками скважины, в процессе закачки и затвердевания цемента измеряют температуру цемента и определяют распределение по глубине теплопроводности λ(y) окружающих скважину горных пород по формуле
где величина K(y) находится с помощью линейной регрессии из поведения температуры при больших временах t (более 500÷1000 час), прошедших после закачки цемента:
где Tf(y) - температура пород на глубине y, которая тоже определяется с помощью линейной регрессии, QV - объемная теплота гидратации цемента [Дж/м3], Va - объем цемента, приходящийся на 1 м длины скважины [м3/м]:
rco и rw(y) - внешний радиус обсадной колонны и радиус скважины [м].
Основным недостатком способа, описанного в патенте РФ №2539084, является сильная зависимость оцененной таким образом теплопроводности массива от радиуса скважины rw(y), которая определяется с помощью кавенометрии.
Технический результат, достигаемый при реализации изобретения, заключается в обеспечении возможности одновременного определения теплопроводности пород и радиуса скважины, используя результаты измерения температуры Trec(t) в скважине во время гидратации цемента. Этот способ может быть использован при отсутствии результатов кавернометрии или при недостаточно точном определении радиуса скважины с помощью кавернометрии.
Указанный технический результат достигается тем, что в соответствии с предлагаемым способом опускают в скважину обсадную колонну, снабженную датчиками температуры (Фиг. 1), размещенными на наружной поверхности обсадной колонны по всей ее длине, и в кольцевой зазор между обсадной колонной и стенками скважины закачивают цементный раствор.
В процессе закачки и затвердевания цемента посредством размещенных на обсадной трубе датчиков температуры осуществляют измерения температуры Trec(y,t) на разных глубинах y.
Затем, используя численную температурную модель гидратации цемента в скважине, рассчитывают зависимость измеренной в скважине температуры от времени, радиуса скважины и теплопроводности породы
Tsim(t,rw)=Tsim[t,rw,λ(rw)],
определяют радиус скважины rw на каждой глубине путем минимизации разности между измеренной Trec(t) и расчетной Tsim(t) температурами:
Теплопроводность окружающих скважину горных пород на каждой глубине определяют по формуле
где λ(rw,y) - теплопроводность пород на глубине y, QV - тепло гидратации цемента, rco - внешний радиус обсадной колонны, rw(y) - радиус скважины на глубине y, K(y) - коэффициент, определяемый методом линейной регрессии при аппроксимации зависимости измеренной в скважине температуры Trec(y,t) от обратного времени t-1 асимптотической формулой
где Tf(y) - температура пород на глубине y, определенная методом регрессии.
Сравнение измеренной и рассчитанной температуры проводят используя значения температуры, измеренные спустя более 50÷70 часов после цементации скважины.
В качестве датчиков температуры может быть использован оптиковолоконный датчик.
Изобретение поясняется чертежами, где на Фиг. 1 приведена схема скважины, на Фиг. 2 приведены лабораторные данные по объемной генерации тепла при гидратации цемента и ее аппроксимация, на фиг. 3 - результаты численного моделирования температуры цемента от времени, прошедшего после начала гидратации, для разных значений теплопроводности пород и радиуса скважины, на фиг. 4 показаны расчетные температуры в зависимости от обратного времени и их линейная аппроксимация, на фиг. 5 - показана процедура определения радиуса скважины из сравнения максимальной температуры цемента и температуры, рассчитанной по упрощенной численной модели скважины.
В данном изобретении предлагается способ одновременного определения теплопроводности пород и радиуса скважины используя результаты измерения температуры Trec(t) в скважине во время гидратации цемента.
В соответствии с одним из вариантов осуществления изобретения, показанным на фиг. 1, в скважину 1, окруженную породой 2, опускают обсадную колонну 3 с прикрепленным к ней кабелем 4 волоконного измерителя температуры.
Во время гидратации цемента 5, закаченного в кольцевой зазор между обсадной колонной 3 и стенками скважины 1, происходит выделение значительного количества тепла (QV=100÷200 МДж на 1 м3 цементного раствора). Радиус скважины 6 - rw(y).
В процессе закачки и затвердевания цемента посредством размещенного на обсадной колонне 3 кабеля 4 волоконного измерителя температуры осуществляют измерения температуры Trec(y,t) на разных глубинах y.
Используют численную температурную модель гидратации цемента в скважине, которая позволяет рассчитать зависимость измеренной в скважине температуры от времени, радиуса скважины и теплопроводности породы
Искомый радиус скважины rw на каждой глубине находится путем минимизации разности между измеренной Trec(t) и расчетной Tsim(t) температурами:
Методом линейной регрессии при аппроксимации зависимости, измеренной в скважине температуры Trec(y,t) от обратного времени t-1 асимптотической формулой
определяют значения коэффициента K(y) для всех глубин'у', на которых проводилось измерение температуры и соответствующие значения температуры пород Tf(y).
Теплопроводность окружающих скважину горных пород на каждой глубине определяют по формуле
где λ(rw,y) - теплопроводность пород на глубине y, QV - тепло гидратации цемента, rco - внешний радиус обсадной колонны, rw(y) - радиус скважины на глубине y.
Анализ полевых данных показывает, что наиболее надежные результаты могут быть получены, если определение rw с помощью минимизации разности температур проводится в следующем интервале времен: начиная с 50÷70 часов и заканчивая 300÷400 часов после цементации. При меньших временах измеренная и расчетная температуры существенно зависят от трудно контролируемых деталей конструкции скважины и расположения в скважине датчиков температуры, а при больших временах слишком малым становится полезный температурный сигнал.
Определение радиуса rw для сотен точек по глубине реальной скважины с помощью минимизации функции S(rw) (2) требует разработки детальной численной модели и использования высокоэффективного численного кода.
Для иллюстрации применимости предлагаемого способа ниже рассмотрен упрощенный вариант реализации предлагаемого изобретения. В качестве входных данных используются результаты детального численного моделирования гидратации цемента с помощью коммерческого пакета COMSOL, а для определения радиуса скважины rw используется упрощенная температурная модель гидратации цемента в скважине и определение rw проводится по величине максимальной температуры Tm, достигнутой в процессе гидратации:
На фиг. 2 приведены лабораторные данные по объемной генерации тепла q0(t) [Вт/м3] при гидратации цемента (сплошная линия) и ее аппроксимация с помощью формул (6), (7).
где t0 - время после начала гидратации при котором мощность тепловыделения максимальна,
tmax принятая продолжительность гидратации (~95% от полного тепловыделения). Далее приняты следующие значения параметров: QV=1.5*108, Дж/м3, n=3.72, d=1.72 и F(n,d)=0.639, t0=4.1 час, tmax=60 час, rco=0.12 м.
На фиг. 3 приведены результаты численного моделирования с помощью коммерческого пакета COMSOL температуры цемента на расстоянии 14 см от оси скважины для разных значений теплопроводности пород (2 и 4 Вт/м/К) и радиуса скважины (15 см и 17 см). Начальная температура принималась равной температуре пород и равна 0. Расчетные значения наибольших температур для каждого варианта приведены в Табл. 1.
Фиг. 4 показывает расчетные температуры T-Tf в зависимости от 1/t (для t>1500 час) и их линейную аппроксимацию T=K⋅(1/t). Расчетные значения вуличин K приведены в Табл. 1:
Основные допущения предлагаемой упрощенной модели гидратации цемента в скважине:
- К тому времени (tm=6÷8), когда температура цемента достигает своего наибольшего значения Tm, температура в скважине приблизительно постоянна по радиусу скважины: T(r,t)≈T(t).
- Потери тепла из цементируемой скважины определяются ее температурой T(t), теплопроводностью окружающих пород λ и характерным расстоянием ΔrT(t), которое определяет величину градиента температуры в породе, на стенке скважины
С учетом сделанных допущений уравнение для температуры скважины можно записать в виде:
где C(rw) - теплоемкость скважины в расчете на 1 м tt длины.
С учетом формул (6), (7), находим окончательный вид уравнения энергии (8):
где
Общее решение этого уравнения имеет вид:
Наибольшую температуру цемент имеет через tm=6÷8 часов после начала гидратации (фиг. 3). Можно показать, что при таких временах величина ΔrT(t) определяется классическим выражением: 
где α является температуропроводностью породы: 
, ρc - объемная теплопроводность породы, γ - безразмерная константа порядка 1, которая должна быть определена из сравнения с результатами численного моделирования. Учитывая эту аппроксимацию ΔrT(t) функцию ϕ(t) можно записать в виде
где
Окончательно получаем упрощенную формулу для температуры цемента:
Расчеты показывают, что при значении параметра γ=0.7 формула (15) хорошо согласуется с результатами расчетов с помощью COMSOL.
Расчетное значение максимальной температуры как функции радиуса скважины Tsim[tm,rw,λ(rw)] (5) определяется формулой (9), формулой (4) и значениями K, приведенными в Табл. 1.
Процедуру определения радиуса скважины (решения уравнения (5)) иллюстрирует Фиг. 5. Горизонтальные линии соответствуют значениям Tm, приведенным в Таблице 1 (COMSOL), наклонные линии соответствуют результатам расчета по формуле (12) (для t=tm) для ряда значений радиуса скважины. Кружки отмечают найденные радиусы скважины, которые практически совпадают с заданными значениями Tm(tm)=Tsim[tm,rw,λ(rw)]. Очевидно, что значения теплопроводности, рассчитанные по формуле (4), совпадают с заданными.
Claims (16)
1. Способ определения профиля теплопроводности горных пород в скважине, в соответствии с которым
опускают в скважину обсадную колонну, снабженную датчиками температуры, размещенными на наружной поверхности обсадной колонны по всей ее длине,
в кольцевой зазор между обсадной колонной и стенками скважины закачивают цементный раствор,
в процессе закачки и затвердевания цемента посредством размещенных на обсадной трубе датчиков температуры осуществляют измерения температуры Trec(y, t) на разных глубинах y,
используя численную температурную модель гидратации цемента в скважине, рассчитывают зависимость измеренной в скважине температуры от времени, радиуса скважины и теплопроводности породы
определяют радиус скважины rw на каждой глубине путем минимизации разности между измеренной Trec(t) и расчетной Tsim(t) температурами:
и определяют теплопроводность окружающих скважину горных пород по формуле
где λ(rw, y) - теплопроводность пород на глубине y, QV - тепло гидратации цемента, rco - внешний радиус обсадной колонны, rw(y) - радиус скважины на глубине y, K(y) - коэффициент, определяемый методом линейной регрессии при аппроксимации зависимости измеренной в скважине температуры Trec(y, t) от обратного времени t-1 асимптотической формулой
где Тƒ(y) - температура пород на глубине y, также определяемая методом линейной регрессии.
2. Способ по п. 1, в соответствии с которым сравнение измеренной и рассчитанной температуры проводят используя значения температуры, измеренные спустя более 50÷70 часов после цементации скважины.
3. Способ по п. 1, в соответствии с которым для приближенного определения теплопроводности пород и радиуса скважины используют упрошенную полуаналитическую температурную модель цементации скважины и радиус скважины находят из сравнения максимальных значений измеренных и рассчитанных температур Tm(tm)=Tsim [tm, rw, λ(tw)].
4. Способ по п. 1, в соответствии с которым в качестве датчиков температуры используют оптиковолоконный датчик.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017125184A RU2658856C1 (ru) | 2017-07-14 | 2017-07-14 | Способ определения профиля теплопроводности горных пород в скважине |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017125184A RU2658856C1 (ru) | 2017-07-14 | 2017-07-14 | Способ определения профиля теплопроводности горных пород в скважине |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2658856C1 true RU2658856C1 (ru) | 2018-06-25 |
Family
ID=62713494
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2017125184A RU2658856C1 (ru) | 2017-07-14 | 2017-07-14 | Способ определения профиля теплопроводности горных пород в скважине |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2658856C1 (ru) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2712282C1 (ru) * | 2019-03-05 | 2020-01-28 | Автономная некоммерческая образовательная организация высшего образования "Сколковский институт науки и технологий" | Способ определения теплопроводности частиц твердых материалов при повышенных температурах |
| RU2713184C1 (ru) * | 2019-02-05 | 2020-02-04 | Автономная некоммерческая образовательная организация высшего образования "Сколковский институт науки и технологий" | Способ определения тепловых свойств частиц твердых материалов |
| CN112268923A (zh) * | 2020-10-22 | 2021-01-26 | 西安交通大学 | 一种基于测井曲线获取地层热导率的方法 |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3892128A (en) * | 1972-07-17 | 1975-07-01 | Texaco Inc | Methods for thermal well logging |
| US7665543B2 (en) * | 2002-11-05 | 2010-02-23 | Weatherford/Lamb, Inc. | Permanent downhole deployment of optical sensors |
| RU2403561C1 (ru) * | 2009-10-21 | 2010-11-10 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ определения тепловых свойств твердых тел и устройство для его реализации |
| RU2539084C1 (ru) * | 2013-11-19 | 2015-01-10 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ определения профиля теплопроводности горных пород в скважине |
-
2017
- 2017-07-14 RU RU2017125184A patent/RU2658856C1/ru active
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3892128A (en) * | 1972-07-17 | 1975-07-01 | Texaco Inc | Methods for thermal well logging |
| US7665543B2 (en) * | 2002-11-05 | 2010-02-23 | Weatherford/Lamb, Inc. | Permanent downhole deployment of optical sensors |
| RU2403561C1 (ru) * | 2009-10-21 | 2010-11-10 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ определения тепловых свойств твердых тел и устройство для его реализации |
| RU2539084C1 (ru) * | 2013-11-19 | 2015-01-10 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ определения профиля теплопроводности горных пород в скважине |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2713184C1 (ru) * | 2019-02-05 | 2020-02-04 | Автономная некоммерческая образовательная организация высшего образования "Сколковский институт науки и технологий" | Способ определения тепловых свойств частиц твердых материалов |
| RU2712282C1 (ru) * | 2019-03-05 | 2020-01-28 | Автономная некоммерческая образовательная организация высшего образования "Сколковский институт науки и технологий" | Способ определения теплопроводности частиц твердых материалов при повышенных температурах |
| CN112268923A (zh) * | 2020-10-22 | 2021-01-26 | 西安交通大学 | 一种基于测井曲线获取地层热导率的方法 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2324813C2 (ru) | Способ и устройство для определения формы трещин в горных породах | |
| US9163499B2 (en) | Method of determining reservoir pressure | |
| US10415367B2 (en) | System and methods for estimation of intra-kerogen porosity of downhole formation samples from pyrolysis tests and basin modeling data | |
| RU2539084C1 (ru) | Способ определения профиля теплопроводности горных пород в скважине | |
| EA033702B1 (ru) | Способ интерпретации распределенных температурных датчиков во время обработки ствола скважины | |
| CA2864964A1 (en) | Method of conducting diagnostics on a subterranean formation | |
| RU2658856C1 (ru) | Способ определения профиля теплопроводности горных пород в скважине | |
| AU2020217344A1 (en) | Methods for estimating hydraulic fracture surface area | |
| US11401803B2 (en) | Determining fracture surface area in a well | |
| US11111778B2 (en) | Injection wells | |
| US20080210420A1 (en) | Method for improving the determination of earth formation properties | |
| WO2009064691A1 (en) | Formation evaluation method | |
| Buijs | DFIT: An Interdisciplinary Validation of Fracture Closure Pressure Interpretation Across Multiple Basins | |
| EP3631164B1 (en) | Improvements in or relating to injection wells | |
| Smith et al. | Cyclic steam stimulation below a known hydraulically induced shale fracture | |
| US20170167256A1 (en) | Determining Water Salinity and Water-Filled Porosity of a Formation | |
| Proett et al. | Formation testing goes back to the future | |
| RU2585296C1 (ru) | Способ определения дренируемой ширины трещины гидроразрыва и степени оседания проппанта в ней | |
| RU2406081C2 (ru) | Скважинный зонд для измерения тепловых свойств горных пород и плотности геотермальных тепловых потоков | |
| Eker | Numerical simulation of poroelasticity and multiphase flow in matrix-fracture system: Application to Niobrara Formation, DJ Basin | |
| US20210388718A1 (en) | Methods of determining borehole characteristics | |
| Ganat | Well Test Design Workflow | |
| Jobling et al. | Relating 4D seismic and production data to determine steam displacement efficiency in SAGD reservoirs | |
| Tarhuni et al. | An integrated approach to characterize naturally fractured reservoirs and quantify their properties in the Bugani field. | |
| US20190368339A1 (en) | Wellbore Skin Effect Calculation using Temperature Measurements |