WO2015076706A1 - Способ определения профиля теплопроводности горных пород в скважине - Google Patents

Способ определения профиля теплопроводности горных пород в скважине Download PDF

Info

Publication number
WO2015076706A1
WO2015076706A1 PCT/RU2014/000874 RU2014000874W WO2015076706A1 WO 2015076706 A1 WO2015076706 A1 WO 2015076706A1 RU 2014000874 W RU2014000874 W RU 2014000874W WO 2015076706 A1 WO2015076706 A1 WO 2015076706A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
well
rocks
temperature
thermal conductivity
cement
Prior art date
Legal status (The legal status 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 status listed.)
Ceased
Application number
PCT/RU2014/000874
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
Валерий Васильевич ШАКО
Вячеслав Павлович ПИМЕНОВ
Антон Владимирович ПАРШИН
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Schlumberger Canada Ltd
Services Petroliers Schlumberger SA
Schlumberger Technology BV
Schlumberger Technology Corp
Schlumberger Holdings Ltd
Prad Research and Development Ltd
Original Assignee
Schlumberger Canada Ltd
Services Petroliers Schlumberger SA
Schlumberger Technology BV
Schlumberger Technology Corp
Schlumberger Holdings Ltd
Prad Research and Development Ltd
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 Schlumberger Canada Ltd, Services Petroliers Schlumberger SA, Schlumberger Technology BV, Schlumberger Technology Corp, Schlumberger Holdings Ltd, Prad Research and Development Ltd filed Critical Schlumberger Canada Ltd
Priority to US15/037,996 priority Critical patent/US20170226850A1/en
Publication of WO2015076706A1 publication Critical patent/WO2015076706A1/ru
Anticipated expiration legal-status Critical
Ceased legal-status Critical Current

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
    • 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
    • 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
    • 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
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01K—MEASURING TEMPERATURE; MEASURING QUANTITY OF HEAT; THERMALLY-SENSITIVE ELEMENTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • G01K11/00—Measuring temperature based upon physical or chemical changes not covered by groups G01K3/00, G01K5/00, G01K7/00 or G01K9/00
    • G01K11/32—Measuring temperature based upon physical or chemical changes not covered by groups G01K3/00, G01K5/00, G01K7/00 or G01K9/00 using changes in transmittance, scattering or luminescence in optical fibres
    • 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

Definitions

  • the invention relates to geophysical research of wells and may find application for determining the thermal properties of the rock formations surrounding the wells.
  • thermal properties and, in particular, the thermal conductivity of rocks is necessary for modeling and optimizing the process of oil and gas production, especially for optimizing the thermal methods of producing heavy oils.
  • the thermal properties of the rocks are usually measured in laboratory conditions on core samples extracted from the well.
  • the results of measuring the heat capacity of the rocks are quite applicable for modeling the temperature field of the oil reservoir, and the results of measuring the thermal conductivity of the core can differ significantly from the thermal conductivity of rock blocks in situ. It's connected with:
  • Some methods use small heated probes that press against the wall of the well (see Kiyohashi N., Okumura K., Sakaguchi K., and Matsuki K., 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.
  • a heat source is located at the head of the probe, a temperature sensor at the end of the probe (see, for example, US Pat. No. 3,892,128).
  • These methods make it possible to quickly evaluate the thermal properties of rocks at a significant depth interval, however, as in the previous case, they provide information on the properties of only a very thin layer of rocks around the well.
  • the technical result achieved by the implementation of the invention is to provide the possibility of simultaneously obtaining information about the properties of a relatively thick (about 1 m) layer of rock around the well and information about the thermal conductivity of the rocks for the entire cemented depth interval; in addition, it does not require the supply of electrical energy to the well.
  • the specified technical result is achieved by the fact that in accordance with the proposed method for determining the thermal conductivity profile of rocks, a casing with temperature sensors attached to its outer surface is lowered into the well, cement is pumped into the annular gap between the casing and the walls of the well, and cement is injected and hardened temperature measurements and determine the thermal conductivity of the rocks surrounding the well according to the formula
  • ⁇ ( ⁇ ) is the thermal conductivity of the rocks at a depth of z
  • Q c is the heat of cement hydration
  • V a (z) is the volume of the annular gap per meter of the length of the well, at depth z
  • C (z) is the coefficient determined by the linear regression method when approximating the dependence of the temperature T (z, t) measured in the well on the reciprocal time t "1 with the asymptotic formula
  • T (z, t) T f (z) + C (z> f 1
  • T f (z) is the temperature of the rocks at a depth of z.
  • an optical fiber sensor can be used as temperature sensors.
  • FIG. 1 shows the geometry of a cylindrically symmetric model, which was used in the calculations, in FIG. 2
  • the maximum temperature increase during cement hardening is approximately 20 - 50 ° C.
  • the main stage of cement hydration (and heat generation) has a duration of 30 to 50 hours, after which the radius of the area having an elevated temperature increases and the temperature in the well relaxes to the undisturbed temperature of the rocks at the considered depth.
  • the rate of temperature relaxation depends on the amount of excess thermal energy Q per 1 m of the length of the well and the thermal properties of the rocks surrounding the well. Excess thermal energy Q may be found as the product measured in a laboratory heat of hydration of cement and the amount Q c of the annular gap, which is defined by an outer radius r from the casing and measured using calipers wellbore radius depending on the depth z: r w (z). Thus, the rate of temperature recovery in the well after cementation is determined solely by the thermal properties of the surrounding rocks.
  • the following is a theoretical model that is used as the basis for determining the thermal properties of rocks from the temperature versus time measured in the well.
  • Formula (4) shows that if the initial thermal disturbance in a cylindrically symmetric problem is specified as the amount of excess thermal energy in a homogeneous medium, then the asymptotic behavior of the temperature is determined solely by the thermal conductivity of the medium.
  • the medium is heterogeneous (Fig. 1): well fluid (0 ⁇ r ⁇ r a , r ci is the inner radius of the casing), casing (g a ⁇ r ⁇ r cn , g co
  • the excess thermal energy Q is determined by the product of the heat of cement hydration Q c (J / m 3 ) and the annular gap volume V a (m 3 per meter of well length)
  • L is the depth interval, which is used to average the volume of the annular gap.
  • the value of L is determined by the smoothing effect of vertical conductive heat transfer in the rock and the typical measurement time.
  • the time t m should be longer than the duration of the main stage of cement hydration and the time at which the asymptotic formula (4) becomes applicable.
  • a typical value of t m l 00 -150 hours.
  • the measured temperature values at t> t m are approximated by the asymptotic formula (with a hydration time of more than 100 hours)
  • the parameter C (z) and rock temperature Tf (z) are found by linear regression, which is not used in the subsequent calculation of thermal conductivity.
  • Parameter C is used to calculate the thermal conductivity of rocks by the formula:
  • the thermal properties of the borehole fluid used in the calculations (the effective value of thermal conductivity taking into account the free thermal fluid is given), casing, cement and rock are shown in the Table.
  • the regression equations and white lines correspond to a linear approximation of the results of numerical modeling.
  • the initial temperature was taken equal to zero.
  • the calculated dependences are well described by straight lines (9).

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (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)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Quality & Reliability (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Analytical Chemistry (AREA)
  • Biochemistry (AREA)
  • General Health & Medical Sciences (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • Immunology (AREA)
  • Pathology (AREA)
  • Investigating Or Analyzing Materials Using Thermal Means (AREA)

Abstract

В скважину опускают обсадную колонну с прикрепленными на ее наружную поверхность датчиками температуры и закачивают цемент в кольцевой зазор между обсадной колонной и стенками скважины. В процессе закачки и затвердевания цемента осуществляют измерения температуры и определяют теплопроводность окружающих скважину горных пород по измеренной зависимости температуры от времени.

Description

СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПРОФИЛЯ ТЕПЛОПРОВОДНОСТИ ГОРНЫХ
ПОРОД В СКВАЖИНЕ
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. 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:
(1) изменением свойств пород керна при бурении,
(2) отличием лабораторных РТ условий 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 могут 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, Москва, 128 с). 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 (3-5 м) нагреваемый зонд и регистрируют скорость увеличения температуры этого зонда, которая зависит от тепловых свойств окружающих пород (см., например, Huenges, Е., Burhardt, Н., and Erbas, К., 1990. Thermal conductivity profile of the KTB pilot corehole. Scientific Drilling, 1, 224-230). Основными недостатками этого способа являются большое время (порядка 12 часом), необходимое для измерения тепловых свойств на каждом участке скважины, искажения, связанные со свободной тепловой конвекцией флюида в скважине, 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 3,892,128). 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. Технический результат, достигаемый при реализации изобретения, заключается в обеспечении возможности одновременного получении информации о свойствах относительно толстого (около 1 м) слоя пород вокруг скважины и информации о теплопроводности пород для всего цементируемого интервала глубин; кроме того, он не требует подвода в скважину электрической энергии.
Указанный технический результат достигается тем, что в соответствии с предлагаемым способом определения профиля теплопроводности горных пород в скважину опускают обсадную колонну с прикрепленными на ее наружную поверхность датчиками температуры, закачивают цемент в кольцевой зазор между обсадной колонной и стенками скважины, в процессе закачки и затвердевания цемента осуществляют измерения температуры и определяют теплопроводность окружающих скважину горных пород по формуле
где λ(ζ) - теплопроводность пород на глубине z, Qc- тепло гидратации цемента, Va(z)- объем кольцевого зазора, приходящийся на метр длины скважины, на глубине z, C(z) - коэффициент, определяемый методом линейной регрессии при аппроксимации зависимости измеренной в скважине температуры T(z,t) от обратного времени t"1 асимптотической формулой
T(z,t) = Tf(z)+C(z> f1
где Tf(z) - температура пород на глубине z.
В качестве датчиков температуры может быть использован оптиковолоконный датчик.
Изобретение поясняется чертежами, где на Фиг. 1 приведена геометрия цилиндрически симметричной модели, которая использовалась при расчетах, на фиг. 2
- результаты численного моделирования зависимости температуры цемента от обратного времени, прошедшего после начала гидратации для двух значений теплопроводности пород.
Как показано на фиг.1, в соответствии с предлагаемым изобретением для температурного мониторинга процесса закачки и затвердевания (гидратации) цемента и последующего температурного мониторинга добычи нефти/газа или закачки флюида 1 в скважину, окруженную породой 4, опускают обсадную колонну 2 с прикрепленным к ней кабелем волоконного измерителя 5 температуры.
Во время гидратации цемента 3, закаченного в кольцевой зазор между обсадной колонной 2 и стенками скважины, происходит выделение значительного количества тепла
Figure imgf000006_0001
МДж на 1 м3 цементного раствора). Максимальное увеличение температуры во время затвердевания цемента составляет приблизительно 20 - 50°С. Основная стадия гидратации цемента (и выделения тепла) имеет продолжительность 30 - 50 часов, после чего радиус области, имеющей повышенную температуру, увеличивается и температура в скважине релаксирует к невозмущенной температуре пород на рассматриваемой глубине.
Скорость релаксации температуры зависит от количества избыточной тепловой энергии Q, приходящейся на 1 м длины скважины, и тепловых свойств пород, окружающих скважину. Избыточную тепловую энергию Q можно найти как произведение измеренного в лаборатории тепла гидратации цемента Qc и объема кольцевого зазора, который определяется внешним радиусом обсадной колонны гсо и измеренным с помощью калипера радиусом скважины, зависящим от глубины z: rw(z). Таким образом, скорость восстановления температуры в скважине после цементации определяется исключительно тепловыми свойствами окружающих пород.
Ниже приведена теоретическая модель, которая используется как основа для определения тепловых свойств пород по измеренной в скважине зависимости температуры от времени.
Известно решение цилиндрически симметричной задачи кондуктивной теплопроводности об эволюции во времени произвольного начального распределения температуры в однородной среде (см,, например, Карслоу Г., Егер Д., 1964. Теплопроводность твердых тел, М., Наука, с.88). В частном случае начального распре еления температуры, имеющего форму цилиндра,
Figure imgf000006_0002
зависимость от времени температуры в центре этого цилиндра имеет вид:
Figure imgf000006_0003
где го есть радиус цилиндра, 'а' есть температуропроводность среды. При достаточно больших временах после начала релаксации температуры ( t » 2 -г о /а), экспонента в формуле (2) может быть разложена в ряд и выражение для температ ы на оси цилиндра примет вид
Figure imgf000007_0001
Эта формула может быть записана в виде общего закона сохранения энергии (путем умножения числителя и знаменателя (3) на множитель π - рс ):
Q Q
4π - pc - a - t Απ - λ - t
(4) где Q - url · р - Т0 есть количество избыточной тепловой энергии в среде, Я и рс - теплопроводность и объемная теплоемкость среды.
Численные эксперименты показывают, что обобщенная асимптотическая формула (4) справедлива при любом виде начального распределения температуры. При этом го есть характерный размер области, в которой начальная температура существенно отличается от температуры окружающей среды, и требуется выполнение условия : t » 2 ' r°2 (5) а
Формула (4) показывает, что если начальное тепловое возмущение в цилиндрически симметричной задаче задавать в виде количества избыточной тепловой энергии в однородной среде, то асимптотическое поведение температуры определяется исключительно теплопроводностью среды.
В рассматриваемом случае среда гетерогенна (Фиг. 1): скважинный флюид ( 0 < г < ra , rci - внутренний радиус обсадной колонны), обсадная колонна ( га < г < гсп , гсо
- внешний радиус обсадной колонны), цемент ( rco < r < rw , rw - радиус скважины) и порода ( rw < г ) имеют существенно разные тепловые свойства. Тем не менее, как показывают численные расчеты, асимптотическая формула (4) достаточно точно описывает изменение скважинной температуры со временем. Это объясняется тем, что при больших временах увеличение радиуса нагретой области определяется исключительно теплопроводностью пород, а радиальные вариации температуры вблизи скважины невелики. б
В рассматриваемом случае избыточная тепловая энергия Q определяется произведением тепла гидратации цемента Qc (J/m3) и объема кольцевого зазора Va (м3 на один метр длины скважины)
Q{z) = Qc - Va{z) (6)
Figure imgf000008_0001
где L есть интервал глубин, который используется для усреднения объема кольцевого зазора. Типичная величина этого параметра £=2 -3 м, она дает вертикальную разрешающую способность предлагаемого метода. Величина L определяется сглаживающим эффектом вертикальной кондуктивной теплопередачи в породе и типичным временем проведения измерений.
Если невозмущенная температура Tf (z) пород на рассматриваемой глубине z известна, то теплопроводность пород λ(ζ) определяется значением функции F(z,t) при больших в еменах (t>to):
Figure imgf000008_0002
Время tm должно быть больше продолжительности основной стадии гидратации цемента и времени, при котором становится применима асимптотическая формула (4). Типичное значение tm=l 00 -150 часов.
Обычно невозмущенная температура пород T/z) неизвестна и теплопроводность пород предлагается находить следующим образом.
Измеренные значения температуры при t > tm аппроксимируют асимптотической формулой (при времени гидратации более 100 часов)
T(z,t) = Tf (z) + C(z) - r] (9)
При этом методом линейной регрессии находят параметр C(z) и температуру пород Tf (z), которая не используется при последующем расчете теплопроводности.
Параметр С используют для расчета теплопроводности пород по формуле:
An - C{z) ( 10)
Предлагаемый способ определения теплопроводности пород был проверен на синтетических случаях, подготовленных в помощью коммерческого симулятора Comsol. Геометрия цилиндрически симметричной модели, которая использовалась при расчетах, приведена на Фиг. 1.
Внутренние и внешние радиусы обсадной колонны равны
Figure imgf000009_0001
м, радиус скважины rw=0.18 м, внешний радиус расчетной области ге=20 м. Использованные при расчетах тепловые свойства скважинного флюида (приведено эффективное значение теплопроводности, учитывающее свободную тепловую флюида), обсадной колонны, цемента и породы приведены в Таблице.
Таблица
Figure imgf000009_0003
Использовалась следующая аналитическая формула для мощности тепловыделения при гидратации цемента q(t):
Figure imgf000009_0002
Вычисления проводились для следующих параметров, характеризующих
8 3
тепловыделение при гидратации цемента: Qc=1.5 10 J/m , to=6 час, ti=8 час.
На Фиг. 2 приведена расчетная зависимость температуры в кольцевом зазоре на расстоянии 0.13 м от оси скважины от обратного времени t"1, с"1, (интервал времени 300 - 100 часов с начала гидратации цемента) для двух значений теплопроводности пород: λ = 1 и 2 Вт/м/К. Уравнения регрессии и белые линии соответствуют линейной аппроксимации результатов численного моделирования. Начальная температура принималась равной нулю. В приведенном интервале времени расчетные зависимости хорошо описываются прямыми линиями (9). Показанные на фигуре уравнения регрессии имеют близкие к нулю свободные члены (0.0283 и 0.0473), что соответствует нулевой начальной температуре, а подстановка в уравнение (10) коэффициентов уравнения регрессии ( С(1 Вт/м/К)=703030 и С(2 Вт/м/К)=387772) дает следующие значения теплопроводности пород: 1.07 и 1.96 Вт/м/К.
Можно увеличить точность определения теплопроводности пород и существенно уменьшить необходимую продолжительность измерения температуры, если для решения обратной задачи использовать численное моделирование процесса гидратации цемента в скважине.

Claims

Формула изобретения
1. Способ определения профиля теплопроводности горных пород в скважине, в соответствии с которым в скважину опускают обсадную колонну с прикрепленными на ее наружную поверхность датчиками температуры, закачивают цементный раствор в кольцевой зазор между обсадной колонной и стенками скважины, в процессе закачки и затвердевания цемента осуществляют измерения температуры и определяют теплопроводность окружающих скважину горных пород по формуле 4 - - С(г)
где λ(ζ) - теплопроводность пород на глубине z, Qc - тепло гидратации цемента, Va(z)- объем кольцевого зазора, приходящийся на метр длины скважины на глубине z, C(z) - коэффициент, определяемый методом линейной регрессии при аппроксимации зависимости измеренной в скважине температуры T(z,t) от обратного времени t"1 асимптотической формулой
T(z,t)=TXz)+C(z) · t'1 ,
где Tf(z) - температура пород на глубине z.
2. Способ по п.1, в соответствии с которым в качестве датчиков температуры используют оптиковолоконный датчик.
3. Способ по п.1, в соответствии с которым дл определени теплопроводности пород используют численное моделирование процесса гидратации цемента в скважине.
PCT/RU2014/000874 2013-11-19 2014-11-18 Способ определения профиля теплопроводности горных пород в скважине Ceased WO2015076706A1 (ru)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US15/037,996 US20170226850A1 (en) 2013-11-19 2014-11-18 Method for determining a thermal conductivity profile of rocks in a wellbore

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2013151155/03A RU2539084C1 (ru) 2013-11-19 2013-11-19 Способ определения профиля теплопроводности горных пород в скважине
RU2013151155 2013-11-19

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2015076706A1 true WO2015076706A1 (ru) 2015-05-28

Family

ID=53179870

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/RU2014/000874 Ceased WO2015076706A1 (ru) 2013-11-19 2014-11-18 Способ определения профиля теплопроводности горных пород в скважине

Country Status (3)

Country Link
US (1) US20170226850A1 (ru)
RU (1) RU2539084C1 (ru)
WO (1) WO2015076706A1 (ru)

Families Citing this family (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
AR104396A1 (es) * 2015-04-24 2017-07-19 W D Von Gonten Laboratories Llc Posicionamiento lateral y diseño de completamiento para un desempeño mejorado de pozo de reservorios no convencionales
RU2645692C1 (ru) * 2016-12-21 2018-02-27 Шлюмберже Текнолоджи Б.В. Способ определения профиля притока флюида в многопластовой скважине
RU2658856C1 (ru) * 2017-07-14 2018-06-25 Шлюмберже Текнолоджи Б.В. Способ определения профиля теплопроводности горных пород в скважине
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
US11920464B2 (en) * 2020-01-31 2024-03-05 Halliburton Energy Services, Inc. Thermal analysis of temperature data collected from a distributed temperature sensor system for estimating thermal properties of a wellbore
CN116223559B (zh) * 2023-02-15 2025-08-29 中国石油大学(北京) 钻井液与天然气水合物对流换热模拟实验装置及方法

Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3892128A (en) * 1972-07-17 1975-07-01 Texaco Inc Methods for thermal well logging
US20070221407A1 (en) * 2002-11-05 2007-09-27 Bostick F X Iii Permanent downhole deployment of optical sensors
RU2422633C1 (ru) * 2009-12-30 2011-06-27 Шлюмберже Текнолоджи Б.В. Способ изучения свойств горного массива и устройство для его осуществления

Family Cites Families (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2096772C1 (ru) * 1996-10-08 1997-11-20 Зиновий Дмитриевич Хоминец Устройство для термического каротажа скважин
US6429784B1 (en) * 1999-02-19 2002-08-06 Dresser Industries, Inc. Casing mounted sensors, actuators and generators
US7086484B2 (en) * 2003-06-09 2006-08-08 Halliburton Energy Services, Inc. Determination of thermal properties of a formation

Patent Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3892128A (en) * 1972-07-17 1975-07-01 Texaco Inc Methods for thermal well logging
US20070221407A1 (en) * 2002-11-05 2007-09-27 Bostick F X Iii Permanent downhole deployment of optical sensors
RU2422633C1 (ru) * 2009-12-30 2011-06-27 Шлюмберже Текнолоджи Б.В. Способ изучения свойств горного массива и устройство для его осуществления

Also Published As

Publication number Publication date
US20170226850A1 (en) 2017-08-10
RU2539084C1 (ru) 2015-01-10

Similar Documents

Publication Publication Date Title
WO2015076706A1 (ru) Способ определения профиля теплопроводности горных пород в скважине
Pakhotina et al. Diagnosing multistage fracture treatments with distributed fiber-optic sensors
US6789937B2 (en) Method of predicting formation temperature
RU2505672C1 (ru) Способ определения профиля притока и параметров околоскважинного пространства в многопластовой скважине
Cheng et al. A novel method for predicting spatial distribution of thermal properties and oil saturation of steam injection well from temperature logs
CN107842361B (zh) 原始地层温度、空井筒静态温度、环空静态温度以及环空动态温度的测量方法
EA033702B1 (ru) Способ интерпретации распределенных температурных датчиков во время обработки ствола скважины
CA2864964A1 (en) Method of conducting diagnostics on a subterranean formation
US20200291774A1 (en) Determining Fracture Surface Area in a Well
GB2399418A (en) Determining virgin formation temperature
RU2580547C1 (ru) Способ определения профиля закачки воды в нагнетательной скважине
RU2658856C1 (ru) Способ определения профиля теплопроводности горных пород в скважине
Li et al. In situ estimation of relative permeability from resistivity measurements
CN111386383B (zh) 一种用于确定井下流体的热响应的工具
Cheng et al. Estimation of oil reservoir thermal properties through temperature log data using inversion method
RU2468198C1 (ru) Способ определения свойств продуктивного пласта
EP3094819A1 (en) Determining water salinity and water-filled porosity of a formation
MX2019013636A (es) Mejoras en o relacionadas con pozos de inyeccion.
RU2569522C1 (ru) Способ определения давления в скважине
RU2386028C1 (ru) Способ теплового каротажа скважин и устройство для его осуществления
RU2651647C1 (ru) Способ определения параметров ближней зоны пласта
CN105003238A (zh) 利用井筒压力温度剖面分析井下蒸汽干度方法
Li A method for diagnosis of multistage fracture treatments in horizontal wells using temperature modeling
Radioti et al. Fiber-optic Temperature Profiles Analysis for Closed-loop Geothermal Systems-A Case Study
RU2645692C1 (ru) Способ определения профиля притока флюида в многопластовой скважине

Legal Events

Date Code Title Description
121 Ep: the epo has been informed by wipo that ep was designated in this application

Ref document number: 14864026

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1

NENP Non-entry into the national phase

Ref country code: DE

122 Ep: pct application non-entry in european phase

Ref document number: 14864026

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1