RU2693087C2 - Мониторинг скважины - Google Patents
Мониторинг скважины Download PDFInfo
- Publication number
- RU2693087C2 RU2693087C2 RU2015151868A RU2015151868A RU2693087C2 RU 2693087 C2 RU2693087 C2 RU 2693087C2 RU 2015151868 A RU2015151868 A RU 2015151868A RU 2015151868 A RU2015151868 A RU 2015151868A RU 2693087 C2 RU2693087 C2 RU 2693087C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- acoustic
- well
- fiber
- data
- events
- Prior art date
Links
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 title claims abstract description 36
- 239000000835 fiber Substances 0.000 claims abstract description 78
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 57
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims abstract description 32
- 230000004044 response Effects 0.000 claims abstract description 17
- 238000001514 detection method Methods 0.000 claims abstract description 16
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims abstract description 16
- 239000013307 optical fiber Substances 0.000 claims abstract description 11
- 238000005070 sampling Methods 0.000 claims abstract description 11
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 14
- 230000008569 process Effects 0.000 claims description 12
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 10
- 230000008859 change Effects 0.000 claims description 5
- 238000012935 Averaging Methods 0.000 claims description 2
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 claims description 2
- 230000010355 oscillation Effects 0.000 claims 2
- 230000004941 influx Effects 0.000 claims 1
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 claims 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 10
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 13
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 12
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 12
- 230000005855 radiation Effects 0.000 description 9
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 8
- 230000001052 transient effect Effects 0.000 description 8
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 7
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 5
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 description 5
- 238000004422 calculation algorithm Methods 0.000 description 4
- 230000000875 corresponding effect Effects 0.000 description 4
- 239000000463 material Substances 0.000 description 4
- 230000003595 spectral effect Effects 0.000 description 4
- 238000013461 design Methods 0.000 description 3
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 3
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 3
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 3
- 239000011800 void material Substances 0.000 description 3
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 2
- 238000004590 computer program Methods 0.000 description 2
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 2
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 2
- 238000002386 leaching Methods 0.000 description 2
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 2
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 2
- 238000011112 process operation Methods 0.000 description 2
- 238000004080 punching Methods 0.000 description 2
- 241000169624 Casearia sylvestris Species 0.000 description 1
- 208000025865 Ulcer Diseases 0.000 description 1
- 230000003044 adaptive effect Effects 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 1
- 230000002596 correlated effect Effects 0.000 description 1
- 238000007405 data analysis Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 230000001747 exhibiting effect Effects 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 238000003672 processing method Methods 0.000 description 1
- 230000001902 propagating effect Effects 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 238000011002 quantification Methods 0.000 description 1
- 230000035945 sensitivity Effects 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 239000011343 solid material Substances 0.000 description 1
- 230000001960 triggered effect Effects 0.000 description 1
- 230000036269 ulceration Effects 0.000 description 1
- 238000001429 visible spectrum Methods 0.000 description 1
- 238000012800 visualization Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/12—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling
- E21B47/14—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling using acoustic waves
- E21B47/16—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling using acoustic waves through the drill string or casing, e.g. by torsional acoustic waves
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
- E21B43/267—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures reinforcing fractures by propping
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/11—Perforators; Permeators
- E21B43/116—Gun or shaped-charge perforators
- E21B43/1185—Ignition systems
- E21B43/11857—Ignition systems firing indication systems
-
- 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
- E21B47/09—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
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/10—Locating fluid leaks, intrusions or movements
- E21B47/107—Locating fluid leaks, intrusions or movements using acoustic means
-
- 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
- E21B47/12—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling
- E21B47/13—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling by electromagnetic energy, e.g. radio frequency
- E21B47/135—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling by electromagnetic energy, e.g. radio frequency using light waves, e.g. infrared or ultraviolet waves
-
- 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
- E21B47/12—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling
- E21B47/14—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling using acoustic waves
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N29/00—Investigating or analysing materials by the use of ultrasonic, sonic or infrasonic waves; Visualisation of the interior of objects by transmitting ultrasonic or sonic waves through the object
- G01N29/02—Analysing fluids
- G01N29/036—Analysing fluids by measuring frequency or resonance of acoustic waves
-
- 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
- G01V1/50—Analysing data
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V8/00—Prospecting or detecting by optical means
- G01V8/02—Prospecting
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V8/00—Prospecting or detecting by optical means
- G01V8/10—Detecting, e.g. by using light barriers
- G01V8/12—Detecting, e.g. by using light barriers using one transmitter and one receiver
- G01V8/16—Detecting, e.g. by using light barriers using one transmitter and one receiver using optical fibres
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01H—MEASUREMENT OF MECHANICAL VIBRATIONS OR ULTRASONIC, SONIC OR INFRASONIC WAVES
- G01H9/00—Measuring mechanical vibrations or ultrasonic, sonic or infrasonic waves by using radiation-sensitive means, e.g. optical means
- G01H9/004—Measuring mechanical vibrations or ultrasonic, sonic or infrasonic waves by using radiation-sensitive means, e.g. optical means using fibre optic sensors
-
- 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
- G01V2210/14—Signal detection
- G01V2210/142—Receiver location
- G01V2210/1429—Subsurface, e.g. in borehole or below weathering layer or mud line
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V2210/00—Details of seismic processing or analysis
- G01V2210/60—Analysis
- G01V2210/64—Geostructures, e.g. in 3D data cubes
- G01V2210/646—Fractures
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Acoustics & Sound (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Electromagnetism (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- Biochemistry (AREA)
- General Health & Medical Sciences (AREA)
- Immunology (AREA)
- Pathology (AREA)
- Investigating Or Analyzing Materials By The Use Of Ultrasonic Waves (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Measurement Of Mechanical Vibrations Or Ultrasonic Waves (AREA)
- Length Measuring Devices By Optical Means (AREA)
- Selective Calling Equipment (AREA)
- Crystals, And After-Treatments Of Crystals (AREA)
- Investigating Or Analysing Materials By Optical Means (AREA)
- Testing Or Calibration Of Command Recording Devices (AREA)
- Examining Or Testing Airtightness (AREA)
Abstract
Изобретение относится нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для мониторинга процессов в скважине. Техническим результатом является повышение эффективности получения информации из скважины. В частности, предложен способ скважинного мониторинга, содержащий: опрашивание немодифицированного оптического волокна, расположенного по траектории ствола скважины для получения распределенных акустических измерений; одновременно взятие выборки данных, собираемых из множества смежных участков волокна; и обработку данных для определения одного или нескольких параметров ствола скважины. Причем обработка данных включает в себя обнаружение отклика на акустическое воздействие, при этом акустическое воздействие возбуждает акустические колебания, по меньшей мере, на секции скважины и причем параметр является профилем состояния, по меньшей мере, секции скважины. 2 н. и 19 з.п. ф-лы, 5 ил.
Description
Настоящее изобретение относится к мониторингу эксплуатационных скважин, таких как нефтяные и газовые скважины. Такой мониторинг часто именуют скважинным мониторингом. В частности, настоящее изобретение относится к скважинному мониторингу с использованием распределенных акустических измерений.
Волоконно-оптические датчики становятся общепризнанным техническим средством в ряде случаев применения, например, в геофизике. Волоконно-оптические датчики можно изготавливать в различном исполнении, и общепринятым является устройство с катушкой волокна вокруг сердечника. В таком исполнении можно изготавливать точечные датчики, такие как геофоны или гидрофоны для обнаружения акустических и сейсмических данных в точке, и большие группы таких точечных датчиков можно мультиплексировать с использованием оптоволоконных соединительных кабелей для образования полностью волоконно-оптической системы. Пассивное мультиплексирование можно получать полностью оптически, и преимущество состоит в том, что не требуются электрические соединения, что является весьма предпочтительным в неблагоприятной окружающей среде, где электрооборудование может повреждаться.
Волоконно-оптические датчики находят применение при скважинном мониторинге, и известно расположение группы геофонов в скважине или вокруг нее для обнаружения сейсмических сигналов с целью получения лучшего понимания локальных геологических условий и процесса добычи. Проблемой такого подхода являются большие габариты геофонов, что делает их установку в скважине затруднительной. Кроме того геофоны, как правило, имеют ограниченный динамический диапазон.
В документе WO 2005/033465 описана система скажинного акустического мониторинга с использованием волокна, имеющего ряд периодических возмущений показателя преломления, например, брэгговских решеток. Акустические данные выводят из волокна по частям и используют для мониторинга условий в скважине.
Задачей настоящего изобретения является создание улучшенных систем и способов скважинного мониторинга.
Согласно первому аспекту изобретения создан способ скважинного мониторинга, содержащий опрашивание немодифицированного оптического волокна, расположенного по траектории ствола скважины для получения распределенных акустических измерений; одновременно, выборку данных, собираемых с множества смежных участков волокна; и обработку данных для определения одного или нескольких параметров ствола скважины.
Распределенные акустические измерения предлагают альтернативный волоконно-оптическим измерениям точечными датчиками способ, в соответствии с которым оптически опрашивают отдельный отрезок продольного волокна, обычно с помощью одного или нескольких входных импульсов, для выполнения, по существу, непрерывных измерений акустической/вибрационной активности по его длине. Оптические импульсы запускают в волокно, и рассеиваемое обратно изнутри волокна излучение обнаруживают и анализируют. Большей частью обнаруживают рэлеевское обратное рассеяние. Путем анализа рассеиваемого обратно изнутри волокна излучения, можно эффективно разделять волокно на множество дискретных измерительных участков, которые могут быть (а могут и не быть) смежными. В пределах каждого дискретного чувствительного участка механические вибрации волокна, например, от акустических источников, вызывают изменение количественного показателя рассеивающегося обратно с этого участка излучения. Данное изменение можно обнаруживать и анализировать, и использовать для определения количественного показателя интенсивности возмущения волокна на данном измерительном участке. Используемый в данном описании термин «распределенный акустический датчик» должен означать датчик, содержащий оптическое волокно, оптически опрашиваемое для установления множества дискретных акустических измерительных участков, распределенных продольно вдоль волокна, а под термином «акустический» следует понимать механическую вибрацию любого вида или продольную волну, в том числе сейсмические волны. Поэтому способ может содержать запуск серии оптических импульсов в указанное волокно и обнаружение рэлеевского излучения, рассеиваемого, обратно волокном, а также обработку рассеиваемого обратно рэлеевского излучения для установления множества дискретных продольных измерительных участков волокна. Отмечаем, что использование в данном документе термина «оптический» не означает ограничения видимым спектром, и оптическое излучение включает в себя инфракрасное излучение и ультрафиолетовое излучение.
Отдельный отрезок волокна обычно является одномодовым волокном и, предпочтительно, не имеет каких-либо зеркал, отражателей, решеток или (в отсутствие любого внешнего воздействия) изменения оптических свойств по длине. Этим создается преимущество возможного использования непрерывного отрезка немодифицированного стандартного волокна, по существу, требующего незначительно модификации или подготовки или не требующего их вовсе для использования. Пример подходящей системы распределенных акустических измерений описан в документе GB2442745, содержание которого включено в данный документ в виде ссылки. Такой датчик можно рассматривать, как полностью распределенный или внутренний датчик, поскольку в нем используется собственное рассеяние, присущее оптическому волокну, а функция измерения распределена по всему оптическому волокну.
Поскольку волокно не имеет разрывов, длину и расположение отрезков волокна, соответствующих каждому каналу, определяют опрашиванием волокна. Их можно выбирать в зависимости от физической структуры волокна и скважины, мониторинг которой им осуществляют, и также согласно типу требуемого мониторинга. В данном способе расстояние вдоль волокна, или глубину в случае, по существу, вертикальной скважины, и длину каждого отрезка волокна или разрешение канала, можно легко изменять настройками опрашивающего устройства, изменяя длительность или коэффициент заполнения входного импульса без изменений в волокне. Распределенные акустические измерения могут работать при длине продольного волокна 40 км или больше, например, с разрешением данных измерений на отрезках длиной 10 м. В типичном скважинном варианте применения длина волокна в несколько километров является обычной, т.e. волокно проходит по длине всего ствола скважины, и разрешение канала продольных измерительных участков волокна может иметь порядок 1 м или нескольких метров. Как упомянуто ниже, пространственное разрешение, т.e. длину индивидуальных измерительных участков волокна и распределение каналов можно изменять во время использования, например, в ответ на обнаруживаемые сигналы.
Оптическое волокно предпочтительно размещают в стволе скважины, подлежащей мониторингу. В одном устройстве оптическое волокно проходит вдоль внешней поверхности скважинной обсадной колонны, хотя волокно можно прокладывать в обсадной колонне в некоторых вариантах осуществления. В случае размещения на внешней поверхности обсадной колонны оптическое волокно можно прижимать к скважинной обсадной колонне при спуске последней в ствол скважины, и затем цементировать по месту в цементируемых секциях скважины.
Волокно может, при этом, следовать общей траектории ствола скважины и проходить, по меньшей мере, в ствол скважины на глубину зоны, подлежащей мониторингу, предпочтительно, по существу по всей длине ствола скважины. Волокно можно, поэтому, опрашивать для создания одного или, предпочтительно, множества, акустических измерительных участков, расположенных вдоль всего ствола скважины, участка или участков ствола. Места установки или места расположения измерительных участков, представляющие интерес, должны, в общем, быть известны по длине вдоль волокна и, значит, скважины. Вместе с тем, когда выполняют некоторые скважинные технологические операции, такие как перфорирование во время строительства скважины, способ может содержать мониторинг акустических возмущений в волокне, генерируемых технологической операцией, например, перфорированием, для определения участков волокна в таких представляющих интерес секциях в скважине. Например, участки волокна, демонстрирующие акустическое возмущение самой большой интенсивности во время перфорирования, должны, в общем, соответствовать месту отстрела зарядов перфоратора.
Способ настоящего изобретения можно использовать для определения, по меньшей мере, одного параметра ствола скважины. По меньшей мере, один параметр ствола скважины может представлять собой профиль состояния скважины. Профиль состояния скважины может представлять собой акустический профиль одной или нескольких секций скважины или всего отрезка длины скважины. Акустический профиль можно получить по измерениям акустических сигналов, определяемых датчиком распределенных акустических измерений в ответ на акустические воздействия. Акустические воздействия могут представлять собой воздействия, применяемые специально с целью определения акустического профиля. В некоторых случаях возможно дополнительное или альтернативное использование акустических воздействий, генерируемых по ходу строительства или эксплуатации скважины в нормальном режиме. В частности, этап перфорирования в строительстве скважины включает в себя отстрел одного или нескольких зарядов перфоратора. Отстрел создает интенсивные акустические воздействия, что можно использовать для получения акустического профиля скважины на стадии заканчивания.
Параметры ствола скважины можно получать в режиме реального времени. Режим реального времени, как термин, используемый в настоящем описании, означает отсутствие значительного запаздывания между обнаружением акустического сигнала волокном и генерированием параметра ствола скважины. Способ может включать в себя создание, в общем, точного представления акустических сигналов, в текущее время обнаруживаемых распределенным акустическим датчиком.
Кроме определения различных параметров ствола скважины, при использовании, акустические сигналы от одного или нескольких релевантных отрезков волокна можно проигрывать на подходящем аудио устройстве. Это должно давать персоналу, работающему на скважине, или придавать конкретному скважинному процессу, звуковую обратную связь, показывающую явление, фактически происходящее в скважине. Оператор, слушающий сигналы, получаемые по акустическому каналу волокна, может, таким образом, быть обеспечен в режиме реального времени передачей обратной звуковой связи акустического возмущения в скважине.
Должно быть ясно, что условия в глубине ствола скважины могут быть неблагоприятными. Поэтому, размещение конкретного датчика в стволе скважины, особенно во время строительства скважины, однозначно считается непрактичным. В способе настоящего изобретения используют волоконную оптику, которую можно размещать на внешней поверхности скважинной обсадной колонны для создания датчика в стволе скважины, работающего во время строительства скважины, а также во время последующей добычи нефти /газа.
Способ может содержать анализ уровней интенсивности акустических возмущений, обнаруживаемых в скважине.
Акустическую информацию с различных измерительных участков волокна можно отображать на подходящем дисплее. Существуют различные способы отображения интенсивности выбранных каналов. Например, дисплей может показывать для каждого канала текущую интенсивность, максимальную интенсивность и/или среднюю интенсивность акустических сигналов в заданном или выбранном временном периоде в конфигурации гистограммы. Дополнительно или альтернативно, индикация в режиме реального времени может содержать водопадный график, представляющий интенсивность с помощью цветовой или серой шкалы, и построение графика интенсивности для каждого канала относительно времени.
Способ может также обеспечивать выполнение частотного анализа по данным, и индикация в режиме реального времени может содержать индикацию частоты акустических сигналов, обнаруживаемых, по меньшей мере, одним продольным участком волокна в окрестности скважинного процесса. Индикация частоты может содержать график с конфигурацией гистограммы текущей, максимальной или средней частоты на канале и/или водопадный график с частотой, представленной цветной или серой шкалой, такой как описано выше. В случае, если способ включает в себя разделение данных от продольных измерительных участков волокна в одной или нескольких спектральных полосах, индикация может дополнительно или альтернативно содержать индикацию интенсивности в конкретной полосе частот. Другими словами, данные можно фильтровать для включения в состав только акустических возмущений в частотном диапазоне конкретной полосы. Анализ данных по спектральной полосе может давать более четкую индикацию акустических отличий между различными каналами в некоторых ситуациях.
С представлением интенсивности и/или частоты выбранных каналов оператор может получать возможность определять, имеется ли значительная активность в любом конкретном канале.
Создание звуковой индикации данных от датчика распределенных акустических измерений и/или создание индикации интенсивности и/или частоты данных обеспечивает передачу полезных данных обратной связи, которые можно быстро генерировать без чрезмерных затрат на обработку.
Способ может также содержать обнаружение переходных процессов, особенно, переходных процессов относительно высокой частоты в акустическом сигнале.
Способ может также содержать использование данных, по меньшей мере, от одного другого датчика в другом месте. По меньшей мере, один дополнительный датчик может представлять собой другой волоконно-оптический датчик распределенных акустических измерений, например, датчик распределенных акустических измерений, установленный в существующей скважине в окружающей области и/или датчик распределенных акустических измерений в стволе параметрической скважины, пробуренной по соседству и/или датчик распределенных акустических измерений, размещенный на поверхности или вблизи поверхности общей области, такой как датчик, зарытый в траншее. Объединение данных от многих различных датчиков, установленных в разных местах, может обеспечивать определение точки возникновения или, по меньшей мере, общей области возникновения акустических возмущений.
В дополнительном аспекте изобретения создана система скважинного мониторинга, волоконно-оптическое опрашивающее устройство, выполненное с возможностью создания распределенных акустических измерений на немодифицированном волокне, проложенном вдоль траектории ствола скважины; устройство взятия выборки, выполненное с возможностью взятия выборки вывода данных множества каналов из опрашивающего устройства одновременно для получения акустических данных от множества смежных участков волокна в каждый из множества отрезков времени; и анализатор данных, выполненный с возможностью обработки данных выборки для обнаружения скважинных событий и вывода параметров, соответствующих обнаруживаемым событиям.
Изобретением также предусмотрен процессор, компьютерная программа и/или компьютерный программный продукт для осуществления любого из способов, описанных в данном документе и/или для осуществления любых признаков устройств, описанных в данном документе и машиночитаемый носитель, хранящий программу для осуществления любого из способов, описанных в данном документе и/или для осуществления любых признаков устройств, описанных в данном документе.
Изобретение распространяется на способы, устройство и/или варианты использования, по существу, описанные в данном документе со ссылками на прилагаемые чертежи.
Любой признак в одном аспекте изобретения может быть применен в других аспектах изобретения в любой приемлемой комбинации. Конкретно, аспекты способов можно применять к аспектам устройства и наоборот.
Кроме того, признаки, реализованные в аппаратном обеспечении, можно, в общем, реализовать в программном обеспечении и наоборот.
Любые ссылки на программное обеспечение и аппаратное обеспечение в данном документе следует толковать соответственно.
Ниже описаны предпочтительные признаки настоящего изобретения, только в качестве примера со ссылками на прилагаемые чертежи, на которых показано следующее.
На Фиг. 1 показано устройство для мониторинга скважины с использованием распределенных акустических измерений.
На Фиг. 2 показан вывод данных системы Фиг. 1.
На Фиг. 3 показана схема представления связанного с перфорированием события при мониторинге по варианту осуществления настоящего изобретения.
На Фиг. 4 показаны этапы сейсмического обнаружения и параметризации для мониторинга образования трещины.
На Фиг. 5 показаны результаты улучшенного мониторинга притока с использованием статистики вариантности.
Волоконно-оптический кабель 102 проложен вдоль траектории ствола скважины, в представленном примере, газовой скважины, сухопутной или морской. Скважина выполнена, по меньшей мере, частично с металлической эксплуатационной обсадной колонной 104, установленной в ствол 106 скважины, в настоящем примере с заполнением пространства между внешней стенкой обсадной колонны и стволом цементом 108. Эксплуатационная обсадная колонна может быть выполнена из многочисленных секций, соединенных вместе, и в некоторых случаях секции должны иметь отличающиеся диаметры. При этом, диаметр обсадной колонны может постепенно уменьшаться к забою скважины. Как можно видеть на Фиг. 1, в данном примере волокно проходит через цементное заполнение и фактически прижато к внешней поверхности металлической обсадной колонны. Обнаружено, что оптическое волокно, связанное в данном случае при проходе через цементное заполнение, демонстрирует акустический отклик на некоторые события, отличающийся от отклика несвязанного волокна. Связанное оптическое волокно может давать лучший отклик, чем несвязанное, и, таким образом, в некоторых вариантах осуществления связывание волокна в цементе является предпочтительным. Разницу отклика связанного и несвязанного волокна можно также использовать в качестве индикатора повреждения цемента, что может являться полезным, и описано ниже.
Волокно выходит из оборудования устья скважины и соединяется с блоком 112 опрашивающего устройства/процессора. Блок опрашивающего устройства инжектирует свет в волокно и воспринимает рассеиваемое обратно излучение из волокна по его длине. Конкретная форма введенного света и способность взятия выборки/обработки блока обеспечивает одновременный вывод данных многочисленных каналов передачи данных, каждого канала, соответствующего акустическим данным, воспринимаемым на конкретном отрезке волокна на конкретном расстоянии по волокну. Хотя блок опрашивающего устройства/процессора показан здесь, как один блок, в аппаратном обеспечении может быть выделен, например, блок опрашивающего устройства, передающий необработанные выходные данные на ПК или портативный компьютер, обеспечивающий возможность обработки данных.
Пример возможной конфигурации вывода данных с устройства Фиг. 1 показан на Фиг. 2. Здесь на верхнем графике 202, показан номер канала (и, следовательно, глубина для, по существу, вертикальных скважин) по оси y, где ноль представляет канал, самый близкий к поверхности. Показано 400 каналов. Время отображено на оси х, как номер кадра, для создания «водопадного» графика, непрерывно обновляющегося с получением новых данных. Обнаруживаемая интенсивность энергии показана цветом или серой шкалой на верхнем графике 202 с использованием шкалы, показанной справа, для создания двухмерной визуализации распределения акустической энергии по всей длине измерений волокна на каждом из ряда моментов времени. Центральный график 204 показывает те же данные после прохождения обнаружения переходных процессов, описанного более подробно ниже, и нижний график 206 показывает частоту обнаруживаемых переходных процессов согласно шкале справа от графика. Устройство является таким, что данные получают из всех каналов в каждом периоде взятия выборки. В центральном графике 204 и нижнем графике 206 глубина от 0 до 4000 м показана по оси y, а время от 0 до 10000 с по оси х.
Предложено использование системы, описанной выше, для мониторинга различных событий в скважине, включающих в себя перфорирование, установку заглушки и/или пакера, гидроразрыв пласта, вымывание проппанта и прохождение потока текучей среды. Кроме того, система может создавать общий мониторинг условий и в некоторых устройствах может также обеспечивать связь с датчиками в скважине.
По обычной технологии добычи, после того, как скважина пробурена и установлена обсадная колонна (и одно или более волокон установлены вдоль траектории ствола скважины), скважину перфорируют для обеспечения притока в нее добываемого газа или текучей среды, такой как нефть или вода. Для перфорирования обычно используют кумулятивные заряды, спускаемые в скважину в «перфораторе» и отстреливаемые на необходимой глубине и с нужной ориентацией. Заряд пробивает обсадную колонну и разрушает примыкающую породу (и материал заполнения, такой как цемент, если он присутствует).
Затем, текучую среду, такую как вода, закачивают в скважину под высоким давлением. Данная текучая среда, при этом, нагнетается под давлением в перфорационные каналы и, по достижении достаточного давления обуславливает гидроразрыв породы по линиям напряжений с низкой прочностью для создания и увеличения проницаемых путей для входа газа или других текучих сред в скважину. Твердые частицы, такие как песок, обычно добавляют в текучую среду для размещения в образованных трещинах и для удержания их открытыми.
После создания группы трещин на одном уровне, может понадобиться создание другой группы трещин на другом уровне. При этом в скважине устанавливают заглушку для изоляции проперфорированной секции скважины. Перфорирование и гидроразрыв пласта затем повторяют на другом уровне.
Данный процесс повторяют до завершения образования всех необходимых трещин. Затем можно разбурить заглушки и спустить эксплуатационную колонну насосно-компрессорных труб в ствол скважины. Можно установить пакеры между эксплуатационной колонной насосно-компрессорных труб и обсадной колонной для закрытия зазора между ними. Фильтры и/или гравийные фильтры можно установить в местах перфорации там, где прогнозируют приток, для фильтрования нефти/газа.
После заканчивания начинается эксплуатация скважины, в процессе которой добываемый продукт входит в обсадную колонну из примыкающих пластов породы и транспортируется на поверхность.
Мониторинг перфорирования
В одном варианте настоящего изобретения датчик распределенных акустических измерений используют для мониторинга связанного с перфорированием события. Мониторинг связанного с перфорированием события, может служить, по меньшей мере, двум отдельным целям. Прежде всего, можно определять местоположение перфорации. Контроль точного направления перфорации в стволе скважины может являться затруднительным, и поэтому обнаружение местоположения перфорации может помогать контролю и планированию выполнения дополнительного перфорирования. Возможность обнаружения связанных с перфорированием событий описана ниже. Также, акустическую сигнатуру связанного с перфорированием события можно сравнивать с некоторыми прогнозируемыми характеристиками для выяснения, удовлетворительно ли проведено перфорирование.
В дополнение к мониторингу самой перфорации, связанное с перфорированием событие является относительно высокоэнергетическим событием, возбуждающим акустические колебания на значительной части ствола скважин, т.e. в обсадной колонне, цементировании, любых установленных заглушках и т.д. Акустический отклик на связанное с перфорированием событие обеспечивает составление и оценку акустического профиля ствола скважины.
Выборку акустических данных производят в диапазоне между 0,2 Гц и 20 КГц по длине пробуренного ствола во время связанного с перфорированием события. Мониторинг присутствующей в каждом канале энергии осуществляют либо с помощью полосового фильтра и последующего расчета среднеквадратичной энергии, или выполняя быстрое преобразование Фурье и суммирование мощности между высокочастотным и низкочастотным диапазоном (обычно это 512 точечное быстрое преобразование Фурье с 50% перекрыванием, отфильтрованное между 300 и 5КГц, если такое практически возможно с учетом использованной частоты взятия выборки). Можно получить двухмерный массив данных обнаруживаемой энергии по времени и глубине (или положению).
Дополнительная обработка массива данных с помощью идентификации пиков выявляет, что импульсный сигнал перфорирования проходит вверх и вниз по скважинной обсадной колонне, а также в горную породу. При этом, можно построить график описанной выше энергии, и можно идентифицировать трассу, отслеживая прохождение импульса, показанное на Фиг. 3.
Можно измерить градиент идентифицируемой трассы, поскольку он является скоростью прохода сигнала энергии через скважинную обсадную колонну. Это дает количественный показатель скорости передачи в среде. Это можно использовать для указания отличающихся областей скважинной обсадной колонны по изменяющимся в них скоростям передачи. Это может указывать на проблемы крепления обсадной колонны, или проблемы в конструкции самой обсадной колонны.
Автоматизированный алгоритм прослеживания можно использовать для вычисления скорости изменений энергии на данной трассе и определения участков, где скорость изменяется.
В одном варианте осуществления алгоритм может работать при допущении, что событие, представляющее интерес, является гораздо значительнее событий нормального состояния скважины, так что пик энергии, идентифицированный, как событие, связанное с перфорированием, можно надежно идентифицировать. Затем пик может быть соотнесен с последовательными временными интервалами с возможностью расчета средней скорости за 1, 2, 3, ... 10 с. С дополнительными усовершенствованиями можно трассировать многочисленные пики одновременно (полезно для распознавания основного импульса в случае многократных отражений).
Дополнительное рассмотрение Фиг. 3 показывает явные точки отражения энергии. Данные точки возникают на соединениях в обсадной колонне и могут давать инженеру информацию, касающуюся качества соединений по длине обсадной колонны. В любом месте, где имеется значительное рассогласование в материале, может возникать частичное отражение, и чем больше рассогласование, тем больше коэффициент отражения. Другие повреждения материала, такие как трещины или изъязвление могут значительно влиять на прохождение энергии вдоль обсадной колонны и волокна, и могут быть идентифицированы с использованием данного способа.
Например, можно оценивать состояние цемента, окружающего обсадную колонну. Акустическая характеристика цемента может отличаться в областях, где в цементе имеются значительные пустоты, либо получившиеся при цементировании или в результате предыдущего связанного с перфорированием или связанного с гидроразрывом события. Пустоты в цементе могут вызывать проблемы, поскольку при проведении последующего перфорирования в области пустоты при закачке проппанта в ствол скважины проппант может попадать не в перфорационные каналы в породе, а в пустоту, приводя к потере значительных количеств проппанта и останавливая строительство скважины на время устранения проблемы.
Как упомянуто выше, отклик несвязанного волокна отличается от отклика связанного волокна и, следовательно, если волокно само проходит через пустоту в цементе, и, таким образом, является несвязанным в данной области, акустический отклик здесь должен значительно отличаться. Таким образом, настоящее изобретение может включать в себя обнаружение пустот в цементе, окружающем обсадную колонну.
Данным способом можно также оценивать установку и состояние заглушек. Если заглушка размещена неправильно или установлена не полностью или ослаблена, она может отказать во время следующего этапа гидроразрыва пласта.
Должно быть понятно, что с использованием данного способа можно построить профиль состояния скважины, предоставляющий данные по обсадной колонне, цементированию и заглушкам, если последние имеются. Можно периодически осуществлять мониторинг профиля состояния для информирования операторов на различных стадиях во время эксплуатации скважины. Профиль состояния скважины не обязательно должен ограничиваться периодами времени, относящимися к связанному с перфорированием событию, и можно создавать надлежащие альтернативные акустические воздействия в нужные моменты времени.
Мониторинг проппанта
После выполнения перфорирования в скважину подают проппант, обуславливая гидроразрыв пласта. Как упомянуто, вместе с тем, в некоторых случаях проппант может не проходить в породу, и может возникать вымывание проппанта. Подача проппанта в нормальных рабочих условиях должна, в общем, проходить с некоторой скоростью и некоторой характеристикой. Если проппант находит другой путь или прекращает правильное проведение гидроразрыва, гидродинамические условия в скважине могут изменяться. Можно, поэтому, осуществлять мониторинг акустического отклика во время подачи проппанта для обнаружения любых значительных изменeний.
Мониторинг образования трещин
Сейсмические события и связанные с образованием трещин события, представляющие интерес, в силу своей природы имеют свойства, заметно отличающие их от непрерывного шума потока, обусловленного нагнетанием под высоким давлением воды и песка в процессе гидроразрыва. В общем, такие события отличаются кратковременностью и импульсивностью и в дальнейшем именуются событиями переходных процессов. Методика, рассматривающая кратковременные изменения в отрыве от средних переменных величин (детектор переходных процессов), должна выделять такие события из фонового и длиннопериодического шума. Общий способ обработки показан на Фиг. 4.
С помощью обработки принятых акустических данных для освещения событий переходных процессов данным способом, можно обнаруживать и наблюдать событие образования трещины, и можно определять следующие параметры:
- Глубину, на которой происходит образование трещины, можно определить согласно каналу, на котором обнаруживают связанное с образованием трещин событие.
- Скорость возникновения трещин или плотность расположения трещин гидроразрыва можно определить согласно количеству и/или интенсивности обнаруживаемого образования трещин за определенный временной период или в интервале глубин.
- Количественный показатель величины трещины можно определить согласно измеренной протяжености трещины, а также ширины трещины, определяемой числом каналов, на которые влияет одно событие.
- Оценку дальности прохождения от скважины можно выполнять на основании частотных характеристик связанного с образованием трещины события. Для получения одиночного частотного параметра можно использовать среднюю частоту спектральной формы события. Другие частотные параметры, которые можно определять, включают в себя статистические величины второго порядка, такие как асимметрия и эксцесс.
Для идентификации переходных процессов среди других фоновых данных количественный показатель кратковременной изменчивости сравнивают с нормальной или средней изменчивостью для данного канала.
В настоящем примере этого достигают с помощью совокупности статистических величин, представляющих среднюю энергию и среднее абсолютное отклонение от среднего (среднее абсолютное отклонение: среднее абсолютной разности текущего значения и среднего значения).
Данные две статистические величины обновляют путем экспоненциального усреднения при каждом приеме новых данных для обновления с использованием члена затухания, N.
Средние данные = ((N-1)/N)*средние данные + (1/N)*новые данные
Среднее абсолютное отклонение = ((N-1)/N)*данные среднего абсолютного отклонения(1/N)*абсолютное значение (новые данные -средние данные)
Где данные сначала подвергают быстрому преобразованию Фурье и, при этом, вычисления выполняют в расчете на каждый канал и в каждом интервале частот.
Уровень переходного процесса затем определяют следующим образом:
абсолютное значение |новые данные - средние данные|/среднее абсолютное отклонение
Это дает значение, определяющее то, насколько изменчивость конкретного интервала частот выше его средней изменчивости. Таким образом, каналы высокой изменчивости являются саморегулирующимися, и учитываются только избыточные и необычные изменения. Изменяя значение N, алгоритм можно настраивать для обнаружения событий переходных процессов различной длины. Обычно используют множители 4, 6, 8, ... 128, но они зависят от требуемой продолжительности переходных процессов и скорости быстрого преобразования Фурье системы. При выполнении этого процесса в частотной области, получают высокий уровень управления на частотах, используемых для образования события переходного процесса, и данные спектрального состава переходного процесса рассчитывают и сохраняют для выделения признака.
Алгоритм адаптивно выбирает экспоненциальный множитель в зависимости от того, инициирован ли переходный процесс. При повторном вычислении средних и усредненных значений, если интервал частот превышает пороговое значение обнаружения, должно использоваться отличающееся значение N (в данном примере использовано 100N), означающее, что событие переходного процесса включено в состав общей статистики со значительно сниженной частотой в сравнении с нормальными событиями.
Можно также осуществлять мониторинг места связанных с образованием трещины событий для обеспечения картографирования раскрытия трещин или плотности расположения трещин гидроразрыва. При обычном эксплуатационном обустройстве на одном нефтяном или газовом месторождении может находиться несколько скважин. В идеале каждая скважина осуществляет добычу на отдельной части месторождения. Вместе с тем, возможно прохождение трещин, созданных из одной скважины в область трещин, созданных из другой скважины. В данном случае добыча новой скважины может не увеличивать общую добычу, поскольку добыча в новой скважине уменьшает добычу в старой скважине. Поэтому мониторинг мест образования трещин является необходимым. Использование системы распределенных акустических измерений дает возможность обнаружения и мониторинга местоположения связанных с образованием трещины событий в режиме реального времени, таким образом, обеспечивая контроль процесса гидроразрыва пласта.
Неожиданно было обнаружено, что системы распределенных акустических измерений можно использовать для раздельного обнаружения P- и S-волн. P-волны (волны давления или первичные волны) являются продольными волнами, распространяющимися через твердый материал. S-волны являются сдвиговыми волнами или вторичными волнами, то есть поперечными волнами. Патентная заявка одновременного рассмотрения PCT/GB2009/002055, содержание которой включено в данный документ в виде ссылки, описывает возможное использование системы распределенных акустических измерений для обнаружения P и S волн и их распознавания. Обнаружение S-волн связанного с образованием трещины события может обеспечивать надлежащее определение местоположения. Для определения местоположения связанного с образованием трещины события можно использовать многочисленные волокна и/или методики, учитывающие время вступления, описанные в публикации заявки одновременного рассмотрения GB0919904.3, содержание которой включено в данный документ в виде ссылки.
Дополнительно должно быть отмечено, что S-волна, являющаяся поперечной волной, должна иметь направление сдвига, соответствующее волне. Обнаружение различных компонентов S-волны должно обеспечивать определение ориентации трещины. Это является особенно полезным, поскольку образование трещин в горизонтальной плоскости не является предпочтительными, поскольку закачиваемый песок является, в общем, недостаточным для поддержания трещины открытой под действием веса вышележащей породы. Поэтому, предпочтительным является образование вертикальной трещины. Для обнаружения ориентации S-волны приходящая волна может быть разложена на составляющие в трех измерениях. Располагая одним или несколькими измерительными волокнами в трех измерениях, падающую волну можно разложить на составляющие. Использование волоконной оптики с предпочтительным откликом на сигнал в одном направлении может помогать разложению падающей акустической волны на составляющие, как описано в заявке одновременного рассмотрения GB0919902.7 (конструктивное исполнение кабеля), содержание которой включено в данный документ в виде ссылки.
Мониторинг притока
Мониторинг притока текучей среды, такой как нефть и газ в скважину из соседних пластов породы обычно требует гораздо большей чувствительности, чем в любой из упомянутых выше методик, поскольку ведется поиск характерного звука входа нефти или газа в трубу обсадной колонны, относительно тихого и слабого источника шума. Обнаружение и количественная оценка областей притока в скважину являются возможными с помощью анализа трехмерного массива данных обнаруживаемой активности по расстоянию/глубине за временной период, что можно показать с использованием «каскадной» энергетической карты в двухмерном формате.
Эффекты, представляющие интерес, являются очень слабыми и обычно проявляются, как вариации структуры шума, а не как легко различимые признаки превышающие шум, которые видны при обнаружении событий, связанных перфорированием. Надежность и точность обнаружения можно повышать, выделяя области характерных вариаций энергии. Для создания индикации притока исследована и использована статистика вариантности энергии каждого канала за короткие периоды времени, а не непосредственно энергия. Как можно видеть на Фиг. 5, данная методика более четко показывает область притока (указано стрелкой) и диагональные структуры (выделено пунктирной линией), обусловленные перемещением энергии или материала вверх по трубе.
Многочисленные способы мониторинга и параметризации описаны выше, и различные характеристики сигналов, имеющиеся и анализируемые (частотный состав, амплитуда, отношение сигнал - шум), устанавливают широкий диапазон требований к измерительному устройству. Благодаря большому динамическому диапазону и относительно высокой частоте взятия выборки мониторинга с использованием системы распределенных акустических измерений, вместе с тем, весь описанный выше мониторинг и обработку данных можно выполнять с использованием одной системы, схематично показанной на Фиг. 1.
Кроме того, и как упомянуто выше, конфигурацию каналов можно также регулировать, и можно использовать различные настройки каналов для различных операций мониторинга. Настройки каналов можно также адаптивно регулировать с реакцией на данные мониторинга, например, значительная плотность расположения трещин возникают на некоторой глубине, возможно необходим мониторинг на данной конкретной глубине с увеличенным разрешением в течение некоторого времени до возврата к исходной конфигурации канала.
Таким путем можно осуществлять комплексную программу мониторинга одной системой во всей последовательности операций в скважине от перфорирования до получения притока текучей среды. Систему можно выполнить с возможностью перехода от одного типа обнаружения к другому с реакцией на обнаруживаемые события, и с возможностью адаптивного изменения, как параметров измерения, так и обработки данных для такой работы мониторинга/обнаружения.
Кроме того систему распределенных акустических измерений можно использовать, как средство связи со скважинными датчиками. Документ US2009/0003133 описывает способ передачи данных от скважинных датчиков и т.п. с использованием самой обсадной колонны, как носителя акустических волн. Вместо этого, можно использовать акустическое волокно для приема кодированных акустических сигналов, что обеспечивает возможность надежной передачи сигналов малой мощности.
Должно быть понятно, что настоящее изобретение описано выше только в качестве примера, и возможна модификация деталей в объеме изобретения.
Каждый признак, раскрытый в описании и (где приемлемо) в формуле изобретения и показанный на чертежах, может быть создан независимо или в любой приемлемой комбинации.
Claims (29)
1. Способ скважинного мониторинга, содержащий:
опрашивание немодифицированного оптического волокна, расположенного по траектории ствола скважины для получения распределенных акустических измерений;
одновременно взятие выборки данных, собираемых из множества смежных участков волокна; и
обработку данных для определения одного или нескольких параметров ствола скважины,
причем обработка данных включает в себя обнаружение отклика на акустическое воздействие, причем акустическое воздействие возбуждает акустические колебания, по меньшей мере, на секции скважины и причем параметр является профилем состояния, по меньшей мере, секции скважины.
2. Способ по п. 1, в котором акустическое воздействие представляет собой событие, связанное с перфорированием, и этап определения профиля состояния скважины представляет собой скорость акустического импульса в обсадной колонне ствола скважины.
3. Способ по п. 1, в котором обработка данных включает в себя обнаружение по меньшей мере одного связанного с образованием трещины события и параметры включают в себя по меньшей мере одно из следующего: глубина трещины, скорость гидроразрыва пласта, дальность прохождения трещины и плотность расположения трещин гидроразрыва.
4. Способ по п. 1, в котором обработка данных включает в себя обнаружение потока текучей среды в скважине и параметры включают в себя расход и глубину потока.
5. Способ по любому предшествующему пункту, в котором обработка содержит обнаружение событий нескольких типов.
6. Способ по любому из пп. 1-4, в котором частота взятия выборки больше или равна 1 КГц.
7. Способ по любому из пп. 1-4, в котором частота взятия выборки больше или равна 5 КГц.
8. Способ по любому из пп. 1-4, в котором по меньшей мере на 100 каналах одновременно выполняют выборку.
9. Способ по любому из пп. 1-4, в котором по меньшей мере на 250 каналах одновременно выполняют выборку.
10. Способ по любому из пп. 1-4, в котором каналы соответствуют смежным участкам волокна длиной меньше или равной 10 м.
11. Способ по любому из пп. 1-4, в котором обработка данных содержит выполнение обнаружения переходных процессов.
12. Способ по п. 11, в котором обнаружение переходных процессов включает в себя выдерживание количественного показателя среднего абсолютного отклонения.
13. Способ по п. 12, в котором количественный показатель среднего абсолютного отклонения обновляется экспоненциальным усреднением с использованием члена затухания, N.
14. Способ по п. 13, в котором член N затухания адаптивно изменяют.
15. Способ по любому из пп. 1-4, в котором обработка данных содержит частотный анализ.
16. Способ по любому из пп. 1-4, в котором данные обрабатывают в режиме реального времени.
17. Способ по любому из пп. 1-4, дополнительно содержащий корректировку параметров опрашивания для изменения смежных участков волокна, с которых проводят выборку данных.
18. Способ по п. 17, в котором параметры опрашивания корректируют адаптивно с откликом на обнаруживаемые события.
19. Система скважинного мониторинга, содержащая:
волоконно-оптическое опрашивающее устройство, выполненное с возможностью создания распределенных акустических измерений на немодифицированном волокне, проложенном вдоль траектории ствола скважины;
устройство взятия выборки, выполненное с возможностью взятия выборки выходных данных множества каналов из опрашивающего устройства одновременно для получения акустических данных с множества смежных участков волокна в каждый из множества периодов времени; и
анализатор данных, выполненный с возможностью обработки данных выборки для обнаружения событий в скважине и выходных параметров, связанных с обнаруживаемыми событиями,
причем анализатор данных выполнен с возможностью обнаружения отклика на акустическое воздействие, причем акустическое воздействие возбуждает акустические колебания, по меньшей мере, на секции скважины и причем параметр является профилем состояния, по меньшей мере, секции скважины.
20. Система по п. 19, выполненная с возможностью обнаружения событий нескольких типов.
21. Система по п. 19 или 20, выполненная с возможностью обнаружения как связанных с образованием трещин событий, так и притока текучей среды.
Applications Claiming Priority (4)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
GB0909038A GB0909038D0 (en) | 2009-05-27 | 2009-05-27 | Well monitoring |
GB0909038.2 | 2009-05-27 | ||
GB0919915.9 | 2009-11-13 | ||
GB0919915A GB0919915D0 (en) | 2009-11-13 | 2009-11-13 | Well monitoring |
Related Parent Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2011153351/03A Division RU2011153351A (ru) | 2009-05-27 | 2010-05-27 | Мониторинг скважины |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2015151868A RU2015151868A (ru) | 2019-01-15 |
RU2015151868A3 RU2015151868A3 (ru) | 2019-04-17 |
RU2693087C2 true RU2693087C2 (ru) | 2019-07-01 |
Family
ID=43216857
Family Applications (6)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2011153423/03A RU2537419C2 (ru) | 2009-05-27 | 2010-05-27 | Мониторинг гидравлического разрыва пласта |
RU2015151868A RU2693087C2 (ru) | 2009-05-27 | 2010-05-27 | Мониторинг скважины |
RU2011153351/03A RU2011153351A (ru) | 2009-05-27 | 2010-05-27 | Мониторинг скважины |
RU2014128537A RU2648743C2 (ru) | 2009-05-27 | 2010-05-27 | Мониторинг гидравлического разрыва пласта |
RU2011153416/03A RU2568652C2 (ru) | 2009-05-27 | 2010-05-27 | Мониторинг скважины с помощью средства распределенного измерения |
RU2014128551A RU2014128551A (ru) | 2009-05-27 | 2014-07-11 | Мониторинг гидравлического разрыва пласта |
Family Applications Before (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2011153423/03A RU2537419C2 (ru) | 2009-05-27 | 2010-05-27 | Мониторинг гидравлического разрыва пласта |
Family Applications After (4)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2011153351/03A RU2011153351A (ru) | 2009-05-27 | 2010-05-27 | Мониторинг скважины |
RU2014128537A RU2648743C2 (ru) | 2009-05-27 | 2010-05-27 | Мониторинг гидравлического разрыва пласта |
RU2011153416/03A RU2568652C2 (ru) | 2009-05-27 | 2010-05-27 | Мониторинг скважины с помощью средства распределенного измерения |
RU2014128551A RU2014128551A (ru) | 2009-05-27 | 2014-07-11 | Мониторинг гидравлического разрыва пласта |
Country Status (12)
Country | Link |
---|---|
US (4) | US9617848B2 (ru) |
CN (5) | CN102597421B (ru) |
AU (3) | AU2010252797B2 (ru) |
BR (3) | BRPI1012029B1 (ru) |
CA (3) | CA2760662C (ru) |
GB (5) | GB2511657B (ru) |
MX (1) | MX2011011897A (ru) |
NO (3) | NO345867B1 (ru) |
PL (1) | PL228478B1 (ru) |
RU (6) | RU2537419C2 (ru) |
WO (3) | WO2010136764A2 (ru) |
ZA (1) | ZA201108666B (ru) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2788999C1 (ru) * | 2022-07-29 | 2023-01-26 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ выявления интервалов притока и поглощения флюидов в работающих нефтегазовых скважинах |
Families Citing this family (166)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
GB2478479B (en) | 2008-12-31 | 2013-06-19 | Shell Int Research | Method for monitoring deformation of well equipment |
WO2010090660A1 (en) | 2009-02-09 | 2010-08-12 | Shell Oil Company | Areal monitoring using distributed acoustic sensing |
GB2479101B (en) | 2009-02-09 | 2013-01-23 | Shell Int Research | Method of detecting fluid in-flows downhole |
CN102597421B (zh) * | 2009-05-27 | 2016-03-30 | 光学感应器控股有限公司 | 压裂监测 |
US9109944B2 (en) | 2009-12-23 | 2015-08-18 | Shell Oil Company | Method and system for enhancing the spatial resolution of a fiber optical distributed acoustic sensing assembly |
WO2011079098A2 (en) | 2009-12-23 | 2011-06-30 | Shell Oil Company | Detecting broadside and directional acoustic signals with a fiber optical distributed acoustic sensing (das) assembly |
US9140815B2 (en) | 2010-06-25 | 2015-09-22 | Shell Oil Company | Signal stacking in fiber optic distributed acoustic sensing |
US8930143B2 (en) | 2010-07-14 | 2015-01-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Resolution enhancement for subterranean well distributed optical measurements |
US8584519B2 (en) * | 2010-07-19 | 2013-11-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Communication through an enclosure of a line |
CA2809660C (en) | 2010-09-01 | 2016-11-15 | Schlumberger Canada Limited | Distributed fiber optic sensor system with improved linearity |
US20120092960A1 (en) * | 2010-10-19 | 2012-04-19 | Graham Gaston | Monitoring using distributed acoustic sensing (das) technology |
GB201020358D0 (en) | 2010-12-01 | 2011-01-12 | Qinetiq Ltd | Fracture characterisation |
WO2012087603A1 (en) | 2010-12-21 | 2012-06-28 | Shell Oil Company | System and method for making distributed measurements using fiber optic cable |
US9322702B2 (en) | 2010-12-21 | 2016-04-26 | Shell Oil Company | Detecting the direction of acoustic signals with a fiber optical distributed acoustic sensing (DAS) assembly |
CN103270244B (zh) * | 2010-12-21 | 2017-12-01 | 国际壳牌研究有限公司 | 测试应变和压力的***和方法 |
US8636063B2 (en) * | 2011-02-16 | 2014-01-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement slurry monitoring |
GB201103254D0 (en) * | 2011-02-25 | 2011-04-13 | Qinetiq Ltd | Distributed acoustic sensing |
WO2012122336A1 (en) | 2011-03-09 | 2012-09-13 | Shell Oil Company | Integrated fiber optic monitoring system for a wellsite and method of using same |
US10352145B2 (en) | 2011-03-11 | 2019-07-16 | Schlumberger Technology Corporation | Method of calibrating fracture geometry to microseismic events |
GB201104423D0 (en) * | 2011-03-16 | 2011-04-27 | Qinetiq Ltd | Subsurface monitoring using distributed accoustic sensors |
GB201107391D0 (en) * | 2011-05-04 | 2011-06-15 | Qinetiq Ltd | Integrity momitoring |
US9416598B2 (en) | 2011-05-18 | 2016-08-16 | Shell Oil Company | Method and system for protecting a conduit in an annular space around a well casing |
GB201109372D0 (en) * | 2011-06-06 | 2011-07-20 | Silixa Ltd | Method for locating an acoustic source |
AU2012271016B2 (en) * | 2011-06-13 | 2014-12-04 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Hydraulic fracture monitoring using active seismic sources with receivers in the treatment well |
CA2743611C (en) | 2011-06-15 | 2017-03-14 | Engineering Seismology Group Canada Inc. | Methods and systems for monitoring and modeling hydraulic fracturing of a reservoir field |
CA2839212C (en) | 2011-06-20 | 2019-09-10 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Fiber optic cable with increased directional sensitivity |
GB201112154D0 (en) * | 2011-07-15 | 2011-08-31 | Qinetiq Ltd | Seismic geophysical surveying |
GB201112161D0 (en) * | 2011-07-15 | 2011-08-31 | Qinetiq Ltd | Portal monitoring |
CN103733088B (zh) | 2011-08-09 | 2016-07-06 | 国际壳牌研究有限公司 | 用于测量地震振动器的地震参数的方法和设备 |
GB201114834D0 (en) | 2011-08-26 | 2011-10-12 | Qinetiq Ltd | Determining perforation orientation |
GB201116816D0 (en) * | 2011-09-29 | 2011-11-09 | Qintetiq Ltd | Flow monitoring |
US10422208B2 (en) | 2011-11-04 | 2019-09-24 | Schlumberger Technology Corporation | Stacked height growth fracture modeling |
RU2575947C2 (ru) | 2011-11-04 | 2016-02-27 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Моделирование взаимодействия трещин гидравлического разрыва в системах сложных трещин |
GB2510996B (en) | 2011-12-15 | 2019-09-25 | Shell Int Research | Detecting broadside acoustic signals with a fiber optical distributed acoustic sensing (das) assembly |
GB201203273D0 (en) * | 2012-02-24 | 2012-04-11 | Qinetiq Ltd | Monitoring transport network infrastructure |
GB201203854D0 (en) | 2012-03-05 | 2012-04-18 | Qinetiq Ltd | Monitoring flow conditions downwell |
GB2504918B (en) * | 2012-04-23 | 2015-11-18 | Tgt Oil And Gas Services Fze | Method and apparatus for spectral noise logging |
US9201157B2 (en) * | 2012-04-26 | 2015-12-01 | Farrokh Mohamadi | Monitoring of wells to detect the composition of matter in boreholes and propped fractures |
US10753197B2 (en) | 2012-05-07 | 2020-08-25 | Packers Plus Energy Services Inc. | Method and system for monitoring well operations |
US8893785B2 (en) * | 2012-06-12 | 2014-11-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Location of downhole lines |
US9062545B2 (en) | 2012-06-26 | 2015-06-23 | Lawrence Livermore National Security, Llc | High strain rate method of producing optimized fracture networks in reservoirs |
CA2878584C (en) | 2012-08-01 | 2020-09-08 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Cable comprising twisted sinusoid for use in distributed sensing |
WO2014058745A2 (en) * | 2012-10-09 | 2014-04-17 | Apache Corporation | System and method for monitoring fracture treatment using optical fiber sensors in monitor wellbores |
WO2014058335A1 (en) * | 2012-10-11 | 2014-04-17 | Siemens Aktiengesellschaft | Method and apparatus for evaluating the cementing quality of a borehole |
GB2546937B (en) * | 2012-11-02 | 2017-11-29 | Silixa Ltd | Combining seismic survey and DAS fluid flow data for improved results |
US9823373B2 (en) | 2012-11-08 | 2017-11-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Acoustic telemetry with distributed acoustic sensing system |
GB2508159B (en) * | 2012-11-21 | 2015-03-25 | Geco Technology Bv | Processing microseismic data |
US20140152659A1 (en) * | 2012-12-03 | 2014-06-05 | Preston H. Davidson | Geoscience data visualization and immersion experience |
US9388685B2 (en) * | 2012-12-22 | 2016-07-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole fluid tracking with distributed acoustic sensing |
US9200507B2 (en) | 2013-01-18 | 2015-12-01 | Baker Hughes Incorporated | Determining fracture length via resonance |
US20140202240A1 (en) * | 2013-01-24 | 2014-07-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Flow velocity and acoustic velocity measurement with distributed acoustic sensing |
US9121972B2 (en) * | 2013-01-26 | 2015-09-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | In-situ system calibration |
US9494025B2 (en) | 2013-03-01 | 2016-11-15 | Vincent Artus | Control fracturing in unconventional reservoirs |
CN104968890B (zh) * | 2013-03-08 | 2018-06-26 | 哈里伯顿能源服务公司 | 使用惰性气体优化地下井筒及流体的分析的***和方法 |
US10808521B2 (en) | 2013-05-31 | 2020-10-20 | Conocophillips Company | Hydraulic fracture analysis |
US10337320B2 (en) * | 2013-06-20 | 2019-07-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and systems for capturing data for physical states associated with perforating string |
GB201312549D0 (en) * | 2013-07-12 | 2013-08-28 | Fotech Solutions Ltd | Monitoring of hydraulic fracturing operations |
US9447679B2 (en) | 2013-07-19 | 2016-09-20 | Saudi Arabian Oil Company | Inflow control valve and device producing distinct acoustic signal |
US10087751B2 (en) | 2013-08-20 | 2018-10-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Subsurface fiber optic stimulation-flow meter |
US10036242B2 (en) | 2013-08-20 | 2018-07-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole acoustic density detection |
GB2518216B (en) * | 2013-09-13 | 2018-01-03 | Silixa Ltd | Non-isotropic fibre optic acoustic cable |
WO2015036735A1 (en) | 2013-09-13 | 2015-03-19 | Silixa Ltd. | Non-isotropic acoustic cable |
US9739142B2 (en) * | 2013-09-16 | 2017-08-22 | Baker Hughes Incorporated | Fiber optic vibration monitoring |
US10295690B2 (en) | 2013-09-18 | 2019-05-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Distributed seismic sensing for in-well monitoring |
US9874082B2 (en) * | 2013-12-17 | 2018-01-23 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole imaging systems and methods |
AU2013408391B2 (en) * | 2013-12-17 | 2017-06-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Distributed acoustic sensing for passive ranging |
GB2522061A (en) * | 2014-01-14 | 2015-07-15 | Optasense Holdings Ltd | Determining sensitivity profiles for DAS sensors |
CA2934771C (en) * | 2014-01-20 | 2018-07-24 | Halliburton Energy Services, Inc | Using downhole strain measurements to determine hydraulic fracture system geometry |
GB2539583B (en) * | 2014-03-18 | 2017-08-23 | Schlumberger Technology Bv | Flow monitoring using distributed strain measurement |
US10184332B2 (en) | 2014-03-24 | 2019-01-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well tools with vibratory telemetry to optical line therein |
AU2014391630B2 (en) * | 2014-04-24 | 2017-04-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fracture growth monitoring using EM sensing |
EP3149276A4 (en) * | 2014-05-27 | 2018-02-21 | Baker Hughes Incorporated | A method of calibration for downhole fiber optic distributed acoustic sensing |
US10175374B2 (en) * | 2014-06-04 | 2019-01-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fracture treatment analysis based on distributed acoustic sensing |
AU2014396153B2 (en) * | 2014-06-04 | 2017-09-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fracture treatment analysis based on seismic detection in horizontal and vertical wellbore sections |
WO2015187139A1 (en) * | 2014-06-04 | 2015-12-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Monitoring subterranean fluid movement using distributed acoustic sensing |
CA2947675C (en) * | 2014-06-04 | 2020-02-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Monitoring subterranean hydrocarbon saturation using distributed acoustic sensing |
WO2015187153A1 (en) * | 2014-06-04 | 2015-12-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fracture treatment analysis based on seismic reflection data |
US20170090063A1 (en) * | 2014-06-25 | 2017-03-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and Systems for Permanent Gravitational Field Sensor Arrays |
US10808522B2 (en) | 2014-07-10 | 2020-10-20 | Schlumberger Technology Corporation | Distributed fiber optic monitoring of vibration to generate a noise log to determine characteristics of fluid flow |
US9519819B2 (en) * | 2014-07-14 | 2016-12-13 | Fingerprint Cards Ab | Method and electronic device for noise mitigation |
EP3143249B1 (en) * | 2014-07-17 | 2023-03-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Noise removal for distributed acoustic sensing data |
WO2016018280A1 (en) * | 2014-07-30 | 2016-02-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Distributed sensing systems and methods with i/q data balancing based on ellipse fitting |
US10392916B2 (en) | 2014-08-22 | 2019-08-27 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | System and method for using pressure pulses for fracture stimulation performance enhancement and evaluation |
US20160076932A1 (en) * | 2014-09-11 | 2016-03-17 | Trican Well Service, Ltd. | Distributed acoustic sensing to optimize coil tubing milling performance |
WO2016039928A1 (en) * | 2014-09-12 | 2016-03-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Noise removal for distributed acoustic sensing data |
GB2533482B (en) * | 2014-12-15 | 2017-05-10 | Schlumberger Technology Bv | Borehole seismic sensing with optical fiber to determine location of features in a formation |
US9927286B2 (en) * | 2014-12-15 | 2018-03-27 | Schlumberger Technology Corporation | Seismic sensing with optical fiber |
US20170328179A1 (en) * | 2014-12-31 | 2017-11-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Hydraulic Fracturing Apparatus, Methods, and Systems |
GB201502025D0 (en) * | 2015-02-06 | 2015-03-25 | Optasence Holdings Ltd | Optical fibre sensing |
US12037892B2 (en) | 2015-05-29 | 2024-07-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and systems employing a controlled acoustic source and distributed acoustic sensors to identify acoustic impedance boundary anomalies along a conduit |
GB201513867D0 (en) | 2015-08-05 | 2015-09-16 | Silixa Ltd | Multi-phase flow-monitoring with an optical fiber distributed acoustic sensor |
GB2557745B (en) | 2015-08-19 | 2021-05-19 | Halliburton Energy Services Inc | Evaluating and imaging volumetric void space location for cement evaluation |
US10274624B2 (en) | 2015-09-24 | 2019-04-30 | Magseis Ff Llc | Determining node depth and water column transit velocity |
CA2995685C (en) | 2015-10-28 | 2020-03-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Degradable isolation devices with data recorders |
US10087733B2 (en) * | 2015-10-29 | 2018-10-02 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Fracture mapping using vertical seismic profiling wave data |
US20180031413A1 (en) * | 2015-11-18 | 2018-02-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fiber optic distributed acoustic sensor omnidirectional antenna for use in downhole and marine applications |
CA3007964C (en) * | 2015-12-14 | 2024-01-02 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Communication using distributed acoustic sensing systems |
US10359302B2 (en) | 2015-12-18 | 2019-07-23 | Schlumberger Technology Corporation | Non-linear interactions with backscattered light |
CN106917622B (zh) * | 2015-12-25 | 2020-09-08 | 中国石油天然气集团公司 | 一种煤层气井监测*** |
US10126454B2 (en) * | 2015-12-30 | 2018-11-13 | Schlumberger Technology Corporation | Method and system for fracture detection using acoustic waves |
US10890058B2 (en) | 2016-03-09 | 2021-01-12 | Conocophillips Company | Low-frequency DAS SNR improvement |
US10095828B2 (en) | 2016-03-09 | 2018-10-09 | Conocophillips Company | Production logs from distributed acoustic sensors |
US10458228B2 (en) | 2016-03-09 | 2019-10-29 | Conocophillips Company | Low frequency distributed acoustic sensing |
WO2017168191A1 (en) * | 2016-03-30 | 2017-10-05 | Schlumberger Technology Corporation | Adaptive signal decomposition |
BR112018070565A2 (pt) | 2016-04-07 | 2019-02-12 | Bp Exploration Operating Company Limited | detecção de eventos de fundo de poço usando características de domínio da frequência acústicas |
US11199084B2 (en) | 2016-04-07 | 2021-12-14 | Bp Exploration Operating Company Limited | Detecting downhole events using acoustic frequency domain features |
WO2017222524A1 (en) * | 2016-06-23 | 2017-12-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fracture mapping using piezoelectric materials |
GB201610996D0 (en) * | 2016-06-23 | 2016-08-10 | Optasense Holdings Ltd | Fibre optic sensing |
US20180031734A1 (en) * | 2016-08-01 | 2018-02-01 | Chevron U.S.A. Inc. | System and method of calibrating downhole fiber-optic well measurements |
GB2567382A (en) * | 2016-09-30 | 2019-04-10 | Halliburton Energy Services Inc | Determining characteristics of a fracture |
CA3040926C (en) * | 2016-10-17 | 2023-12-19 | Schlumberger Canada Limited | Improved stimulation using fiber-derived information and fracturing modeling |
US10698427B2 (en) | 2016-10-31 | 2020-06-30 | Ge Oil & Gas Pressure Control Lp | System and method for assessing sand flow rate |
WO2018101942A1 (en) * | 2016-12-01 | 2018-06-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Translatable eat sensing modules and associated measurement methods |
US10844854B2 (en) | 2017-01-23 | 2020-11-24 | Caterpillar Inc. | Pump failure differentiation system |
US10385841B2 (en) | 2017-02-09 | 2019-08-20 | Caterpillar Inc. | Pump monitoring and notification system |
CA3058256C (en) | 2017-03-31 | 2023-09-12 | Bp Exploration Operating Company Limited | Well and overburden monitoring using distributed acoustic sensors |
CN107100612B (zh) * | 2017-04-17 | 2020-05-05 | 山东科技大学 | 一种井下水力压裂影响区域考察方法 |
WO2018194596A1 (en) * | 2017-04-19 | 2018-10-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | System, method, and device for monitoring a parameter downhole |
US11255997B2 (en) | 2017-06-14 | 2022-02-22 | Conocophillips Company | Stimulated rock volume analysis |
AU2018261030B2 (en) | 2017-05-05 | 2023-07-06 | Conocophillips Company | Stimulated rock volume analysis |
US10684384B2 (en) | 2017-05-24 | 2020-06-16 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Systems and method for formation evaluation from borehole |
WO2019040639A1 (en) * | 2017-08-22 | 2019-02-28 | Ge Oil & Gas Pressure Control Lp | SYSTEM AND METHOD FOR EVALUATING SAND FLOW |
WO2019038401A1 (en) | 2017-08-23 | 2019-02-28 | Bp Exploration Operating Company Limited | DETECTION OF SAND INPUT LOCATIONS AT THE BOTTOM OF A HOLE |
CN107642355B (zh) * | 2017-08-24 | 2020-11-06 | 中国石油天然气集团公司 | 基于超声波发射法的水力压裂裂缝监测***及方法 |
CN107587870A (zh) * | 2017-09-11 | 2018-01-16 | 中国石油大学(北京) | 页岩气压裂作业井下事故监测与预警方法及*** |
EP3695099A2 (en) * | 2017-10-11 | 2020-08-19 | BP Exploration Operating Company Limited | Detecting events using acoustic frequency domain features |
US11352878B2 (en) | 2017-10-17 | 2022-06-07 | Conocophillips Company | Low frequency distributed acoustic sensing hydraulic fracture geometry |
MX2020005766A (es) * | 2017-12-29 | 2020-08-20 | Exxonmobil Upstream Res Co | Metodos y sistemas para monitorear y optimizar las operaciones de estimulacion de yacimientos. |
CN108303173B (zh) * | 2018-01-29 | 2020-11-10 | 武汉光谷航天三江激光产业技术研究院有限公司 | 一种分布式光纤传感管道扰动事件检测方法 |
CA3094528A1 (en) | 2018-03-28 | 2019-10-03 | Conocophillips Company | Low frequency das well interference evaluation |
WO2019213402A1 (en) | 2018-05-02 | 2019-11-07 | Conocophillips Company | Production logging inversion based on das/dts |
US11467308B2 (en) * | 2018-05-21 | 2022-10-11 | West Virginia University | Fibro: a fiber optic data processing software for unconventional reservoirs |
CN110886599B (zh) * | 2018-09-07 | 2021-09-17 | 中国石油化工股份有限公司 | 基于破裂速度的非压裂事件识别方法及*** |
WO2020072065A1 (en) * | 2018-10-04 | 2020-04-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Dynamic strain detection for cable orientation during perforation operations |
CN109283584A (zh) * | 2018-11-09 | 2019-01-29 | 青岛大地新能源技术研究院 | 应用于三维物理模拟的分布式光纤声波测试方法及装置 |
AU2019386279A1 (en) | 2018-11-29 | 2021-06-17 | Bp Exploration Operating Company Limited | Event detection using DAS features with machine learning |
CN113330184B (zh) * | 2018-12-06 | 2023-10-17 | 斯伦贝谢技术有限公司 | 用于具有实时调节的多层水力压裂处理的方法 |
MX2021007021A (es) * | 2018-12-12 | 2021-10-22 | Schlumberger Technology Bv | Supervisión de la eficiencia del refracturamiento. |
GB201820331D0 (en) * | 2018-12-13 | 2019-01-30 | Bp Exploration Operating Co Ltd | Distributed acoustic sensing autocalibration |
US11598899B2 (en) | 2018-12-28 | 2023-03-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Instrumented fracturing target for data capture of simulated well |
AU2020247722B2 (en) | 2019-03-25 | 2024-02-01 | Conocophillips Company | Machine-learning based fracture-hit detection using low-frequency DAS signal |
CN110031553B (zh) * | 2019-05-17 | 2021-07-27 | 西南石油大学 | 套管损伤监测***及方法 |
CN110043262B (zh) * | 2019-05-27 | 2020-06-23 | 大同煤矿集团有限责任公司 | 一种煤矿坚硬顶板水平井压裂裂缝井上下联合监测方法 |
CN110331973B (zh) * | 2019-07-16 | 2022-11-11 | 中国石油大学(华东) | 一种基于分布式光纤声音监测和分布式光纤温度监测的水力压裂监测方法 |
CN112240189B (zh) * | 2019-07-16 | 2023-12-12 | 中国石油大学(华东) | 一种基于分布式光纤声音监测的水力压裂裂缝监测模拟实验装置及方法 |
CN110344816B (zh) * | 2019-07-16 | 2023-05-09 | 中国石油大学(华东) | 一种基于分布式光纤声音监测的油气井出砂监测方法 |
CN112240195B (zh) * | 2019-07-16 | 2024-01-30 | 中国石油大学(华东) | 基于分布式光纤声音监测的油气井出砂监测模拟实验装置及工作方法 |
US11449645B2 (en) | 2019-09-09 | 2022-09-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Calibrating a diversion model for a hydraulic fracturing well system |
WO2021073741A1 (en) | 2019-10-17 | 2021-04-22 | Lytt Limited | Fluid inflow characterization using hybrid das/dts measurements |
WO2021073740A1 (en) | 2019-10-17 | 2021-04-22 | Lytt Limited | Inflow detection using dts features |
WO2021093974A1 (en) | 2019-11-15 | 2021-05-20 | Lytt Limited | Systems and methods for draw down improvements across wellbores |
US20230228897A1 (en) * | 2019-12-10 | 2023-07-20 | Origin Rose Llc | Spectral analysis and machine learning of acoustic signature of wireline sticking |
US11396808B2 (en) | 2019-12-23 | 2022-07-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well interference sensing and fracturing treatment optimization |
RU2741888C1 (ru) * | 2020-02-03 | 2021-01-29 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ оценки параметров трещин гидроразрыва пласта для горизонтальной скважины |
EP4165284B1 (en) | 2020-06-11 | 2024-08-07 | Lytt Limited | Systems and methods for subterranean fluid flow characterization |
CA3182376A1 (en) | 2020-06-18 | 2021-12-23 | Cagri CERRAHOGLU | Event model training using in situ data |
CN114458306A (zh) * | 2020-11-06 | 2022-05-10 | 中国石油天然气集团有限公司 | 基于噪声测井的流体流量的确定方法、装置、设备及介质 |
RU2758263C1 (ru) * | 2020-12-05 | 2021-10-27 | Общество с ограниченной ответственностью «Сигма» | Способ сейсмического мониторинга процессов гидроразрыва пласта при разработке месторождений углеводородов и процессов теплового воздействия при разработке высоковязких углеводородов |
CN112945703B (zh) * | 2021-02-04 | 2022-03-11 | 西南石油大学 | 一种液固两相流可视化冲蚀模拟装置 |
RU2759109C1 (ru) * | 2021-04-11 | 2021-11-09 | Артур Фаатович Гимаев | Способ подготовки нефтяных и газовых скважин с горизонтальным окончанием к эксплуатации |
US20220357719A1 (en) * | 2021-05-10 | 2022-11-10 | Royco Robotics | Automated vision-based system for timing drainage of sand in flowback process |
CA3225345A1 (en) | 2021-07-16 | 2023-01-19 | Conocophillips Company | Passive production logging instrument using heat and distributed acoustic sensing |
US11753927B2 (en) | 2021-11-23 | 2023-09-12 | Saudi Arabian Oil Company | Collapse pressure in-situ tester |
WO2023201389A1 (en) * | 2022-04-19 | 2023-10-26 | Terra15 Pty Ltd | Infrastructure monitoring systems and methods |
US20230392482A1 (en) * | 2022-06-01 | 2023-12-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Using fiber optic sensing to establish location, amplitude and shape of a standing wave created within a wellbore |
CN115387779A (zh) * | 2022-07-19 | 2022-11-25 | 愿景(天津)能源技术有限公司 | 基于分布式光纤的油气产出剖面的测试***及方法 |
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US6618148B1 (en) * | 2000-02-10 | 2003-09-09 | Southwest Sciences Incorporated | Acoustic resonance frequency locked photoacoustic spectrometer |
WO2005033465A2 (en) * | 2003-10-03 | 2005-04-14 | Sabeus, Inc. | Downhole fiber optic acoustic sand detector |
RU2271446C1 (ru) * | 2004-07-27 | 2006-03-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ПетроЛайт" | Устройство для мониторинга виброакустической характеристики протяженного объекта |
EA200601498A1 (ru) * | 2004-03-16 | 2006-12-29 | Пинэкл Текнолоджиз, Инк. | Система и способ для объединенного микросейсмического анализа и анализа наклономера |
WO2008098380A1 (en) * | 2007-02-15 | 2008-08-21 | Hifi Engineering Inc. | Method and apparatus for fluid migration profiling |
US20090114386A1 (en) * | 2007-11-02 | 2009-05-07 | Hartog Arthur H | Systems and methods for distributed interferometric acoustic monitoring |
Family Cites Families (37)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5771170A (en) * | 1994-02-14 | 1998-06-23 | Atlantic Richfield Company | System and program for locating seismic events during earth fracture propagation |
GB9419006D0 (en) * | 1994-09-21 | 1994-11-09 | Sensor Dynamics Ltd | Apparatus for sensor installation |
GB2333791B (en) * | 1995-02-09 | 1999-09-08 | Baker Hughes Inc | A remotely actuated tool stop |
US6204920B1 (en) * | 1996-12-20 | 2001-03-20 | Mcdonnell Douglas Corporation | Optical fiber sensor system |
US5757487A (en) * | 1997-01-30 | 1998-05-26 | The United States Of America As Represented By The Secretary Of The Navy | Methods and apparatus for distributed optical fiber sensing of strain or multiple parameters |
GB2364382A (en) * | 1997-05-02 | 2002-01-23 | Baker Hughes Inc | Optimising hydrocarbon production by controlling injection according to an injection parameter sensed downhole |
US6913079B2 (en) * | 2000-06-29 | 2005-07-05 | Paulo S. Tubel | Method and system for monitoring smart structures utilizing distributed optical sensors |
US6978832B2 (en) * | 2002-09-09 | 2005-12-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole sensing with fiber in the formation |
US7100688B2 (en) * | 2002-09-20 | 2006-09-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fracture monitoring using pressure-frequency analysis |
US6837310B2 (en) | 2002-12-03 | 2005-01-04 | Schlumberger Technology Corporation | Intelligent perforating well system and method |
GB2398805B (en) | 2003-02-27 | 2006-08-02 | Sensor Highway Ltd | Use of sensors with well test equipment |
US7134492B2 (en) * | 2003-04-18 | 2006-11-14 | Schlumberger Technology Corporation | Mapping fracture dimensions |
GB2400906B (en) * | 2003-04-24 | 2006-09-20 | Sensor Highway Ltd | Distributed optical fibre measurements |
GB0317530D0 (en) | 2003-07-26 | 2003-08-27 | Qinetiq Ltd | Optical circuit for a fibre amplifier |
GB2406376A (en) * | 2003-09-24 | 2005-03-30 | Qinetiq Ltd | Surveillance system including serial array of fiber optic point sensors |
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 |
US7274441B2 (en) * | 2004-08-06 | 2007-09-25 | The United States Of America Represented By The Secretary Of The Navy | Natural fiber span reflectometer providing a virtual differential signal sensing array capability |
EP1712931A1 (en) | 2005-04-14 | 2006-10-18 | Qinetiq Limited | Method and apparatus for detecting a target in a scene |
RU2318223C2 (ru) * | 2005-09-28 | 2008-02-27 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ оптимизации пассивного мониторинга гидравлического разрыва пласта (варианты) |
US7470594B1 (en) * | 2005-12-14 | 2008-12-30 | National Semiconductor Corporation | System and method for controlling the formation of an interfacial oxide layer in a polysilicon emitter transistor |
RU2404359C2 (ru) * | 2006-01-27 | 2010-11-20 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ гидроразрыва подземного пласта (варианты) |
US20070215345A1 (en) * | 2006-03-14 | 2007-09-20 | Theodore Lafferty | Method And Apparatus For Hydraulic Fracturing And Monitoring |
GB0605699D0 (en) | 2006-03-22 | 2006-05-03 | Qinetiq Ltd | Acoustic telemetry |
GB2442745B (en) | 2006-10-13 | 2011-04-06 | At & T Corp | Method and apparatus for acoustic sensing using multiple optical pulses |
US7451812B2 (en) * | 2006-12-20 | 2008-11-18 | Schlumberger Technology Corporation | Real-time automated heterogeneous proppant placement |
US8230915B2 (en) * | 2007-03-28 | 2012-07-31 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus, system, and method for determining injected fluid vertical placement |
US7586617B2 (en) * | 2007-06-22 | 2009-09-08 | Schlumberger Technology Corporation | Controlling a dynamic signal range in an optical time domain reflectometry |
CN201074511Y (zh) * | 2007-08-10 | 2008-06-18 | 中国石油天然气集团公司 | 永久性高温油气生产井光纤流量测试*** |
US8077314B2 (en) * | 2007-10-15 | 2011-12-13 | Schlumberger Technology Corporation | Measuring a characteristic of a multimode optical fiber |
GB0815297D0 (en) | 2008-08-21 | 2008-09-24 | Qinetiq Ltd | Conduit monitoring |
GB0905986D0 (en) | 2009-04-07 | 2009-05-20 | Qinetiq Ltd | Remote sensing |
CN102597421B (zh) * | 2009-05-27 | 2016-03-30 | 光学感应器控股有限公司 | 压裂监测 |
GB0919904D0 (en) | 2009-11-13 | 2009-12-30 | Qinetiq Ltd | Determining lateral offset in distributed fibre optic acoustic sensing |
GB0919902D0 (en) | 2009-11-13 | 2009-12-30 | Qinetiq Ltd | Improvements in fibre optic cables for distributed sensing |
GB201020358D0 (en) * | 2010-12-01 | 2011-01-12 | Qinetiq Ltd | Fracture characterisation |
GB201104423D0 (en) * | 2011-03-16 | 2011-04-27 | Qinetiq Ltd | Subsurface monitoring using distributed accoustic sensors |
US9417103B2 (en) * | 2011-09-20 | 2016-08-16 | Schlumberger Technology Corporation | Multiple spectrum channel, multiple sensor fiber optic monitoring system |
-
2010
- 2010-05-27 CN CN201080005244.9A patent/CN102597421B/zh active Active
- 2010-05-27 CA CA2760662A patent/CA2760662C/en active Active
- 2010-05-27 GB GB1407433.0A patent/GB2511657B/en not_active Expired - Fee Related
- 2010-05-27 BR BRPI1012029-7A patent/BRPI1012029B1/pt active IP Right Grant
- 2010-05-27 WO PCT/GB2010/001051 patent/WO2010136764A2/en active Application Filing
- 2010-05-27 WO PCT/GB2010/001056 patent/WO2010136768A2/en active Application Filing
- 2010-05-27 US US13/320,884 patent/US9617848B2/en active Active
- 2010-05-27 US US13/320,877 patent/US20120063267A1/en not_active Abandoned
- 2010-05-27 BR BRPI1012028-9A patent/BRPI1012028B1/pt not_active IP Right Cessation
- 2010-05-27 RU RU2011153423/03A patent/RU2537419C2/ru active
- 2010-05-27 GB GB1121110.9A patent/GB2483584B/en active Active
- 2010-05-27 RU RU2015151868A patent/RU2693087C2/ru active
- 2010-05-27 CN CN201410457176.XA patent/CN104314552B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2010-05-27 PL PL398045A patent/PL228478B1/pl unknown
- 2010-05-27 CN CN201080023028.7A patent/CN102449263B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2010-05-27 AU AU2010252797A patent/AU2010252797B2/en active Active
- 2010-05-27 BR BRPI1012022A patent/BRPI1012022B1/pt active IP Right Grant
- 2010-05-27 GB GB1121106.7A patent/GB2482838B/en active Active
- 2010-05-27 RU RU2011153351/03A patent/RU2011153351A/ru unknown
- 2010-05-27 US US13/320,882 patent/US8950482B2/en active Active
- 2010-05-27 RU RU2014128537A patent/RU2648743C2/ru active
- 2010-05-27 CN CN201410457045.1A patent/CN104295290B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2010-05-27 NO NO20111678A patent/NO345867B1/no unknown
- 2010-05-27 CN CN201080005137.6A patent/CN102292518B/zh active Active
- 2010-05-27 GB GB1121113.3A patent/GB2482839B/en active Active
- 2010-05-27 WO PCT/GB2010/001064 patent/WO2010136773A2/en active Application Filing
- 2010-05-27 CA CA2760066A patent/CA2760066C/en active Active
- 2010-05-27 CA CA2760644A patent/CA2760644C/en active Active
- 2010-05-27 MX MX2011011897A patent/MX2011011897A/es active IP Right Grant
- 2010-05-27 RU RU2011153416/03A patent/RU2568652C2/ru active
-
2011
- 2011-11-24 ZA ZA2011/08666A patent/ZA201108666B/en unknown
- 2011-12-06 NO NO20111676A patent/NO344356B1/no unknown
- 2011-12-07 NO NO20111692A patent/NO344980B1/no unknown
-
2014
- 2014-04-28 GB GB1407427.2A patent/GB2511656B/en not_active Expired - Fee Related
- 2014-07-11 RU RU2014128551A patent/RU2014128551A/ru unknown
-
2015
- 2015-08-03 US US14/816,456 patent/US9689254B2/en active Active
-
2016
- 2016-05-30 AU AU2016203552A patent/AU2016203552B2/en not_active Ceased
- 2016-05-30 AU AU2016203553A patent/AU2016203553B2/en not_active Ceased
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US6618148B1 (en) * | 2000-02-10 | 2003-09-09 | Southwest Sciences Incorporated | Acoustic resonance frequency locked photoacoustic spectrometer |
WO2005033465A2 (en) * | 2003-10-03 | 2005-04-14 | Sabeus, Inc. | Downhole fiber optic acoustic sand detector |
EA200601498A1 (ru) * | 2004-03-16 | 2006-12-29 | Пинэкл Текнолоджиз, Инк. | Система и способ для объединенного микросейсмического анализа и анализа наклономера |
RU2271446C1 (ru) * | 2004-07-27 | 2006-03-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ПетроЛайт" | Устройство для мониторинга виброакустической характеристики протяженного объекта |
WO2008098380A1 (en) * | 2007-02-15 | 2008-08-21 | Hifi Engineering Inc. | Method and apparatus for fluid migration profiling |
US20090114386A1 (en) * | 2007-11-02 | 2009-05-07 | Hartog Arthur H | Systems and methods for distributed interferometric acoustic monitoring |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2788999C1 (ru) * | 2022-07-29 | 2023-01-26 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ выявления интервалов притока и поглощения флюидов в работающих нефтегазовых скважинах |
Also Published As
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2693087C2 (ru) | Мониторинг скважины | |
EP2678641B1 (en) | Techniques for distributed acoustic sensing | |
WO2016172667A1 (en) | Estimating pressure for hydraulic fracturing | |
Wang et al. | Hydraulic fracture monitoring using distributed acoustic sensing: A case study using dip-in fiber |