WO2018004369A1 - Способ и система для обнаружения в скважине объектов, отражающих гидравлический сигнал - Google Patents

Способ и система для обнаружения в скважине объектов, отражающих гидравлический сигнал Download PDF

Info

Publication number
WO2018004369A1
WO2018004369A1 PCT/RU2016/000407 RU2016000407W WO2018004369A1 WO 2018004369 A1 WO2018004369 A1 WO 2018004369A1 RU 2016000407 W RU2016000407 W RU 2016000407W WO 2018004369 A1 WO2018004369 A1 WO 2018004369A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
hydraulic
signal
hydraulic signal
well
pressure
Prior art date
Application number
PCT/RU2016/000407
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
Артём Валерьевич КАБАННИК
Original Assignee
Шлюмберже Канада Лимитед
Сервисес, Петролиерс Шлюмберже
Шлюмберже Текнолоджи Корпорейшн
Шлюмберже, Текнолоджи Б.В.
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 Шлюмберже Канада Лимитед, Сервисес, Петролиерс Шлюмберже, Шлюмберже Текнолоджи Корпорейшн, Шлюмберже, Текнолоджи Б.В. filed Critical Шлюмберже Канада Лимитед
Priority to EP16907465.5A priority Critical patent/EP3480628A4/en
Priority to RU2019101902A priority patent/RU2709853C1/ru
Priority to US16/313,925 priority patent/US11035223B2/en
Priority to CN201680088200.4A priority patent/CN109564296B/zh
Priority to CA3029610A priority patent/CA3029610A1/en
Priority to PCT/RU2016/000407 priority patent/WO2018004369A1/ru
Publication of WO2018004369A1 publication Critical patent/WO2018004369A1/ru
Priority to SA519400804A priority patent/SA519400804B1/ar

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
    • E21B47/09—Locating or determining the position of objects in boreholes or wells, e.g. the position of an extending arm; Identifying the free or blocked portions of pipes
    • E21B47/095—Locating or determining the position of objects in boreholes or wells, e.g. the position of an extending arm; Identifying the free or blocked portions of pipes by detecting an acoustic anomalies, e.g. using mud-pressure pulses
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/25—Methods for stimulating production
    • E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
    • 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
    • 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
    • G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
    • G01V1/40—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting specially adapted for well-logging
    • G01V1/44—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting specially adapted for well-logging using generators and receivers in the same well
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
    • G01V1/40—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting specially adapted for well-logging
    • G01V1/44—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting specially adapted for well-logging using generators and receivers in the same well
    • G01V1/46—Data acquisition
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
    • G01V1/40—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting specially adapted for well-logging
    • G01V1/44—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting specially adapted for well-logging using generators and receivers in the same well
    • G01V1/48—Processing data
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V2210/00—Details of seismic processing or analysis
    • G01V2210/10—Aspects of acoustic signal generation or detection
    • G01V2210/12—Signal generation
    • G01V2210/123—Passive source, e.g. microseismics
    • G01V2210/1234—Hydrocarbon reservoir, e.g. spontaneous or induced fracturing

Definitions

  • the present invention relates to the field of hydrocarbon production, in particular to automatic monitoring of downhole operations, such as, for example, hydraulic fracturing (Fracturing), both in real time and by subsequent analysis of data based on a cepstral analysis of well pressure data recorded on wellhead.
  • downhole operations such as, for example, hydraulic fracturing (Fracturing)
  • Excited and reflected pressure pulses can be highlighted on a record obtained using a pressure sensor, and then processed by highlighting the period, amplitude and polarity of the oscillations; knowing the speed the propagation of pipe waves in the well, you can get the depths of the reflecting boundaries and the corresponding hydraulic impedances.
  • the foundations of a method for determining the depth and geometry of a hydraulic fracture by analyzing its hydraulic impedance are laid in (Holzhausen & Gooch, 1985) or described in US Pat. No. 4,802,144. The method details and accepted terminology for cepstral analysis are described in the prior art section.
  • the results of the analysis of pressure oscillations in the well can be used in hydraulic fracturing both in real time and after carrying out work to solve: estimates of the fit of the diverter of the hydraulic fluid flow at the entrance to the fracture; geometry estimates (width and length) of the crack; recognition of the event of hydraulic fracturing emergency stop caused by proppant sedimentation in the wellbore; diagnostics of leaks in the casing string (defect in the string); diagnostics of undesirable hydraulic fracturing; monitoring the upper point of hydraulic fracturing fluid intake to determine the depth of proppant delivery from the wellbore into the hydraulic fracture.
  • a person skilled in the art looks through the recording of pressure sensors to find and highlight the events of pressure oscillations associated with these events, then determines the excited and reflected pulses and manually measures the periods and amplitudes of the oscillations. Then, knowing the propagation velocity of the pipe waves in the well, it determines the depths of the reflecting boundaries.
  • manual processing of the pressure record is actually applicable for events such as water hammer, where the excited and reflected signals are sharp pressure pulses with well-defined peaks, but not suitable for those cases when the excited and reflected signals are complex waves, caused, for example, by oscillations of the pistons of hydraulic pumps.
  • Another feature of manual data processing is its low efficiency, limiting its use not only in real time, but also after work, when large amounts of data are quickly processed (especially if the useful signal is burdened by noise from operating devices).
  • a low-cost method for monitoring such well operations as hydraulic fracturing is disclosed. Monitoring is carried out both in real time and by subsequent data analysis. The method is based on a cepstral analysis of a well pressure record.
  • the claimed method of detecting and determining the position of well objects is based on the construction of a pressure cepstrogram, which is a visual representation of the cepstrum change over time. Pressure oscillations using the algorithm are distinguished and traced on a cepstrogram with the subsequent determination of their periods and polarities, which, in turn, are used to determining the depths and types of corresponding downhole reflectors (for example, well completion elements).
  • a waterfall plot of the frequency spectrum was used, obtained for successive portions of the original signal to determine frequency peaks, such as frequency reduction peaks showing increasing crack lengths and frequency increasing peaks (meaning either closing the crack or filling it with proppant).
  • This solution is based on continuous monitoring of the signal spectrum.
  • US 8838427 "Method for determining the closure pressure of a hydraulic fracture” a method is proposed that relates to the field of hydraulic fracturing of underground deposits. In accordance with this method, a mathematical model is created that describes the distribution of the pressure pulse within the well and inside the crack. Pressure pulses are sent to the well and the response from the fracture is recorded. Then, downhole pressure corresponding to each of the pulses is determined.
  • the average crack width is obtained using mathematical modeling of wave propagation inside the well and inside the crack.
  • the relationship between the average crack width and the bottom pressure obtained is determined. This ratio is extrapolated to a point of zero width, and the fracture closure pressure is defined as the bottom pressure corresponding to a zero width.
  • oscillations are artificially excited (pressure pulse generator), rather than using natural oscillations from operating equipment.
  • the selection of oscillations is not disclosed.
  • a method for detecting an object reflecting a hydraulic signal in a well wherein: providing a well filled with a fluid providing a hydraulic signal; provide a hydraulic signal source having a fluid connection with the well for generating a hydraulic signal and a pressure sensor for detecting a hydraulic signal and having a fluid connection with the well and at least one hydraulic signal source.
  • the hydraulic signal is recorded using a pressure sensor during downhole operations and a pressure cepstogram is formed and an intense signal is detected on the pressure cepstogram. Then, an object reflecting the hydraulic signal is detected in the well based on the peaks of the detected intense signal in the pressure cepstrogram.
  • the propagation speed of the hydraulic signal in the fluid in the wellbore is determined by measuring the travel time of the reflected hydraulic signal from at least one predetermined object at a known depth, or depending on the properties of the fluid, such as , density, elastic modulus, as well as the properties of the well, such as Young's modulus, wall thickness of the casing, and the properties of the surrounding rock, for example, shear modulus. And then the depth in the borehole of the object reflecting the hydraulic signal is determined based on the peaks of the intense signal values on the pressure cepstrogram that define the contours of the travel times of the reflected hydraulic signal. After that, the type of the object reflecting the hydraulic signal is identified by the sign of the intense signal, which is one of the positive or negative sign.
  • Figure 1 shows the reflections of the original signal in the well and a convolution model.
  • Figure 2 presents an example of a convolution equation for a pulsed source with a smooth spectrum and impulse response of a well with one fracture in the time, frequency and cepstral regions.
  • FIG. 3 shows an example of the representation of a convolution equation for a periodic source with a periodic spectrum and impulse response of a well with one fracture in the time, frequency and cepstral regions.
  • Figure 4 presents an example of a cepstral pressure analysis recorded at the wellhead during the installation of hydraulic fracture plugs and punching a new interval.
  • Figure 5 presents an example of a cepstral pressure analysis recorded at the wellhead recorded for two successive stages of re-fracturing.
  • Figure 6 presents a simulated example of monitoring the position of an open fracture located at a depth of 3756 m when pumping a fluid (proppant suspension) into the well with a flow rate of 3.2 m 3 / min.
  • Figure 7 presents a simulated example of monitoring the position of an open fracture located at a depth of 3662 m when pumping a fluid (proppant suspension) into the well with a flow rate of 3.2 m 3 / min.
  • a low-cost method for monitoring downhole operations such as hydraulic fracturing, both in real time and by subsequent data analysis based on a cepstral analysis of well pressure data recorded on its wellhead is presented.
  • the method will allow to detect the presence in the well of an object reflecting a hydraulic signal, determine the depth at which the object reflecting a hydraulic signal, and also determine the type of object reflecting a hydraulic signal.
  • a well in which a downhole operation is carried out, a source of pipe waves exciting the initial signal, and a sensor registering pressure oscillations containing the initial and reflected signals process the received hydraulic signal and form a pressure cepstrogram using which the presence of an object reflecting a hydraulic signal is determined in the well, the depth and its type are determined.
  • the initial signal can be excited as using natural sources of pressure pulses that occur during hydraulic fracturing, such as hydraulic shock caused by changes in hydraulic fluid flow; puncher operations; oscillations of the pistons of hydraulic pumps and others, or both using artificially created sources of pressure pulses, for example, by means of pulse bleeding or pumping fluid in a well.
  • the well 100 crosses one or more hydraulic fractures 101 in the formation 102, and also has a well 103, a bottom 104, elements 105 layout (completion) with different internal diameters or other objects that reflect the hydraulic signal, which are inherent in various hydraulic impedances, those. ratios of oscillating pressure to oscillating fluid flow.
  • the initial pressure signal propagates along the wellbore at a speed of about 1500 m / s and can be detected by a pressure sensor 107 installed on the well along with a signal reflected from the boundaries of the hydraulic impedances (reflected signal). It is the reflected signal that carries useful information about the position of the reflection boundary.
  • Pressure data from the pressure sensor is transmitted to a data acquisition and processing system 108, which provides visualization and storage of results.
  • a convolutional model of the recorded record of pressure oscillations in the well x (t) is introduced, which can be represented as a mathematical operation of convolution of the original source signal s ( t) with impulse response of the well (t), as shown in FIG. 2.
  • x (t) s (t) * wt (1)
  • Well impulse response (t) is an unknown parameter in convolution equation (1).
  • Cepstrum is a non-linear digital data processing algorithm that is sensitive to reflections in a signal and has a wide range of applications: from recognition of explosions and earthquakes in seismology to speech recognition and synthesis in sound processing.
  • the concept of cepstrum was first introduced in (Bogert, Healy, & Tukey, 1963).
  • a complex cepstrum is the application of the inverse Fourier transform to the logarithm of the direct Fourier transform of the original signal (Oppenheim & Schafer, 1975).
  • cepstrum is an anagram from the word “spectrum”.
  • An independent variable has a time dimension and, by analogy, with the frequency of the spectrum is called “sachtota”, and the magnitude of the cepstrum is called “hamnituda” (Bogert, Healy, & Tukey, 1963).
  • ⁇ ⁇ ), S (e ; w ) and W (e aj ) are the Fourier images of recording pressure oscillations in the well xt), the source signal s (t) and the impulse response of the well w (t), respectively.
  • the values of the complex cepstrum ⁇ ( ⁇ ) at these points will be of the same sign as the amplitudes of the corresponding pulses of the function ⁇ ( ⁇ ).
  • reflection from the fracture hydroaulic impedance is lower than the hydraulic impedance of the wellbore
  • reflection from the bottom of the well, the hydraulic impedance of which is higher e than the hydraulic impedance of the well will manifest as a positive impulse on the complex cepstrum W (T).
  • the source signal s (t) is caused by a water hammer or a perforator, then it will have a pulse shape and have a smooth spectrum S (e> w ). Then, according to (Tribolet & Oppenheim, 1977), nonzero values of the complex cepstrum of the signal of the source S (T) are localized in the region of small latencies, i.e., the complex cepstrum s () 0 for latencies not exceeding a certain threshold ⁇ ⁇ T s .
  • An example of the representation of a convolution equation for a pulsed source with a smooth spectrum and impulse response of a well with one fracture in the time, frequency and cepstral regions is shown in Fig. Zeggog!
  • the reflection coefficient of pipe waves from the fracture is negative, which leads to an alternating form of the impulse response of the well w (t).
  • the position of the first impulse of the complex cepstrum of the impulse response of the well W (T) corresponds to its period in the time domain, and its sign corresponds to the sign of the reflection coefficient from the fracture.
  • the source signal s (t) is caused by oscillations of the pistons of the hydraulic pump on the surface, then it can be simplified in the form of an infinite sum of signals caused by a single piston stroke s 0 (t), spaced apart by the piston stroke period T p .
  • the complex cepstrum from a periodic source ⁇ ( ⁇ ) is the sum of the complex cepstrum of the signal of a single piston stroke S 0 (T), which is also localized in the region of small values of the frequency and decay sequence pulses also spaced from each other for the period of the piston stroke T p .
  • FIG. 3 An example of a convolution equation for a periodic source and impulse response of a well with one fracture is shown in FIG. 3 Error! Reference source not found, in the form of a time, frequency and cepstral diagram.
  • the complex cepstrum of the impulse response of the well ⁇ ( ⁇ ) is well distinguished both against the background of a complex cepstrum of a single piston stroke S 0 (T) localized in the region of low latency values and on the background of a decaying pulse sequence from the second term of the complex source cepstrum S (T) having regular character.
  • the positive sign of the intense signal corresponds to the type of object that reflects the hydraulic signal, with a large hydraulic impedance compared to the hydraulic impedance of the wellbore, and representing at least one object selected from the group consisting of: the bottom of the well (bottom hole), an insulating device for cased hole, the position of the change in the diameter of the pipes in the casing to the lower side, the accumulation of proppant in the wellbore.
  • the negative sign of the intense signal corresponds to the type of object that reflects the hydraulic signal, with a lower hydraulic impedance compared to the hydraulic impedance of the wellbore, and representing at least one object selected from the group consisting of: hydraulic fracturing in cased well, hydraulic fracture in an uncased well, the position of the change in the diameter of the pipes in the casing up, the defect in the string.
  • the first term in expression (8) is the inverse Fourier transform of the amplitude component of the spectrum and is called the real cepstrum, and the second term is called the phase cepstrum. It is a real cepstrum, in contrast to a complex cepstrum that does not contain information about the phase of the signal that has the greatest sensitivity to reflections in the signal. Also sensitive to reflections in the signal will be the energy cepstrum obtained from real squaring it.
  • a cepstrogram of a pressure signal is constructed, which is a visual representation of the time course of a cepstrum. If necessary, before building a cepstrogram, the trend component is removed from the initial signal. To build a cepstrogram, the pressure signal is divided into parts that usually overlap. Then a cepstrum is calculated for each of these parts in the interval of sothot, which corresponds to the expected impulse response of the well: t 2 - t g ⁇ ⁇ t ⁇ ⁇ ⁇ ⁇ ⁇ Each part corresponds to a vertical line in the image— the magnitude of the cepstrum gamnituda depending on the frequency at each instant Time is delayed on the horizontal axis of the cepstrogram.
  • filtering using a moving average along the time axis can be applied.
  • Oscillations of pressure caused by reflection of pipe waves from objects with hydraulic impedance lower than in the well, such as hydraulic fractures, are manifested in negative values of the gamnituda on the cepstogram at the corresponding lattice values.
  • pressure oscillations are detected when the absolute values of the gamnititude of positive or negative peaks in the cepstrogram exceed a user-defined threshold value.
  • the contours of the travel times of the waves f fc (t) reflected from the boundary in the well are determined by tracking the maximum values of the positive or minimum values of the negative peaks in the cepstrogram that exceed the threshold value set by the user.
  • the positions of the contours in time determine the time intervals of pressure oscillations in the well.
  • the depth L ( ⁇ of the reflecting boundary in the well is determined as:
  • the velocity of the pipe waves in the well can be either estimated based on the properties of the fluid filling the well, such as density and elastic modulus and well layout elements, such as the Young's modulus of the casing string and the shear modulus of the surrounding rock (Holzhausen & Gooch, 1985), US5081613 , or determined by calibrating the travel time of the waves for clear pressure pulses reflected from objects (these may be well layout elements) with a known depth.
  • E is the Young's modulus of the casing
  • K is the modulus of elasticity of the fluid
  • ⁇ is the density of the fluid
  • d is the inner diameter of the casing
  • e is the thickness of the casing
  • c Ee / (Gd + E)
  • G is the modulus shear of the surrounding rock.
  • FIG.6 A simulated example of monitoring the position of an open fracture set at a depth of 3765 m when pumping fluid into the well with a flow rate of 3.2 m 3 / min followed by stopping the pumps is shown in Fig.6.
  • This example was obtained using software for modeling tube waves in a well.
  • the propagation velocity of the hydraulic signal along the wellbore was 1350 m / s.
  • the upper graph represents the records of the primary (unprocessed) pressure signal (measured in atm) and fluid flow as a function of time (s).
  • the pressure signal in the time interval from 0 to 400 s contains a signal caused by oscillations of the pistons of the working hydraulic pumps (signal level is not shown), and in the interval from 400 to 500 s the pressure oscillations caused by water hammer after the pumps stop.
  • the lower graph represents a cepstrogram constructed for a synthetic pressure signal from the upper graph.
  • a cepstogram timeline plotted on the horizontal axis corresponds to the primary pressure signal scale.
  • the sothota parameter, pending on the vertical axis on the left corresponds to the depth scale of the reflected signal (constructed taking into account the propagation speed of the signal on the vertical axis on the right).
  • the white line in the cepstrogram indicates the contour of the signal travel times, corresponding to the intense negative signal on the cepstogram.
  • FIG.7 Another example of monitoring the position of an open fracture, set, this time, at a depth of 3662 m when pumping fluid into the well with a flow rate of 3.2 m 3 / min followed by stopping the pumps is shown in Fig.7. It can be seen that when the crack depth changes, the path profile of the signal corresponding to the intense signal in the cepstrogram also corresponds to the new crack depth.
  • both the oscillations of the pump pistons and the water hammer can serve as an informative signal source for recording the pressure curve (and obtaining an informative cepstrogram).
  • a hydraulic signal source means that the source is placed either in the well or at the wellhead in direct contact with the wellbore - that is, in any configuration that provides a hydraulic pulse from the pressure source to the wellbore filled with a fluid.
  • surface pumps connected to the manifold at the wellhead
  • Figure 4 presents an example of real work in the well with the processing of a hydraulic signal.
  • a cepstral analysis of the pressure recorded at the wellhead during the installation of the hydraulic fracture bridge plug and the perforation of a new interval is shown.
  • Clear positive peaks in the upper part and negative peaks in the lower part are indicated by dark and light lines, respectively.
  • the circles indicate the depths of reflections measured “manually”.
  • the dark horizontal line indicates the depth of reduction of the inner diameter of the pipe in the well, and the white lines correspond to the depths of the perforations.
  • the pressure record contains a water hammer caused by the stop of the pumps after the perforators are pumped into the horizontal section of the well, followed by pressure oscillations (caused by the installation of a bridge plug and the operations of the perforators).
  • the cepstrogram contains clear positive peaks at the top and negative peaks at the bottom. Oscillation periods manually measured for reflections of the same sign (indicated by dark circles) coincide with positive peaks, and oscillation periods (manually measured for reflections of the opposite sign - light symbols) coincide with negative peaks in the cepstrogram.
  • Another example of recording real work and signal processing illustrates the use of cepstral analysis to confirm the actuation of a flow diverter in a well for repeated hydraulic fracturing, in which a previously stimulated production well is reprocessed to increase production.
  • the flow diverter in the form of a suspension of colmatizing particles is pumped into the well to isolate selected zones of fluid leakage.
  • Calibration was carried out by measuring the travel time of a single pulse reflected from the bottom of the well, excited in a “quiet” (no noise) well.
  • the latter is associated with a decrease in the propagation velocity of pipe waves, in particular, depending on the density of the fluid (proppant suspension) in the well.
  • the results of the analysis of pressure oscillations in the well can be used in hydraulic fracturing both to optimize stimulation in real time and to evaluate the productivity of stimulation after work to solve: assess the response of the flow diver (fracturing plug to isolate holes in the pipe); crack geometry estimates; recognition of hydraulic fracturing emergency stop caused by proppant sedimentation in the wellbore; monitoring operations carried out using flexible tubing (CT) or instruments for geophysical well research (GIS); diagnostics of casing leaks; diagnosis of unwanted hydraulic fracturing, as well as to confirm the degradation of bridge plugs in the well, made of degradable material.
  • CT flexible tubing
  • GIS geophysical well research
  • a low-cost method for monitoring downhole operations, both in real time and through subsequent data analysis, is proposed, based on a cepstral analysis of well pressure data recorded at the wellhead.
  • the basis of the claimed method is the construction of a cepstrogram pressure signal, which is a visual representation of the change in cepstrum over time.
  • the pressure oscillations in the well within the framework of the cepstral analysis are easily distinguished and traced on the cepstrogram with the subsequent determination of their periods and polarities. These parameters are used to detect downhole reflectors (objects), to determine the depths of downhole reflectors during downhole operations, and their features by the sign of the intense signal on the cepstrogram.
  • a wide range of devices and processes can be a source of a hydraulic signal that is reflected from well completion components: water hammer when the pump stops, noise from running pumps (periodic pressure oscillations caused by the movement of pump pistons), pressure pulses from downhole pulse generators.
  • the present disclosure allows the detection and processing of pressure oscillation events, resulting in reduced processing time and increased accuracy compared to manual event processing.
  • the present disclosure may be implemented using a standard pressure transducer located at the wellhead, a data acquisition device, and a computer system for processing and visualizing data with signal processing according to the cepstral algorithm.
  • a standard pressure transducer located at the wellhead
  • a data acquisition device located at the wellhead
  • a computer system for processing and visualizing data with signal processing according to the cepstral algorithm.
  • the present disclosure may be implemented in various computer system configurations, including portable devices, microprocessor-based multiprocessor systems or programmable consumer electronics, minicomputers, large computers, and the like. Any number of computer systems and computer networks is acceptable for use with this disclosure.
  • the present disclosure may be implemented in a distributed computing environment where tasks are performed by remote processing devices coupled over a communications network.
  • program modules can be located in both local and remote storage media.
  • the present disclosure can be carried out in conjunction with various hardware, software, or a combination thereof in a computer system or other processing system.
  • the implementation system of the present disclosure may be implemented on a computer.
  • the system includes a computing element, sometimes called a computing system, that comprises a memory device, application programs, a client interface, a video interface, and a processing element.
  • a computational element is provided as an example of a suitable computing environment and does not limit the scope or functionality of the present disclosure.
  • the memory device stores application programs, which can also be described as program modules containing machine-executable instructions executed by a computing element to implement the present disclosure described herein.
  • the present disclosure may be embodied in a computer-executable instruction program, such as program modules, called software applications or computer-executable programs.
  • Software may include, for example, standard functions, programs, objects, components, and data structures that perform particular tasks or implement particular abstract data types.
  • the software forms an interface, which allows the computer to respond in accordance with the input source.
  • the software may also cooperate with other code segments to initiate various tasks in response to data received in conjunction with a source of received data.
  • the software may be stored and / or transferred to any memory device such as a CD-ROM, a magnetic disk, a storage device on cylindrical magnetic domains and a semiconductor memory device (for example, various kinds of RAM or ROM).
  • the computing element has a universal memory device, the computing element usually includes various computer-readable media.
  • a computer-readable medium may comprise a storage medium.
  • a memory device of a computing system may include a storage medium in the form of a volatile and / or non-volatile storage device, such as read-only memory (ROM) and random access memory (RAM).
  • ROM read-only memory
  • RAM random access memory
  • BIOS basic input / output system
  • RAM typically contains data and / or program modules that are readily available and / or are currently executing on the processing element.
  • a computing element includes an operating system, application programs, other program modules, and program data.
  • the components depicted in the memory device may also be included in other removable / non-removable, volatile / non-volatile storage media, or they may be implemented in a computing element via an application program interface ("API"), which may reside on a separate computing element connected across computer system or network.
  • API application program interface
  • a hard disk drive can read or write to non-removable, non-volatile magnetic media
  • a magnetic disk drive can read or write to a removable, non-volatile magnetic disk
  • the optical disk drive can read or write to a removable, non-volatile optical disk, such as a CD ROM or other optical medium.
  • Other removable / non-removable, volatile / non-volatile storage media may include, but are not limited to, magnetic tape cartridges, flash memory cards, universal digital disks, digital magnetic tape, semiconductor RAM, semiconductor ROM, and the like. Drives and their associated storage media described above provide storage of machine-executable instructions, data structures, program modules and other data for a computing element.
  • a client can enter commands and information into a computing element through a client interface, which can be an input device, such as a keyboard or pointing device, usually called a mouse, trackball or touch pad.
  • Input devices may include a microphone, joystick, satellite dish, scanner, and the like.
  • a monitor or other type of output device may be connected to the system bus via an interface, such as a video interface.
  • a graphical user interface (“GUI”) can also be used with the video interface to receive instructions from the client interface and transmit instructions to the processing element.
  • computers can also include other peripheral output devices, such as speakers and a printer, that can be connected through a peripheral output interface.

Landscapes

  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Geophysics (AREA)
  • Acoustics & Sound (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Remote Sensing (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
  • Investigating Or Analysing Materials By Optical Means (AREA)

Abstract

Предложенный способ относится к области добычи углеводородов, в частности, к мониторингу скважинных операций путем анализа данных, основанному на кепстральном анализе данных давления в скважине, записанных на устье скважины. Способ предполагает обнаружение в скважине объекта, отражающего гидравлический сигнал, в котором: обеспечивают скважину, заполненную текучей средой, обеспечивающей прохождение гидравлического сигнала; обеспечивают источник гидравлического сигнала, имеющий связь по текучей среде со скважиной, предназначенный для генерирования гидравлического сигнала и датчик давления, предназначенный для регистрации гидравлического сигнала и имеющий связь по текучей среде со скважиной и, по меньшей мере, с одним источником гидравлического сигнала. Осуществляют регистрацию гидравлического сигнала с помощью датчика давления и формируют кепстрограмму давления, выявляя интенсивный сигнал на кепстрограмме давления. Затем обнаруживают в скважине объект, отражающий гидравлический сигнал. Предложена система для построения кепстрограммы и обнаружения скважинного объекта.

Description

СПОСОБ И СИСТЕ А ДЛЯ ОБНАРУЖЕНИЯ В СКВАЖИНЕ ОБЪЕКТОВ, ОТРАЖАЮЩИХ ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ СИГНАЛ
ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ
Настоящее изобретение относится к области добычи углеводородов, в частности к автоматическому мониторингу скважинных операций, таких, например, как гидроразрыв пласта (ГРП), как в реальном времени, так и путем последующего анализа данных, основанному на кепстральном анализе данных давления в скважине, записанных на устье скважины.
Осцилляции давления, которые наблюдаются на устье скважины во время гидроразрыва пласта (ГРП) вызванные изменениями потока жидкости (гидроудары), срабатываниями перфораторов, работой гидравлических насосов и другими источниками хорошо известны в нефтегазовой области. Трубные волны, вызванные такими технологическими событиями на скважине, распространяются вдоль ствола скважины с некоторой скоростью и отражаются от границ изменения гидравлических импедансов внутри скважины. Примерами таких границ (изменение импеданса для трубной волны) могут служить: устье скважины, трещина ГРП, изменение внутреннего диаметра в скважине (смена диаметра труб обсадной колонны). Гидравлическим импедансом называется отношения осциллирующего давления к осциллирующему потоку жидкости (Holzhausen & Gooch, 1985).
Возбужденные и отраженные пульсы давления могут быть выделены на записи, полученной с помощью датчика давления, а затем обработаны путем выделения периода, амплитуды и полярности осцилляций; зная скорость распространения трубных волн в скважине, можно получить глубины отражающих границ и соответствующие им гидравлические импедансы. Основы способа определения глубины и геометрии трещины ГРП путем анализа ее гидравлического импеданса заложены в работах (Holzhausen & Gooch, 1985) или описаны в патенте US 4802144. Подробности способа и принятая терминология для кепстрального анализа изложены в разделе уровень техники.
Результаты анализа осцилляций давления в скважине могут быть использованы в ГРП как в режиме реального времени, так и после проведения работы для решения: оценки посадки отклонителя потока жидкости ГРП на входе в трещину; оценки геометрии (ширина и длина) трещины; распознавания события аварийной остановки ГРП, вызванной осаждением проппанта в стволе скважины; диагностики протечек в обсадной колонне (дефект колонны); диагностики нежелательного гидроразрыва пласта; мониторинга верхней точки приема жидкости ГРП для определения глубины продавки проппанта из ствола скважины в трещину ГРП.
Для применения подобного анализа специалист в данной области просматривает запись датчиков давления, чтобы найти и выделить события осцилляций давления, связанные с этими событиями, затем определяет возбужденные и отраженные пульсы и вручную измеряет периоды и амплитуды колебаний. Затем, зная скорость распространения трубных волн в скважине, определяет глубины отражающих границ.
Однако, ручная обработка записи давления реально применима для событий типа гидроударов, где возбужденные и отраженные сигналы являются острыми пульсами давления с хорошо выраженными пиками, но не годится для тех случаев, когда возбужденные и отраженные сигналы являются волнами сложной формы, вызванными, например, колебаниями поршней гидравлических насосов. Другой особенностью ручной обработки данных является ее низкая эффективность, ограничивающая ее использование не только в реальном времени, но и после проведения работ, когда быстро обрабатывают большие объемы данных (особенно если полезный сигнал отягощен шумом от работающих устройств).
Таким образом, существует потребность в методе, который бы автоматически распознавал и обрабатывал события осцилляций давления в скважине с определением реального положения (глубины) объектов-отражателей трубных волн.
В соответствии с настоящим решением раскрыт малозатратный метод мониторинга таких скважинн х операций как ГРП. Мониторинг проводят как в реальном времени, так и путем последующего анализа данных. Метод основан на кепстральном анализе записи давления в скважине.
В основе заявленного метода обнаружения и определения положения скважинных объектов (или событий по их размещению) лежит построение кепстрограммы давления, которая является визуальным представлением изменения кепстра во времени. Осцилляции давления с помощью алгоритма выделяются и прослеживаются на кепстрограмме с последующим определением их периодов и полярностей, которые, в свою очередь используются для определения глубин и типов соответствующих им скважинных отражателей (например, элементов заканчивания скважины).
ПРЕДШЕСТВУЮЩИЙ УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
В известном решении US 7100688, «Fracture monitoring using pressure- frequency analysis » предложено использовать изменения, происходящие в стволе скважины в процессе ГРП, которые могут создавать или отражать сигналы давления. Выделение и обработка таких волн давления в процессе ГРП позволяет специалистам проводить мониторинг процессов, происходящих в скважине в реальном времени или после проведения работ. Разрастание трещины ГРП вызывает всплеск акустического шума, который наряду с другими источниками шума превращается в волну давления (или сигнал). Путем трансформации сигналов давления из временной в частотную область, можно проводить мониторинг этого акустического шума. В настоящем раскрытии был использован водопадный график частотного спектра, полученный для следующих друг за другом участков исходного сигнала для определения частотных пиков, таких как пики уменьшения частот, показывающих рост длины трещины и пиков увеличения частот (означающих или закрытие трещины или ее заполнение проппантом). Это решение основано на непрерывном мониторинге спектра сигнала. В известном решении US 8838427, «Method for determining the closure pressure of a hydraulic fracture » предложен способ, относящийся к области ГРП подземных залежей. В соответствии с этим способом создается математическая модель, описывающая распространение пульса давления внутри скважины и внутри трещины. Пульсы давления отправляются в скважину и регистрируется отклик от трещины. Затем, определяется давление на забое, соответствующее каждому из пульсов. Средняя ширина трещины получается с помощью математического моделирования распространения волны внутри скважины и внутри трещины. Определяется отношение между средней шириной трещины и полученным давлением на забое. Это отношение экстраполируется на точку нулевой ширины, а давление смыкания трещины определяется как давление на забое, соответствующее нулевой ширине.
Однако в настоящем раскрытии осцилляции возбуждаются искусственно (генератор пульсов давления), а не используются естественные осцилляции от работающего оборудования. Выделение осцилляций не раскрыто.
В известном решении US 7313481, «Methods and devices for analyzing and controlling the propagation of waves in a borehole generated by water hammer» предложен способ моделирования волн от гидроударов в стволе скважине используется для оценки параметров, таких как пористость и проницаемость и для разработки элементов заканчивания скважины. Способ моделирования использует модель, включающую несколько слоев, по крайней мере один из которых включает радиальное напластование. Полученные из анализа гидроудара данные используются для разработки месторождения Однако, в настоящем раскрытии осцилляции возбуждаются искусственно
(событие остановки или запуска насоса вызывает событие, известное как «гидроудар»), а не используются естественные осцилляции. Выделение осцилляций не заявлено. В известном решении US 5170378 A, «Hydraulic impedance test method» предложен способ определения высоты и длины трещины в скважине. Он включает возбуждение волн давления в скважине. Импульс давления проходит по стволу скважины и регистрируются отражение импульса давления от основания и от конца трещин ГРП. Эти отражения представлены как флуктуации давления от времени. При этом создается теоретическая модель скважины с трещиной, где гидравлический импеданс является параметром. Подстройка параметра импеданса к модели дает расстояние от основания до конца трещины. Способ зависим от качества построенной одномерной модели импеданса. СУЩНОСТЬ
В соответствии с настоящим раскрытием предложен способ обнаружения в скважине объекта, отражающего гидравлический сигнал, в котором: обеспечивают скважину, заполненную текучей средой, обеспечивающей прохождение гидравлического сигнала; обеспечивают источник гидравлического сигнала, имеющий связь по текучей среде со скважиной, предназначенный для генерирования гидравлического сигнала и датчик давления, предназначенный для регистрации гидравлического сигнала и имеющий связь по текучей среде со скважиной и, по меньшей мере, с одним источником гидравлического сигнала. Осуществляют регистрацию гидравлического сигнала с помощью датчика давления во время выполнения скважинных операций и формируют кепстрограмму давления и выявляют интенсивный сигнал на кепстрограмме давления. Затем обнаруживают в скважине объект, отражающий гидравлический сигнал, на основе пиков выявленного интенсивного сигнала на кепстрограмме давления. Также, в соответствии с вариантом осуществления определяют скорость распространения гидравлического сигнала в текучей среде в стволе скважины путем измерения времени пробега отраженного гидравлического сигнала от, по меньшей мере, одного заданного объекта, находящегося на известной глубине, либо в зависимости от свойств текучей среды, таких как, плотности, модуля упругости, а также от свойств скважины, таких как, модуля Юнга, толщины стенок обсадной колонны, и от свойств окружающей породы, например, модуля сдвига. И затем определяют глубину в скважине объекта, отражающего гидравлический сигнал на основе пиков значений интенсивного сигнала на кепстрограмме давления, задающих контуры времен пробега отраженного гидравлического сигнала. После этого идентифицируют тип объекта, отражающего гидравлический сигнал, по знаку интенсивного сигнала, являющемуся одним из положительного или отрицательного знака.
Также предложена система, предназначенная для реализации вышеуказанных вариантов способа обнаружения в скважине объекта, отражающего гидравлический сигнал.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
Далее варианты осуществления настоящего раскрытия описываются более подробно, посредством чертежей, на которых: На Фиг.1 представлены отражения исходного сигнала в скважине и сверточная модель. На Фиг.2 представлен пример сверточного уравнения для импульсного источника с гладким спектром и импульсной характеристики скважины с одной трещиной во временной, частотной и кепстральной областях.
На Фиг.З представлен пример представления сверточного уравнения для периодического источника с периодическим спектром и импульсной характеристики скважины с одной трещиной во временной, частотной и кепстральной областях.
На Фиг.4 представлен пример кепстрального анализа давления записанного на устье скважины во время установки мостовой пробки ГРП и перфорирования нового интервала.
На Фиг.5 представлен пример кепстрального анализа давления записанного на устье скважины, записанного для двух последовательных стадий повторного ГРП.
На Фиг.6 представлен смоделированный пример мониторинга положения открытой трещины, находящейся на глубине 3756 м при закачивании в скважину текучей среды (суспензии проппанта) с расходом 3,2 м3/мин.
На Фиг.7 представлен смоделированный пример мониторинга положения открытой трещины, находящейся на глубине 3662 м при закачивании в скважину текучей среды (суспензии проппанта) с расходом 3,2 м3/мин.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ВАРИАНТОВ ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ В соответствии с настоящим раскрытием представлен малозатратный метод мониторинга скважинных операций, таких как ГРП, как в реальном времени, так и путем последующего анализа данных, основанный на кепстральном анализе данных давления в скважине, записанных на ее устье. В частности, способ позволит выявить наличие в скважине объекта, отражающего гидравличиский сигнал, определить глубину, на которой находится объект, отражающий гидравличиский сигнал, а также определить тип объекта, отражающего гидравличиский сигнал.
В соответствии с заявленным способом автоматического метода мониторинга скважинных операций, обеспечивают скважину, в которой проводится скважинная операция, источник трубных волн, возбуждающий исходный сигнал, и датчик, регистрирующий осцилляции давления, содержащие исходный и отраженный сигналы, проводят обработку полученного гидравлического сигнала и формируют кепстрограмму давления, используя которую определяют наличие в скважине объекта, отражающего гидравлический сигнал, определяют глубину и его тип.
Исходный сигнал может быть возбужден как при помощи естественных источников импульсов давления возникающих во время проведения ГРП, таких как гидроудары, вызванные изменениями потока жидкости ГРП; срабатываниями перфораторов; осцилляциями поршней гидравлических насосов и другими или так и при помощи искусственно созданных источников импульсов давления, например, путем импульсного стравливания или нагнетания жидкости в скважине. На Фиг.1 скважина 100 пересекает одну или несколько трещин 101 ГРП в пласте 102, а также имеет устье 103, забой 104, элементы 105 компоновки (заканчивания) с различными внутренними диаметрами или другие объекты, отражающие гидравлический сигнал, которым присущи различные гидравлические импедансы, т.е. отношения осциллирующего давления к осциллирующему потоку жидкости.
Возбужденный с помощью источника 106 гидравлического сигнала вышеуказанным образом исходный сигнал давления распространяется вдоль ствола скважины со скоростью около 1500 м/с и может быть зарегистрирован установленным на скважине датчиком 107 давления - наряду с сигналом, отраженным от границ изменения гидравлических импедансов (отраженный сигнал). Именно отраженный сигнал несет полезную информацию о положении границы отражения.
Данные давления с датчика давления передаются систему 108 сбора и обработки данных, которая обеспечивает визуализацию и сохранение результатов.
По аналогии со сверточной моделью зарегистрированной сейсмической трассы (известной из области сейсморазведки (Yilmaz & Doherty, 2000)), вводится сверточная модель зарегистрированной записи осцилляций давления в скважине x(t), которая может быть представлена в виде математической операции свертки исходного сигнала источника s(t) с импульсной характеристикой скважины (t), как показано на Фиг.2. x(t) = s(t) * w t (1) Импульсная характеристика скважины (t) является неизвестным параметром в сверточном уравнении (1). Как правило, она является минимально- фазовой затухающей последовательностью импульсов, положение которых соответствует временам прихода волн отраженным от границ изменения импедансов внутри скважины, а амплитуды обусловлены затуханием волны в скважине и коэффициентами отражения от соответствующих границ. Зная скорость распространения и затухание сигнала вдоль ствола скважины (зависящие от механических свойств жидкости и стенок скважины) и решив сверточное уравнение (1) относительно неизвестной импульсной характеристики скважины w(t), можно определить глубины и природу отражающих границ. В сейсморазведке сверточные уравнения решаются с помощью деконволюции во временной или частотной областях, при этом знания исходного сигнала источника s(t), вьщеление которого из записи осцилляций давления в скважине является трудоемкой или неосуществимой процедурой. В соответствии с настоящим раскрытием, предлагается применять кепстральный анализ к сверточному уравнению (1), что позволяет оценить времена прихода волн и знаки амплитудных коэффициентов в импульсной характеристике скважины u/(t) не прибегая к определению неизвестного исходного сигнала источника s(t). Теоретические основы кепстрального анализа.
Кепстр - это нелинейный алгоритм обработки цифровых данных, чувствительный к отражениям в сигнале, имеющий широкую область применения: от распознавания взрывов и землетрясений в сейсмологии до распознавания и синтеза речи в обработке звука. Впервые понятие кепстр было введено в работе (Bogert, Healy, & Tukey, 1963). Комплексным кепстром называется применение обратного преобразования Фурье к логарифму от прямого преобразования Фурье исходного сигнала (Oppenheim & Schafer, 1975).
Figure imgf000014_0001
Название «кепстр» является анаграммой от слова «спектр». Независимая переменная имеет размерность времени и по аналогии, с частотой спектра называется «сачтота», а магнитуда кепстра называется «гамнитуда» (Bogert, Healy, & Tukey, 1963) Представим уравнение (1) в частотной области. По теореме о свертке, оно перепишется в виде произведения:
Figure imgf000014_0002
Здесь (β ω), S(e;w) и W(e aj) - это Фурье-образы записи осцилляций давления в скважине x t), исходного сигнала источника s(t) и импульсной характеристики скважины w(t) соответственно.
Подставив произведение из уравнения (3) в выражение для комплексного кепстра (2) и используя то, что логарифм произведения равен сумме логарифмов, получим представление сверточного уравнения в кепстральной области:
*< ) = ^ j^(log[s(e^)] + log[w(e^)])e^d = ^ !^ 1од[5(е^)] е^ Ш + ^ ^ 1од[ ^(е^)] е^тйШ (4) Это означает, что в кепстральной области комплексный кепстр записи осцилляций давления в скважине в χ(τ) является суммой комплексного кепстра: исходного сигнала источника S(T) С комплексным импульсной характеритикой скважины й>(т): χ(τ = SC + й>(0 (5)
Ниже приводится анализ вида уравнения (5), на примере наиболее распространенных источников сигнала в скважине: импульсных (гидроудары) и периодических (вызванных оцилляциями поршней насосов).
Согласно (Tribolet & Oppenheim, 1977), если функция w(t) является минимально-фазовой последовательностью импульсов в моменты времени τ1, τ2, .- Т , то ее комплексный кепстр W(T) равен нулю при значених сачтоты 0 < τ < τ2— τχ. Более того, комплексный кепстр w(r) равен нулю всюду, кроме т2— тг, т3— τ1( ... τΜ— тг и их положительных линейных комбинаций. Согласно (Stoffa, Buhl, & Bryan, 1974) значения комплексного кепстра νν(τ) в этих точках будут того же знака, что и амплитуды соответствующих импульсов функции νν(ί). В частности, например, отражение от трещины (гидравлический импеданс ниже чем гидравлический импеданс ствола скважины) проявятся в виде отрицательного импульса на комплексном кепстре ίν(τ). Например, отражение от забоя скважины, гидравлический импеданс которого выше, чем гидравлический импеданс скважины, проявятся в виде положительного импульса на комплексном кепстре W(T) .
Если сигнал источника s(t) вызван гидроударом или срабатыванием перфоратора, то он будет иметь форму импульса и обладать гладким спектром S{e>w). Тогда согласно (Tribolet & Oppenheim, 1977) ненулевые значения комплексного кепстра сигнала источника S(T) локализованы в районе малых значений сачтоты, то есть комплексный кепстр s( ) 0 при значениях сачтоты не превышающих некоторый порог τ < Т s. Пример представления сверточного уравнения для импульсного источника с гладким спектром и импульсной характеристики скважины с одной трещиной во временной, частотной и кепстральной областях приведен на Фиг.ЗЕггог! Reference source not found. Коэффициент отражения трубных волн от трещины отрицателен, что приводит к знакопеременному виду импульсной харакеристики скважины w(t). В соответствии с вышеприведенными свойствами, положение первого импульса комплексного кепстра импульсной харакеристики скважины W(T) соотвествует ее периоду во временной области, а его знак - знаку коэффициента отражения от трещины. Таким образом, зная скорость трубных волн в скважине из комплексного кепстра импульсной харакеристики скважины νν(τ) можно получить глубину и тип отражающей границы. При этом комплексный кепстр импульсной харакеристики скважины νν(τ) получается путем обнуления записи осцилляций давления в кепстральной области: χ(τ) = О, для |τ| < T s.
Если сигнал источника s(t) вызван осцилляциями поршней гидравлического насоса на поверхности, то его упрощенно можно представить в виде бесконечной суммы сигналов, вызванных единичным ходом поршня s0(t), отстоящих друг от друга на период хода поршня Тр. Математически это записывается в виде свертки сигнала единичного хода поршня s0(t) с бесконечной последовательностью равноудаленных единичных импульсов: s(t) = s„( * fc=o tf(t - Wp) (6)
Воспользовавшись тем, что свертка во временной области становится суммой в кепстральной области, а также выражением для комплексного кепстра бесконечной последовательности равноудаленных импульсов (Stoffa, Buhl, & Bryan, 1974) получим выражение для комплексного кепстра периодического источника:
5(τ) = 50(τ) + ^^ (7) Комплексный кепстр от периодического источника §(τ) является суммой комплексного кепстра сигнала единичного хода поршня S0 (T), который также локализован в районе малых значений сачтоты и затухающей последовательности импульсов, также отстоящих друг от друга на период хода поршня Тр.
Пример представления сверточного уравнения для периодического источника и импульсной характеристики скважины, имеющей одну трещину, приведен на Фиг.З Error! Reference source not found, в виде временной, частотной и кепстральной диаграммы. Комплексный кепстр импульсной характеристики скважины ν(τ) хорошо выделяется как на фоне локализованного в районе малых значений сачтоты комплексного кепстра единичного хода поршня S0 (T), так и на фоне затухающей последовательности импульсов из второго слагаемого комплексного кепстра источника S(T), имеющей регулярный характер. Аналогично вышеописанному примеру с импульсным источником, зная скорость трубных волн в скважине из комплексного кепстра импульсной харакеристики скважины w( ) можно определить глубину и тип объекта, отражающего гидравлический сигнал. В частности положительный знак интенсивного сигнала соответствует типу объекта, отражающего гидравлический сигнал, с большим гидравлическим импедансом по сравнению с гидравлическим импедансом ствола скважины, и представляющему собой по меньшей мере один объект, выбранный из группы, содержащей: дно скважины (забой), изолирующее устройство для обсаженной скважины, позицию изменения диаметра труб в обсадной колонне в меньшую сторону, скопление проппанта в стволе скважины. В тоже время, отрицательный знак интенсивного сигнала соответствует типу объекта, отражающего гидравлический сигнал, с меньшим гидравлическим импедансом по сравнению с гидравлическим импедансом ствола скважины, и представляющему собой по меньшей мере один объект, выбранный из группы, содержащей: трещину гидроразрыва пласта (ГРП) в обсаженной скважине, трещину ГРП в не обсаженной скважине, позицию изменения диаметра труб в обсадной колонне в большую сторону, дефект колонны.
Эти теоретические примеры показывают, что отраженные сигналы легко выделяются в кепстральной области и позволят определить как глубину так и тип объекта, отражающего гидравлический сигнал. В реальности, сигналы имеют более сложный вид, чем в вышеприведенных примерах и могут быть отягощены шумом. Для выделения отраженных сигналов в реальных данных вместо комплексного кепстра целесообразнее использовать, так называемый, реальный кепстр. Представив Фурье образ сигнала x(t) в экспоненциальном виде Χ(β;ω)— X(eja> earg[x(ei")} и подставив его в выражение для комплексного кепстра получим его представление в виде суммы двух слагаемых:
*М = - l*n log{x(e )]ei da> =
Figure imgf000019_0001
+ & агд[х(е'а)]е*т о (8)
Первое слагаемое в выражении (8) представляет собой обратное преобразование Фурье от амплитудной составляющей спектра и называется реальным кепстром, а второе слагаемое называется фазовым кепстром. Именно реальный кепстр, в отличие от комплексного кепстра, не содержащий информации о фазе сигнала обладает наибольшей чувствительностью к отражениям в сигнале. Также чувствительным к отражениям в сигнале будет энергетический кепстр, получаемый из реального возведением его в квадрат.
В соответствии с настоящим раскрытием, строится кепстрограмма сигнала давления, которая является визуальным представлением изменения кепстра во времени. При необходимости, перед построением кепстрограммы из исходного сигнала убирается трендовая составляющая. Для построения кепстрограммы сигнал давления разбивается на части, которые обычно перекрываются. Затем рассчитывается кепстр для каждой из этих частей в интервале сачтот, который соответствует ожидаемой импульсной характеристики скважины: т2— тг < τ < т ~ τι· Каждая часть соответствует вертикальной линии на изображении— значение гамнитуды кепстра в зависимости от сачтоты в каждый момент времени. Время откладывается на горизонтальной оси кепстрограммы.
При необходимости, для повышения соотношения сигнал/шум к кепстрограмме может быть применена фильтрация с помощью скользящего среднего вдоль временной оси.
Согласно вышеописанным свойствам комплексного кепстра для импульсной характеристики скважины W(T), ОСЦИЛЛЯЦИИ давления, вызванные отражениями трубных волн от объектов с гидравлическим импедансом ниже, чем в скважине, таких как трещины ГРП, проявляются в отрицательных значениях гамнитуды на кепстрограмме на соответствующих значениях сачтот.
По аналогии, осцилляции давления вызванные отраженным сигналом от объектов с гидравлическим импедансом выше, чем в скважине (забой скважины), проявляются как положительные значения гамнитуды на кепстрограмме на соответствующих значениях сачтот. В соответствии с настоящим раскрытием, осцилляции давления детектируются, когда абсолютное значения гамнитуды положительных или отрицательных пиков на кепстрограмме превышает заданное пользователем пороговое значение.
Контуры времен пробега волн ffc(t), отраженных от границы в скважине определяются путем прослеживания максимальных значений положительных или минимальных значений отрицательных пиков на кепстрограмме, превышающих заданное пользователем пороговое значение. Положения контуров во времени определяют временные интервалы осцилляций давления в скважине. Если нам заранее известна скорость пробега трубных волн (гидравлического сигнала) в стволе скважине а, то глубина L (^отражающей границы в скважине определяется как:
Figure imgf000021_0001
Обычно скорость трубных волн в скважине может быть или оценена на основе свойств жидкости, заполняющей скважину, таких как: плотность и модуль упругости и элементов компоновки скважины, таких как модуль Юнга обсадной колонны и модуль сдвига окружающей породы (Holzhausen & Gooch, 1985), US5081613, или определена путем калибровки по временам пробега волн для четких пульсов давления, отраженных от объектов (это могут быть элементы компоновки скважины) с известной глубиной.
В частности, для определения скорости трубной волны в скважине можно использовать следующее выражение:
Figure imgf000021_0002
где: Е - модуль Юнга обсадной колоны, К - модуль упругости текучей среды, ω - плотность текучей среды, d - внутренний диаметр обсадной колонны, е - толщина стенки колонны, с = Ee/(Gd + Ее), где G - это модуль сдвига окружающей породы. ПРИМЕРЫ ВАРИАНТОВ ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ ПРИМЕР 1.
Смоделированный пример мониторинга положения открытой трещины, заданной на глубине 3765 м при закачивании в скважину текучей среды с расходом 3,2 м3/мин с последующей остановкой насосов представлен на Фиг.6. Данный пример получен с помощью программного обеспечения по моделированию трубных волн в скважине. В данном примере, скорость распространения гидравлического сигнала по стволу скважины составляла 1350 м/сек.
Верхний график представляет записи первичного (необработанного) сигнала давления (измеренного в атм) и расхода жидкости как функции времени (с). Сигнал давления на временном интервале от 0 до 400 с содержит сигнал, вызванный осцилляциями поршней работающих гидравлических насосов (уровень сигнала не показан), а на интервале от 400 до 500 с осцилляции давления вызванные гидроударом после остановки насосов.
Нижний график представляет кепстрограмму, построенную для синтетического сигнала давления из верхнего графика. Шкала времени кепстрограммы, отложенная на горизонтальной оси соответствует шкале первичного сигнала давления. А параметру сачтоте, отложенной на вертикальной оси слева, соответствует шкала глубин отраженного сигнала (построенная с учетом скорости распространения сигнала на вертикальной оси справа). Белая линия на кепстрограмме обозначает контур времен пробега сигнала, соответствующий интенсивному отрицательному сигналу на кепстрограмме. Видно, что положение контуров времен пробега сигналов, вызванных различными видами источников гидравлического сигнала (осцилляции поршней насосов или гидроудар при остановке насоса) равно (заданной) глубине трещины, обозначенной на схеме скважины (справа).
ПРИМЕР 2
Другой пример мониторинга положения открытой трещины, заданной, в этот раз, на глубине 3662 м при закачивании в скважину текучей среды с расходом 3,2 м3/мин с последующей остановкой насосов представлен на Фиг.7. Видно, что при изменении глубины трещины, контур времен пробега сигнала, соответствующий интенсивному сигналу на кепстрограмме также соответствует новой глубине трещины.
Из примеров 1 и 2 видно, что и осцилляции поршней насоса и гидроудар могут служить информативными источником сигнала для записи кривой давления (и получения информативной кепстрограммы).
В приведенных примерах понятие источника гидравлического сигнала означает, что источник помещен либо в скважину, либо на устье скважины в прямом контакте со стволом скважины - то есть в любой конфигурации, обеспечивающей прохождение гидроимпульса от источника давления в ствол скважины, заполненной текучей средой. Таким образом, поверхностные насосы (подсоединены к манифольду на устье скважины) являются в настоящем раскрытии источником гидравлического сигнала ПРИМЕР 3
На Фиг.4 представлен пример реальной работы на скважине с обработкой гидравлического сигнала. Показан кепстральный анализ давления, записанного на устье скважины во время установки мостовой пробки ГРП и перфорирования нового интервала. Четкие положительные пики в верхней части и отрицательные пики в нижней части обозначены темными и светлыми линиями соответственно. Кружки обозначают глубины отражений, измеренные «вручную». Темная горизонтальная линия обозначает глубину уменьшения внутреннего диаметра трубы в скважине, а белые линии соответствуют глубинам перфорационных отверстий.
Запись давления содержит гидроудар, вызванный остановкой насосов после закачивания перфораторов в горизонтальную секцию скважины с последующими осцилляциями давления (вызванными установкой мостовой пробки и срабатываниями перфораторов). Кепстрограмма содержит четкие положительные пики в верхней части и отрицательные пики в нижней части. Периоды осцилляций, измеренные вручную для отражений такого же знака (обозначенные темными кружками) совпадают с положительными пиками, а периоды осцилляций (измеренные вручную для отражений противоположного знака - светлые символы) совпадают с отрицательными пиками на кепстрограмме. Сопоставление глубин положительных пиков с глубиной положения резкого уменьшения внутреннего диаметра трубы в скважине позволяет определить скорость распространения трубных волн в чистой жидкости с = 1461.5 м/с. При этом отрицательные пики позволяют проследить моменты движения перфоратора снизу вверх по мере перфорирования интервала пласта. ПРИМЕР 4
Еще один пример записи реальной работы и обработки сигнала иллюстрирует применение кепстрального анализа для подтверждения срабатывания отклонителя потока в скважине для повторного ГРП, в котором ранее простимулированная эксплуатируемая скважина обрабатывается повторно для увеличения дебета. Отклонитель потока в виде суспензии кольматирующих частиц закачивают в скважину для изоляции выбранных зон утечки жидкости.
Пример кепстрального анализа давления записанного на устье скважины, выполненного для двух последовательных стадий повторного ГРП изображен на Error! Reference source not found. nr.5a (для первой стадии работы) и на Фиг.5б (для второй стадии работы). Белые горизонтальные линии показывают глубины расположения портов ГРП. Отрицательные значения гамнитуд кепстрограмм по времени соответствуют осцилляциям давления, вызванным закачкой проппанта и гидроударам после остановки насосов. Сравнение двух кепстрограмм подтверждает срабатывание отклонителя (один из портов в трубной сборке изолирован).
Скорость трубных волн в чистой жидкости, определенная путем калибровки составила с = 1554.5 м/с. Калибровка производилась путем измерения времени пробега отраженного от забоя скважины одиночного пульса, возбужденного в «тихой» (без шумов) скважине.
Сравнение отрицательных значений гамнитуд кепстрограмм, соответствующих гидроударам (вызванным остановками насосов) подтверждают перенаправление жидкости и стимуляцию нового интервала: после закачки первой стадии точка отражения трубных волн была напротив порта ГРП N°4, а после закачки второй стадии точка отражения сигнала сместилась вверх к порту ГРП N°5. Также обе кепстрограммы показывают отражение от трещины, вызванной осцилляциями поршней насосов во время закачки проппанта. На кепстрограмме также можно увидеть, что кажущаяся глубина отражения от объекта увеличивается по мере увеличения концентрации проппанта в жидкости ГРП. Последнее связано с уменьшением скорости распространения трубных волн, в частности, зависящей от плотности жидкости (суспензии проппанта) в скважине. Результаты анализа осцилляций давления в скважине могут быть использованы в ГРП как для оптимизации стимуляции в режиме реального времени, так и для оценки продуктивности стимуляции после проведения работы для решения: оценки срабатывания отклонителя потока жидкости ГРП (кольматирующая пробка для изоляции отверстий в трубе); оценки геометрии трещины; распознавания аварийной остановки ГРП, вызванной осаждением проппанта в стволе скважины; мониторинга операций, проводимых с помощью гибких насосно-компрессорных труб (ГНКТ) или приборов геофизического исследования скважин (ГИС); диагностики протечек в обсадной колонне; диагностики нежелательного ГРП, а также для подтверждения деградации мостовых пробок в скважине, изготовленных из деградируемого материала.
Предложен малозатратный метод мониторинга скважинных операций, как в реальном времени, так и путем последующего анализа данных, основанный на кепстральном анализе данных давления в скважине, записанных на устье стважины. В основе заявленного метода лежит построение кепстрограммы сигнала давления, которая является визуальным представлением изменения кепстра во времени.
Осцилляции давления в скважине в рамках кепстрального анализа легко выделяются и прослеживаются на кепстрограмме с последующим определением их периодов и полярностей. Эти параметры используются для обнаружения скважинных отражателей (объектов), для определения глубин скважинных отражателей во время проведения скважинных операций, и их особенностей по знаку интенсивного сигнала на кепстрограмме.
Источником гидравлического сигнала, испытывающего отражение от компонентов заканчивания скважины, может быть широкий круг устройств и процессов: гидроудар при остановке насоса, шум работающих насосов (периодические осцилляции давления, вызванные движением поршней насоса), импульсы давления от скважинных генераторов импульса.
Это позволяет проводить запись и обработку сигнала без введения дополнительного оборудования, и позволяет использовать источники сигнала, которые ранее не использовались при определении положения объекта, отражающего гидравлический сигнал, например, можно использовать не только сигналы, вызванные импульсными источниками (гидроударами), а также с помощью настоящего раскрытия можно обработать сигналы, вызванные периодическими источниками (шумами насосов), не поддающиеся обработке вручную. Кроме того, использование в качестве сигнала шумов насосов (как поверхностных, так и подземных) позволит организовать непрерывный мониторинг скважины, что невозможно осуществить с помощью использования импульсных источников сигнала.
Настоящее раскрытие позволяет выявлять и обрабатывать события осцилляции давления, в результате чего сокращается время обработки и повышается точность по сравнению с обработкой событий вручную.
Настоящее раскрытие может быть воплощено с использованием стандартного датчика давления, помещенного в устье скважины, устройства сбора данных и компьютерной системы для обработки и визуализации данных с обработкой сигнала по кепстральному алгоритму. Специалистам в данной области техники будет понятно, что настоящее раскрытие может быть осуществлено в различных конфигурациях компьютерных систем, включая портативные устройства, мультипроцессорные системы, основанную на микропроцессорах или программируемую бытовую электронную аппаратуру, миникомпьютеры, большие компьютеры и тому подобное. Любое число сетей компьютерных систем и компьютеров допустимо для использования с настоящим раскрытием. Настоящее раскрытие может быть осуществлено в среде распределенных вычислений, где задания выполняются устройствами дистанционной обработки, связанными по сети связи. В среде распределенных вычислений программные модули могут быть расположены как в локальных, так и в дистанционных запоминающих носителях. Следовательно, настоящее раскрытие может быть осуществлено в соединении с различными техническими средствами, программным обеспечением или их комбинации в компьютерной системе или другой системе обработки. Системы осуществления настоящего раскрытия может быть реализована на компьютере. Система включает в себя вычислительный элемент, иногда называемый вычислительной системой, которая содержит устройство памяти, прикладные программы, интерфейс клиента, видеоинтерфейс и элемент обработки. Вычислительный элемент приведен для примера подходящей вычислительной среды и не ограничивает объем применения или функциональность настоящего раскрытия.
Устройство памяти хранит прикладные программы, которые также могут быть описаны как программные модули, содержащие машиновыполняемые инструкции, выполняемые вычислительным элементом для осуществления настоящего раскрытия, описанного в настоящем документе.
Настоящее раскрытие может быть осуществлено в машиновыполняемой программе инструкций, такой как программные модули, называемые программными приложениями или прикладными программами, выполняемыми компьютером. Программное обеспечение может включать в себя, например, стандартные функции, программы, объекты, компоненты и структуры данных, которые выполняют конкретные задания или осуществляют конкретные абстрактные типы данных. Программное обеспечение формирует интерфейс, что позволяет компьютеру реагировать в соответствии с источником ввода. Программное обеспечение может также кооперировать с другими сегментами кода для инициации различных заданий в ответ на данные, принятые совместно с источником принятых данных. Программное обеспечение может храниться и/или переноситься на любом устройстве памяти, таком как CD-ROM, магнитный диск, запоминающее устройство на цилиндрических магнитных доменах и запоминающее устройство на полупроводниках (например, различные виды RAM или ROM). Дополнительно, программное обеспечение и его результаты могут передаваться по любому из множества носителей, таких как оптическое волокно, металлический провод и/или по любому из множества сетей, таких как интернет. Вычислительный элемент обладает универсальным устройством памяти, вычислительный элемент обычно включает в себя различные машиночитаемые носители. В качестве не ограничивающего примера, машиночитаемый носитель может содержать запоминающий носитель. Устройство памяти вычислительной системы может включать в себя запоминающий носитель в форме энергозависимого и/или энергонезависимого запоминающего устройства, такого как постоянное запоминающее устройство (ROM) и оперативное запоминающее устройство (RAM). Базовая система (BIOS) ввода-вывода, содержащая стандартные программы, которые помогают передавать информацию между элементами внутри вычислительного элемента, например, во время начала работы, обычно хранится в ROM. RAM обычно содержит данные и/или программные модули, которые оперативно доступны и/или выполняются в настоящее время на элементе обработки. В качестве не ограничивающего примера, вычислительный элемент включает в себя операционную систему, прикладные программы, другие программные модули и программные данные. Компоненты, изображенные в устройстве памяти, могут быть также включены в другие съемные/несъемные, энергозависимые/энергонезависимые запоминающие носители, либо они могут быть осуществлены в вычислительном элементе посредством интерфейса ("API") прикладной программы, который может находиться на отдельном вычислительном элементе, соединенном через компьютерную систему или сеть. Например, накопитель на жестких дисках может читать или записывать на несъемный, энергонезависимый магнитный носитель; накопитель на магнитных дисках может читать или записывать на съемный, энергонезависимый магнитный диск; и накопитель на оптических дисках может читать или записывать на съемный, энергонезависимый оптический диск, такой как CD ROM или другой оптический носитель. Другие съемные/несъемные, энергозависимые/энергонезависимые запоминающие носители, которые могут быть использованы в типичной операционной среде, могут включать в себя, но не ограничиваясь, кассеты с магнитной лентой, карты флэш-памяти, универсальные цифровые диски, цифровую магнитную ленту, полупроводниковый RAM, полупроводниковый ROM, и тому подобное. Накопители и их связанные запоминающие носители, описанные выше, обеспечивают хранение машиновыполняемых инструкций, структур данных, программных модулей и других данных для вычислительного элемента. Клиент может вводить команды и информацию в вычислительный элемент через интерфейс клиента, который может быть устройством ввода, таким как клавиатура или указательное устройство, обычно называемое мышью, шаровой манипулятор управления или сенсорная панель. Устройства ввода могут включать в себя микрофон, джойстик, спутниковую антенну, сканер и тому подобное. Эти и другие устройства ввода часто соединены с элементом обработки через системную шину, но также могут быть соединены с помощью других структур интерфейса и шины, таких как параллельный порт или универсальная последовательная шина (USB). Монитор или другой тип устройства вывода могут быть соединены с системной шиной посредством интерфейса, такого как видеоинтерфейс. Графический интерфейс ("GUI") пользователя может также быть использован с видеоинтерфейсом для приема инструкций от интерфейса клиента и передачи инструкций на элемент обработки. Дополнительно к монитору, компьютеры могут также включать в себя другие периферические устройства вывода, такие как динамики и принтер, которые могут быть соединены через периферический интерфейс вывода.
Хотя многие другие компоненты вычислительного элемента не изображены, специалистам в данной области техники будет понятно, что такие компоненты и их взаимосвязь хорошо известны.
Очевидно, что описанные выше варианты осуществления не должны рассматриваться в качестве ограничения объема патентных притязаний настоящего раскрытия. Для любого специалиста в данной области техники понятно, что есть возможность внести множество изменений в описанные выше методику и, без отхода от принципов раскрытия, заявленного в формуле.

Claims

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
1. Способ обнаружения в скважине объекта, отражающего гидравлический сигнал, в котором:
(a) обеспечивают скважину, заполненную текучей средой, обеспечивающей прохождение гидравлического сигнала;
(b) обеспечивают, по меньшей мере, один источник гидравлического сигнала, имеющий связь по текучей среде со скважиной, предназначенный для генерирования гидравлического сигнала;
(c) обеспечивают, по меньшей мере, один датчик давления, предназначенный для регистрации гидравлического сигнала и имеющий связь по текучей среде со скважиной и, по меньшей мере, с одним источником гидравлического сигнала;
(d) регистрируют гидравлический сигнал с помощью, по меньшей мере, одного датчика давления во время выполнения скважинных операций;
(е) формируют кепстрограмму давления и выявляют интенсивный сигнал на кепстрограмме давления; и
(f) обнаруживают в скважине, по меньшей мере, один объект, отражающий гидравлический сигнал, на основе пиков выявленного интенсивного сигнала на кепстрограмме давления.
2. Способ по п.1, в котором источником гидравлического сигнала является, по меньшей мере один, выбранный из группы, содержащей: гидроудар при остановке или запуске поверхностного насоса, шум от погружного насоса, шум от работающего поверхностного насоса, событие проведения перфорации в обсаженной колонне, генерация импульса давления с помощью импульсного источника.
3. Способ по п.1, в котором регистрацию гидравлического сигнала проводят с помощью, по меньшей мере, одного датчика давления, размещенного, на устье скважины или в стволе скважины.
4. Способ по п.1, в котором кепстрограмму давления формируют обработкой зарегистрированного гидравлического сигнала в координатах сачтота- время.
5. Способ по п. 2, в котором обработку зарегистрированного гидравлического сигнала проводят посредством разбиения гидравлического сигнала на временные интервалы, для каждого из которых рассчитывают кепстр сигнала, и который отображается в виде вертикальной линии на кепстрограмме давлении.
6. Способ по п.1, в котором выявляют интенсивный сигнал на кепстрограмме давления по абсолютному значению гидравлического сигнала, превышающему заданное пороговое значение.
7. Способ по п.1, в котором дополнительно предварительно определяют скорость распространения гидравлического сигнала в текучей среде в стволе скважины путем измерения времени пробега отраженного гидравлического сигнала от, по меньшей мере, одного заданного объекта, находящегося на известной глубине, либо в зависимости от свойств текучей среды, таких как, плотности, модуля упругости, а также от свойств скважины, таких как, модуля Юнга, толщины стенок обсадной колонны, и от свойств окружающей породы, например, модуля сдвига.
8. Способ по п.7, в котором скорость распространения гидравлического сигнала в текучей среде в стволе скважины используют для определения глубины в скважине, по меньшей мере, одного объекта, отражающего гидравлический сигнал на основе пиков значений интенсивного сигнала на кепстрограмме давления, задающих контуры времен пробега отраженного гидравлического сигнала.
9. Способ по п. 1, в котором положительный знак интенсивного сигнала кепстрограммы давления соответствует объекту, отражающему гидравлический сигнал с большим гидравлическим импедансом по сравнению с гидравлическим импедансом ствола скважины, и представляющему собой, по меньшей мере один объект, выбранный из группы, содержащей: дно скважины (забой), изолирующее устройство для обсаженной скважины, позицию изменения диаметра труб в обсадной колонне в меньшую сторону, скопление проппанта в стволе скважины.
10. Способ по п. 1, в котором отрицательный знак интенсивного сигнала кепстрограммы давления соответствует объекту, отражающему гидравлический сигнал с меньшим гидравлическим импедансом по сравнению с гидравлическим импедансом ствола скважины, и представляющему собой, по меньшей мере один объект, выбранный из группы, содержащей: трещину гидроразрыва пласта (ГРП) в обсаженной скважине, трещину ГРП в необсаженной скважине, позицию изменения диаметра труб в обсадной колонне в большую сторону, дефект колонны.
1 1. Способ по любому из пунктов 1-10, в котором дополнительно выполняют предварительную обработку гидравлического сигнала в случае наличия трендовой составляющей и/или высокочастотной помехи в зарегистрированном гидравлическом сигнале путем их удаления.
12. Способ по п.П, в котором удаление трендовой составляющей осуществляют путем вычисления производной от гидравлического сигнала, зарегистрированного датчиком давления, по времени.
13. Способ по п.П , в котором удаление трендовой составляющей осуществляют путем ее вычитания из значений от гидравлического сигнала, зарегистрированного датчиком давления.
14. Способ по п. 1 1, в котором наличие трендовой составляющей определяют, применяя низкочастотный фильтр к значениям гидравлического сигнала, зарегистрированным датчиком давления.
15. Способ по п.11, в котором высокочастотные помехи удаляют, применяя низкочастотный фильтр к значениям гидравлического сигнала, зарегистрированным датчиком давления.
16. Система для обнаружения в скважине объекта, отражающего гидравлический сигнал, содержащая:
(а) скважину, заполненную текучей средой, обеспечивающей прохождение гидравлического сигнала;
Ь) по меньшей мере, один источник гидравлического сигнала, имеющий связь по текучей среде со скважиной, предназначенный для генерирования гидравлического сигнала;
(с) по меньшей мере, один датчик давления, предназначенный для регистрации гидравлического сигнала и имеющий связь по текучей среде со скважиной и, по меньшей мере, с одним источником гидравлического сигнала, (d) систему обработки, выполненную с возможностью:
приема и обработки данных, полученных, по меньшей мере, одним датчиком давления во время выполнения скважинных операций для регистрации гидравлического сигнала;
формирования кепстрограммы давления и выявления интенсивного сигнала на кепстрограмме давления;
обнаружения в скважине, по меньшей мере, одного объекта, отражающего гидравлический сигнал, на основе пиков выявленного интенсивного сигнала на кепстрограмме давления.
17. Система по п.16, в которой источником гидравлического сигнала является, по меньшей мере один, выбранный из группы, содержащей: гидроудар при остановке или запуске поверхностного насоса, шум от погружного насоса, шум от работающего поверхностного насоса, событие проведения перфорации в обсаженной колонне, генерация импульса давления с помощью импульсного источника.
18. Система по п.16, в которой датчик давления, размещен на устье скважины или в стволе скважины.
19. Система по п.16, в которой система обработки выполнена с возможностью формирования кепстрограммы давления обработкой зарегистрированного гидравлического сигнала в координатах сачтота-время.
20. Система по п.19, в которой система обработки выполнена с возможностью обработки зарегистрированного гидравлического сигнала посредством разбиения гидравлического сигнала на временные интервалы для каждого из которых рассчитывают кепстр сигнала, и который отображают в виде вертикальной линии на кепстрограмме давлении.
21. Система по п.16, в которой система обработки выполнена с возможностью выявления интенсивного сигнала на кепстрограмме давления по абсолютному значению гидравлического сигнала, превышающему заданное пороговое значение.
22. Система по п.16, в которой система обработки дополнительно выполнена с возможностью предварительного определения скорости распространения гидравлического сигнала в текучей среде в стволе скважины путем обработки измеренного времени пробега отраженного гидравлического сигнала от, по меньшей мере, одного заданного объекта, находящегося на известной глубине, либо в зависимости от свойств текучей среды, таких как, плотности, модуля упругости, а также от свойств скважины, таких как, модуля Юнга, толщины стенок обсадной колонны, и от свойств окружающей породы, например, модуля сдвига.
23. Система по п.22, в которой система обработки дополнительно выполнена с возможностью использования скорости распространения гидравлического сигнала в текучей среде в стволе скважины при формировании кепстрограммы давления в координатах глубина-время.
24. Система по п.22, которой система обработки дополнительно выполнена с возможностью использования скорости распространения гидравлического сигнала в текучей среде в стволе скважины для определения глубины в скважине, по меньшей мере, одного объекта, отражающего гидравлический сигнал на основе пиков интенсивного сигнала на кепстрограмме давления, задающих контуры времен пробега отраженного гидравлического сигнала.
25. Система по п.22, в которой система обработки дополнительно выполнена с возможностью идентификации, по меньшей мере, одного объекта, отражающего гидравлический сигнал, и отличающегося по знаку интенсивного сигнала.
26. Система по п.25, в которой положительный знак интенсивного сигнала соответствует объекту, отражающему гидравлический сигнал с большим гидравлическим импедансом по сравнению с гидравлическим импедансом ствола скважины, и представляющему собой, по меньшей мере, один объект, выбранный из группы, содержащей: дно скважины (забой), изолирующее устройство для обсаженной скважины, позицию изменения диаметра труб в обсадной колонне в меньшую сторону, скопление проппанта в стволе скважины.
27. Система по п.25, в которой отрицательный знак интенсивного сигнала соответствует объекту, отражающему гидравлический сигнал с меньшим гидравлическим импедансом по сравнению с гидравлическим импедансом ствола скважины, и представляющему собой, по меньшей мере, один объект, выбранный из группы, содержащей: трещину гидроразрыва пласта (ГРП) в обсаженной скважине, трещину ГРП в не обсаженной скважине, позицию изменения диаметра труб в обсадной колонне в большую сторону, дефект колонны.
28. Система по любому из пунктов 16-27, в которой система обработки дополнительно выполнена с возможностью выполнения предварительной обработки гидравлического сигнала в случае наличия трендовой составляющей и/или высокочастотной помехи в зарегистрированном гидравлическом сигнале путем их удаления.
29. Система по п.28, в которой система обработки дополнительно выполнена с возможностью удаления трендовой составляющей путем вычисления производной от гидравлического сигнала, зарегистрированного датчиком давления, по времени.
30. Система по п.28, в котором система обработки дополнительно выполнена с возможностью удаления трендовой составляющей осуществляют путем ее вычитания из значений от гидравлического сигнала, зарегистрированного датчиком давления.
31. Система по п.28, в которой система обработки дополнительно выполнена с возможностью определения наличия трендовой составляющей, применяя низкочастотный фильтр к значениям гидравлического сигнала, зарегистрированным датчиком давления.
32. Система по п.28, в которой система обработки дополнительно выполнена с возможностью удаления высокочастотных помех, применяя низкочастотный фильтр к значениям гидравлического сигнала, зарегистрированным датчиком давления.
PCT/RU2016/000407 2016-07-01 2016-07-01 Способ и система для обнаружения в скважине объектов, отражающих гидравлический сигнал WO2018004369A1 (ru)

Priority Applications (7)

Application Number Priority Date Filing Date Title
EP16907465.5A EP3480628A4 (en) 2016-07-01 2016-07-01 METHOD AND SYSTEM FOR DETECTING IN THE WELLBORE OBJECTS REFLECTING A HYDRAULIC SIGNAL
RU2019101902A RU2709853C1 (ru) 2016-07-01 2016-07-01 Способ и система для обнаружения в скважине объектов, отражающих гидравлический сигнал
US16/313,925 US11035223B2 (en) 2016-07-01 2016-07-01 Method and system for detection of objects in a well reflecting hydraulic signal
CN201680088200.4A CN109564296B (zh) 2016-07-01 2016-07-01 用于检测反射液压信号的井中对象的方法和系统
CA3029610A CA3029610A1 (en) 2016-07-01 2016-07-01 Method and system for detection of objects in a well reflecting hydraulic signal
PCT/RU2016/000407 WO2018004369A1 (ru) 2016-07-01 2016-07-01 Способ и система для обнаружения в скважине объектов, отражающих гидравлический сигнал
SA519400804A SA519400804B1 (ar) 2016-07-01 2019-01-01 طريقة ونظام للكشف عن الأغراض في بئر يعكس إشارة هيدروليكية

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
PCT/RU2016/000407 WO2018004369A1 (ru) 2016-07-01 2016-07-01 Способ и система для обнаружения в скважине объектов, отражающих гидравлический сигнал

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2018004369A1 true WO2018004369A1 (ru) 2018-01-04

Family

ID=60786759

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/RU2016/000407 WO2018004369A1 (ru) 2016-07-01 2016-07-01 Способ и система для обнаружения в скважине объектов, отражающих гидравлический сигнал

Country Status (7)

Country Link
US (1) US11035223B2 (ru)
EP (1) EP3480628A4 (ru)
CN (1) CN109564296B (ru)
CA (1) CA3029610A1 (ru)
RU (1) RU2709853C1 (ru)
SA (1) SA519400804B1 (ru)
WO (1) WO2018004369A1 (ru)

Cited By (12)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US10590758B2 (en) 2015-11-12 2020-03-17 Schlumberger Technology Corporation Noise reduction for tubewave measurements
WO2020122747A1 (en) * 2018-12-12 2020-06-18 Schlumberger Canada Limited Refrac efficiency monitoring
US20210032984A1 (en) * 2019-07-31 2021-02-04 Schlumberger Technology Corporation Method and system for monitoring a wellbore object using a reflected pressure signal
US20210032978A1 (en) * 2019-07-31 2021-02-04 Schlumberger Technology Corporation Method of determining depths of wellbore reflectors
WO2021040556A1 (en) * 2019-08-28 2021-03-04 Schlumberger Canada Limited Methods for determining a position of a droppable object in a wellbore
US11035223B2 (en) 2016-07-01 2021-06-15 Schulumberger Technology Corporation Method and system for detection of objects in a well reflecting hydraulic signal
US11091994B2 (en) 2017-02-08 2021-08-17 Schlumberger Technology Corporation Method of refracturing in a horizontal well
WO2022025790A1 (en) * 2020-07-30 2022-02-03 Schlumberger Canada Limited Methods for determining a position of a droppable object in a wellbore
WO2022131951A1 (en) * 2020-12-16 2022-06-23 Schlumberger Canada Limited Methods for determining a position of a droppable object in a wellbore
US11415716B2 (en) 2017-11-01 2022-08-16 Colorado School Of Mines System and method of locating downhole objects in a wellbore
WO2023075627A1 (en) * 2021-10-27 2023-05-04 Schlumberger Canada Limited Methods for determining tube wave velocities
RU2805636C1 (ru) * 2022-12-15 2023-10-23 Шлюмберже Текнолоджи Б.В. Способ определения положения сбрасываемой цементировочной пробки в обсадной колонне

Families Citing this family (10)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US11761317B2 (en) * 2018-11-07 2023-09-19 Halliburton Energy Services, Inc. Decoupled long stroke pump
WO2020252310A1 (en) * 2019-06-13 2020-12-17 Seismos, Inc. Using pre-fracturing hydraulic conductivity measurements to avoid fracture treatment problems
WO2021016412A1 (en) * 2019-07-23 2021-01-28 Seismos, Inc. Detecting operational anomalies for continuous hydraulic fracturing monitoring
US11913314B2 (en) 2019-12-19 2024-02-27 Schlumberger Technology Corporation Method of predicting and preventing an event of fracture hit
CN111144362B (zh) * 2019-12-31 2023-07-25 上海数深智能科技有限公司 一种旋转设备振动故障特征库定期优化算法
CA3207997A1 (en) * 2021-02-10 2022-08-18 Herbert W. Swan Automated initial shut-in pressure estimation
CN114239656B (zh) * 2021-12-17 2023-04-07 中国石油大学(北京) 一种基于停泵压力信号的井下事件定位方法及装置
CN115370350A (zh) * 2022-08-11 2022-11-22 川南航天能源科技有限公司 一种电缆下入桥塞丢手监测装置、方法及存储介质
WO2024102027A1 (ru) * 2022-11-07 2024-05-16 Общество С Ограниченной Ответственностью "Смарт Алгоритмс" Способ определения зон развития трещин многостадийного гидроразрыва пласта
WO2024130049A1 (en) * 2022-12-15 2024-06-20 Schlumberger Technology Corporation Methods for determining a position of a droppable object in a wellbore

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4802144A (en) * 1986-03-20 1989-01-31 Applied Geomechanics, Inc. Hydraulic fracture analysis method
EP0390526A2 (en) * 1989-03-31 1990-10-03 Mobil Oil Corporation Method for identifying formation fractures surrounding a well casing
US5093811A (en) * 1989-04-04 1992-03-03 The British Petroleum Company P.L.C. Fracture investigation by resonance sweeping technique
US5170378A (en) * 1989-04-04 1992-12-08 The British Petroleum Company P.L.C. Hydraulic impedance test method
US7313481B2 (en) * 2005-05-25 2007-12-25 Geomechanics International, Inc. Methods and devices for analyzing and controlling the propagation of waves in a borehole generated by water hammer

Family Cites Families (106)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2751183A (en) 1952-10-23 1956-06-19 Exxon Research Engineering Co Multiple piston operated mud valve
US3254524A (en) 1963-01-16 1966-06-07 Calumet & Hecia Inc Variable controlled water hammer generator
US3376949A (en) 1966-12-08 1968-04-09 Texas Instruments Inc Water hammer marine seismic source
US3387225A (en) 1967-03-20 1968-06-04 Telonic Ind Inc Sweep generator having extended frequency bandwidth
US3679021A (en) 1970-03-25 1972-07-25 Eg & G Inc Acoustic pulse generating system
US3979724A (en) 1974-06-03 1976-09-07 Daniel Silverman Seismic method for determining the position of the bottom of a long pipe in a deep borehole
US4131178A (en) 1977-11-30 1978-12-26 Hydroacoustics, Inc. Seismic source for use under water
US4408676A (en) 1981-02-25 1983-10-11 Mccoy James N Gas gun assembly
NO850176L (no) 1984-01-17 1985-07-18 Seismograph Service England Automatisk tilbakestilling av seismisk vannlydkilde
US4637463A (en) 1984-08-02 1987-01-20 Mccoy James N Echo ranging gun
US4674067A (en) 1986-01-10 1987-06-16 Mobil Oil Corporation Method and apparatus for generating low frequency acoustic energy waves
US5206836A (en) 1986-03-20 1993-04-27 Gas Research Institute Method of determining position and dimensions of a subsurface structure intersecting a wellbore in the earth
US5031163A (en) 1986-03-20 1991-07-09 Gas Research Institute Method of determining position and dimensions of a subsurface structure intersecting a wellbore in the earth
US4823326A (en) 1986-07-21 1989-04-18 The Standard Oil Company Seismic data acquisition technique having superposed signals
US4793178A (en) 1987-04-13 1988-12-27 Xelo, Inc. Method and apparatus for generating data and analyzing the same to determine fluid depth in a well
US4858130A (en) * 1987-08-10 1989-08-15 The Board Of Trustees Of The Leland Stanford Junior University Estimation of hydraulic fracture geometry from pumping pressure measurements
US4934186A (en) 1987-09-29 1990-06-19 Mccoy James N Automatic echo meter
US4993001A (en) 1988-03-04 1991-02-12 Exxon Production Research Company Method and apparatus for converting tube waves to body waves for seismic exploration
US5081613A (en) 1988-09-27 1992-01-14 Applied Geomechanics Method of identification of well damage and downhole irregularities
US4932253A (en) 1989-05-02 1990-06-12 Mccoy James N Rod mounted load cell
JPH0419313A (ja) 1990-05-11 1992-01-23 Nissan Motor Co Ltd 自動車用排気系の消音装置
US5200894A (en) 1990-07-16 1993-04-06 James N. Mccoy Method for processing echo sounding data collected from boreholes in the earth
US5117399A (en) 1990-07-16 1992-05-26 James N. McCoy Data processing and display for echo sounding data
US5285388A (en) 1990-07-16 1994-02-08 James N. McCoy Detection of fluid reflection for echo sounding operation
US5406482A (en) 1991-12-17 1995-04-11 James N. McCoy Method and apparatus for measuring pumping rod position and other aspects of a pumping system by use of an accelerometer
US5353637A (en) 1992-06-09 1994-10-11 Plumb Richard A Methods and apparatus for borehole measurement of formation stress
US5361837A (en) 1992-11-25 1994-11-08 Exxon Production Research Company Method for preventing annular fluid flow using tube waves
US5464058A (en) 1993-01-25 1995-11-07 James N. McCoy Method of using a polished rod transducer
US5472049A (en) 1994-04-20 1995-12-05 Union Oil Company Of California Hydraulic fracturing of shallow wells
US6787758B2 (en) 2001-02-06 2004-09-07 Baker Hughes Incorporated Wellbores utilizing fiber optic-based sensors and operating devices
US6192316B1 (en) 1999-05-26 2001-02-20 Atlantic Richfield Company Fracture discrimination using borehole frequency response of stoneley waves
US6155378A (en) 1999-07-01 2000-12-05 Dana Corporation Method and apparatus for noise suppression in a fluid line
US6478107B1 (en) 2000-05-04 2002-11-12 Halliburton Energy Services, Inc. Axially extended downhole seismic source
US6724687B1 (en) 2000-10-26 2004-04-20 Halliburton Energy Services, Inc. Characterizing oil, gasor geothermal wells, including fractures thereof
US6401814B1 (en) 2000-11-09 2002-06-11 Halliburton Energy Services, Inc. Method of locating a cementing plug in a subterranean wall
US6883610B2 (en) 2000-12-20 2005-04-26 Karol Depiak Straddle packer systems
GB0101806D0 (en) 2001-01-24 2001-03-07 Geolink Uk Ltd A pressure pulse generator
US6795373B1 (en) 2003-02-14 2004-09-21 Baker Hughes Incorporated Permanent downhole resonant source
GB2387226C (en) 2002-04-06 2008-05-12 Westerngeco Ltd A method of seismic surveying
GB2392762A (en) 2002-09-06 2004-03-10 Schlumberger Holdings Mud pump noise attenuation in a borehole telemetry system
US7100688B2 (en) 2002-09-20 2006-09-05 Halliburton Energy Services, Inc. Fracture monitoring using pressure-frequency analysis
US6935424B2 (en) * 2002-09-30 2005-08-30 Halliburton Energy Services, Inc. Mitigating risk by using fracture mapping to alter formation fracturing process
US6970398B2 (en) 2003-02-07 2005-11-29 Schlumberger Technology Corporation Pressure pulse generator for downhole tool
US7397388B2 (en) 2003-03-26 2008-07-08 Schlumberger Technology Corporation Borehold telemetry system
EA008398B1 (ru) 2003-08-11 2007-04-27 Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани Способ непрерывного качания частоты и разделения нескольких сейсмических вибраторов
US20080270033A1 (en) 2003-08-19 2008-10-30 Apex Spectral Technology, Inc. Methods of hydrocarbon detection using spectral energy analysis
GB2405725B (en) 2003-09-05 2006-11-01 Schlumberger Holdings Borehole telemetry system
US6978211B2 (en) 2003-12-08 2005-12-20 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and systems for using wavelet analysis in subterranean applications
RU2327154C2 (ru) 2004-04-23 2008-06-20 Шлюмберже Текнолоджи Б.В Способ и система для мониторинга заполненных жидкостью областей в среде на основе граничных волн, распространяющихся по их поверхностям
US7617873B2 (en) 2004-05-28 2009-11-17 Schlumberger Technology Corporation System and methods using fiber optics in coiled tubing
US7180826B2 (en) 2004-10-01 2007-02-20 Teledrill Inc. Measurement while drilling bi-directional pulser operating in a near laminar annular flow channel
AU2005313925A1 (en) 2004-12-09 2006-06-15 David R. Smith Method and apparatus to deliver energy in a well system
US7322417B2 (en) 2004-12-14 2008-01-29 Schlumberger Technology Corporation Technique and apparatus for completing multiple zones
US7552761B2 (en) 2005-05-23 2009-06-30 Schlumberger Technology Corporation Method and system for wellbore communication
GB2451773B (en) 2006-03-30 2011-04-06 Vetco Gray Scandinavia As System and method for remotely controlling down-hole operations
US7354256B1 (en) 2006-09-28 2008-04-08 Ec Tool And Supply Company Fluid end for duplex pumps
RU2344286C2 (ru) 2006-12-28 2009-01-20 Шлюмберже Текнолоджи Б.В. Способ и устройство акустического мониторинга свойств пены и аэрированных жидкостей в реальном времени
US20130167628A1 (en) 2007-02-15 2013-07-04 Hifi Engineering Inc. Method and apparatus for detecting an acoustic event along a channel
US9103203B2 (en) 2007-03-26 2015-08-11 Schlumberger Technology Corporation Wireless logging of fluid filled boreholes
US7874362B2 (en) 2007-03-26 2011-01-25 Schlumberger Technology Corporation Determination of downhole pressure while pumping
NO332404B1 (no) 2007-06-01 2012-09-10 Fmc Kongsberg Subsea As Fremgangsmate og innretning for redusering av et trykk i en forste kavitet i en undersjoisk anordning
US7909094B2 (en) 2007-07-06 2011-03-22 Halliburton Energy Services, Inc. Oscillating fluid flow in a wellbore
US8256738B2 (en) 2007-09-13 2012-09-04 John Leslie Johnson Double action directional fluid flow valve
US7946383B2 (en) 2007-11-15 2011-05-24 Ge-Hitachi Nuclear Energy Americas Llc Acoustic load mitigator
US7819188B2 (en) * 2007-12-21 2010-10-26 Schlumberger Technology Corporation Monitoring, controlling and enhancing processes while stimulating a fluid-filled borehole
BRPI0810900A2 (pt) 2007-12-21 2016-07-19 Prad Res & Dev Ltd sistema para medição de sinais acústicos em uma região anular, método para medição de sinais acústicos em uma região anular, sistema para medição de sinais acústicos em uma parede de furo perfurado, método para medição de sinais acústicos em uma parede de furo perfurado, sistema para medição de sinais acústicos no interior de uma ferramenta de interior de poço, e método para medição de energia acústica em propagação no interior de uma ferramenta de interior de poço.
US7961551B2 (en) * 2008-03-21 2011-06-14 Westerngeco L.L.C. Determining directional propagation attributes of a seismic event
US8797037B2 (en) 2008-04-11 2014-08-05 Baker Hughes Incorporated Apparatus and methods for providing information about one or more subterranean feature
RU2386023C1 (ru) 2008-12-05 2010-04-10 Шлюмберже Текнолоджи Б.В. Способ определения давления смыкания трещины гидроразрыва
GB0900348D0 (en) 2009-01-09 2009-02-11 Sensor Developments As Pressure management system for well casing annuli
US8887803B2 (en) 2012-04-09 2014-11-18 Halliburton Energy Services, Inc. Multi-interval wellbore treatment method
US9063252B2 (en) 2009-03-13 2015-06-23 Saudi Arabian Oil Company System, method, and nanorobot to explore subterranean geophysical formations
US8276670B2 (en) 2009-04-27 2012-10-02 Schlumberger Technology Corporation Downhole dissolvable plug
US9567819B2 (en) 2009-07-14 2017-02-14 Halliburton Energy Services, Inc. Acoustic generator and associated methods and well systems
US9841523B2 (en) 2010-01-29 2017-12-12 Schlumberger Technology Corporation Tube wave generation
CA2787682C (en) 2010-01-29 2018-03-13 Schlumberger Canada Limited Mechanical tube wave sources and methods of use for liquid filled boreholes
US10001573B2 (en) 2010-03-02 2018-06-19 Teledrill, Inc. Borehole flow modulator and inverted seismic source generating system
US10550836B2 (en) 2010-07-26 2020-02-04 Schlumberger Technology Corproation Frequency sweeping tubewave sources for liquid filled boreholes
EP2630519A2 (en) 2010-10-19 2013-08-28 Weatherford/Lamb, Inc. Monitoring using distributed acoustic sensing (das) technology
CN103229071B (zh) * 2010-11-16 2015-09-23 高通股份有限公司 用于基于超声反射信号的对象位置估计的系统和方法
CN102253414B (zh) 2011-06-20 2013-04-10 成都理工大学 基于地震纹分析的储层检测方法
US9010442B2 (en) 2011-08-29 2015-04-21 Halliburton Energy Services, Inc. Method of completing a multi-zone fracture stimulation treatment of a wellbore
US9261620B2 (en) 2011-11-09 2016-02-16 Micah Thomas Mangione Apparatus, method and system for mapping fracture features in hydraulically fractured strata using functional proppant properties
US8942330B2 (en) 2012-01-18 2015-01-27 Baker Hughes Incorporated Interference reduction method for downhole telemetry systems
US9726157B2 (en) 2012-05-09 2017-08-08 Halliburton Energy Services, Inc. Enhanced geothermal systems and methods
US20140056111A1 (en) 2012-08-21 2014-02-27 Cung Khac Vu Acoustic detector
US9557434B2 (en) 2012-12-19 2017-01-31 Exxonmobil Upstream Research Company Apparatus and method for detecting fracture geometry using acoustic telemetry
US9377552B2 (en) 2013-02-28 2016-06-28 Chevron U.S.A. Inc. System and method for detecting a fracture in a rock formation using an electromagnetic source
US9057232B2 (en) 2013-04-11 2015-06-16 Sanuwave, Inc. Apparatuses and methods for generating shock waves for use in the energy industry
US9359863B2 (en) 2013-04-23 2016-06-07 Halliburton Energy Services, Inc. Downhole plug apparatus
GB201312549D0 (en) 2013-07-12 2013-08-28 Fotech Solutions Ltd Monitoring of hydraulic fracturing operations
WO2015069982A2 (en) 2013-11-08 2015-05-14 Weatherford/Lamb, Inc. Internally degradable plugs for downhole use
US20150159477A1 (en) 2013-12-11 2015-06-11 Schlumberger Technology Corporation Method of treating a subterranean formation
US9598955B2 (en) 2013-12-23 2017-03-21 Halliburton Energy Services, Inc. Wellbore tubular length determination using pulse-echo measurements
PL3105409T3 (pl) 2014-04-16 2023-12-04 Halliburton Energy Services, Inc. Zatykanie kanału przepływowego w otworze wiertniczym
US10202828B2 (en) 2014-04-21 2019-02-12 Weatherford Technology Holdings, Llc Self-degradable hydraulic diversion systems and methods for making and using same
WO2016010553A1 (en) 2014-07-18 2016-01-21 Halliburton Energy Services, Inc. Determining locations of acoustic sources around a borehole
WO2016014476A1 (en) 2014-07-23 2016-01-28 Schlumberger Canada Limited Cepstrum analysis of oilfield pumping equipment health
US9828848B2 (en) * 2014-10-09 2017-11-28 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Wireless passive pressure sensor for downhole annulus monitoring
US10087733B2 (en) 2015-10-29 2018-10-02 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Fracture mapping using vertical seismic profiling wave data
US20170138182A1 (en) 2015-11-12 2017-05-18 Schlumberger Technology Corporation Moving system and method
US10047601B2 (en) 2015-11-12 2018-08-14 Schlumberger Technology Corporation Moving system
US20170138169A1 (en) 2015-11-12 2017-05-18 Schlumberger Technology Corporation Monitoring diversion degradation in a well
US10590758B2 (en) 2015-11-12 2020-03-17 Schlumberger Technology Corporation Noise reduction for tubewave measurements
CN109564296B (zh) 2016-07-01 2021-03-05 斯伦贝谢技术有限公司 用于检测反射液压信号的井中对象的方法和系统
US10851640B2 (en) * 2018-03-29 2020-12-01 Nabors Drilling Technologies Usa, Inc. Nonstop transition from rotary drilling to slide drilling

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4802144A (en) * 1986-03-20 1989-01-31 Applied Geomechanics, Inc. Hydraulic fracture analysis method
EP0390526A2 (en) * 1989-03-31 1990-10-03 Mobil Oil Corporation Method for identifying formation fractures surrounding a well casing
US5093811A (en) * 1989-04-04 1992-03-03 The British Petroleum Company P.L.C. Fracture investigation by resonance sweeping technique
US5170378A (en) * 1989-04-04 1992-12-08 The British Petroleum Company P.L.C. Hydraulic impedance test method
US7313481B2 (en) * 2005-05-25 2007-12-25 Geomechanics International, Inc. Methods and devices for analyzing and controlling the propagation of waves in a borehole generated by water hammer

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
See also references of EP3480628A4 *

Cited By (17)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US10590758B2 (en) 2015-11-12 2020-03-17 Schlumberger Technology Corporation Noise reduction for tubewave measurements
US11035223B2 (en) 2016-07-01 2021-06-15 Schulumberger Technology Corporation Method and system for detection of objects in a well reflecting hydraulic signal
US11091994B2 (en) 2017-02-08 2021-08-17 Schlumberger Technology Corporation Method of refracturing in a horizontal well
US11415716B2 (en) 2017-11-01 2022-08-16 Colorado School Of Mines System and method of locating downhole objects in a wellbore
CN113396270B (zh) * 2018-12-12 2023-08-22 斯伦贝谢技术有限公司 再压裂效率监测
CN113396270A (zh) * 2018-12-12 2021-09-14 斯伦贝谢技术有限公司 再压裂效率监测
WO2020122747A1 (en) * 2018-12-12 2020-06-18 Schlumberger Canada Limited Refrac efficiency monitoring
WO2021020985A1 (en) * 2019-07-31 2021-02-04 Schlumberger Canada Limited A method and system for monitoring a wellbore object using a reflected pressure signal
US20210032978A1 (en) * 2019-07-31 2021-02-04 Schlumberger Technology Corporation Method of determining depths of wellbore reflectors
US20210032984A1 (en) * 2019-07-31 2021-02-04 Schlumberger Technology Corporation Method and system for monitoring a wellbore object using a reflected pressure signal
WO2021020986A1 (en) * 2019-07-31 2021-02-04 Schlumberger Canada Limited A method of determining depths of wellbore reflectors
US12006815B2 (en) 2019-07-31 2024-06-11 Schlumberger Technology Corporation Method and system for monitoring a wellbore object using a reflected pressure signal
WO2021040556A1 (en) * 2019-08-28 2021-03-04 Schlumberger Canada Limited Methods for determining a position of a droppable object in a wellbore
WO2022025790A1 (en) * 2020-07-30 2022-02-03 Schlumberger Canada Limited Methods for determining a position of a droppable object in a wellbore
WO2022131951A1 (en) * 2020-12-16 2022-06-23 Schlumberger Canada Limited Methods for determining a position of a droppable object in a wellbore
WO2023075627A1 (en) * 2021-10-27 2023-05-04 Schlumberger Canada Limited Methods for determining tube wave velocities
RU2805636C1 (ru) * 2022-12-15 2023-10-23 Шлюмберже Текнолоджи Б.В. Способ определения положения сбрасываемой цементировочной пробки в обсадной колонне

Also Published As

Publication number Publication date
EP3480628A1 (en) 2019-05-08
CN109564296A (zh) 2019-04-02
CN109564296B (zh) 2021-03-05
CA3029610A1 (en) 2018-01-04
US20200308958A1 (en) 2020-10-01
SA519400804B1 (ar) 2022-05-22
RU2709853C1 (ru) 2019-12-23
US11035223B2 (en) 2021-06-15
EP3480628A4 (en) 2020-04-15

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2709853C1 (ru) Способ и система для обнаружения в скважине объектов, отражающих гидравлический сигнал
US20220282611A1 (en) Method for fracturing activity and intensity monitoring and pressure wave resonance analysis
US11608740B2 (en) Determining fracture properties using injection and step-rate analysis, dynamic injection test analysis, extracting pulse-type source signals from noisy data, and measuring friction parameters in a well
Parkhonyuk et al. Measurements while fracturing: nonintrusive method of hydraulic fracturing monitoring
US11762115B2 (en) Fracture wave depth, borehole bottom condition, and conductivity estimation method
US20210032978A1 (en) Method of determining depths of wellbore reflectors
CN113330184B (zh) 用于具有实时调节的多层水力压裂处理的方法
US20240151870A1 (en) Tube Wave Analysis of Well Communication
US20210032984A1 (en) Method and system for monitoring a wellbore object using a reflected pressure signal
EP2959104A1 (en) Ultrasonic signal time-frequency decomposition for borehole evaluation or pipeline inspection
WO2020068326A1 (en) Wavelet transform-based coherent noise reduction in distributed acoustic sensing
US20220186605A1 (en) Detecting operational anomalies for continuous hydraulic fracturing monitoring
US11061156B2 (en) Microseismic velocity models derived from historical model classification
NO20240301A1 (en) Random noise attenuation for seismic data
WO2020122747A1 (en) Refrac efficiency monitoring
Clark et al. Diagnostic Applications of Borehole Hydraulic Signal Processing
RU2796265C1 (ru) Способ определения зон развития трещин многостадийного гидроразрыва пласта
RU2819060C1 (ru) Способ добычи нефти и газа, использующий определение зон развития трещин многостадийного гидроразрыва пласта
CN118339359A (zh) 利用多级液压压裂法识别裂缝发育区的油气生产方法
EA040992B1 (ru) Мониторинг эффективности повторного гидроразрыва пласта с применением технологии вязкой пачки и высокочастотного мониторинга давления

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: 16907465

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1

ENP Entry into the national phase

Ref document number: 3029610

Country of ref document: CA

NENP Non-entry into the national phase

Ref country code: DE

ENP Entry into the national phase

Ref document number: 2016907465

Country of ref document: EP

Effective date: 20190201