RU2819060C1 - Method of oil and gas production using determination of fracture development zones of multi-stage hydraulic fracturing - Google Patents
Method of oil and gas production using determination of fracture development zones of multi-stage hydraulic fracturing Download PDFInfo
- Publication number
- RU2819060C1 RU2819060C1 RU2023126342A RU2023126342A RU2819060C1 RU 2819060 C1 RU2819060 C1 RU 2819060C1 RU 2023126342 A RU2023126342 A RU 2023126342A RU 2023126342 A RU2023126342 A RU 2023126342A RU 2819060 C1 RU2819060 C1 RU 2819060C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- hydraulic fracturing
- well
- wellhead
- pressure
- pressure sensor
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 19
- 206010017076 Fracture Diseases 0.000 title claims abstract description 18
- 238000011161 development Methods 0.000 title claims abstract description 12
- 208000010392 Bone Fractures Diseases 0.000 title claims description 14
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title description 2
- 230000010355 oscillation Effects 0.000 claims abstract description 12
- 238000013461 design Methods 0.000 claims abstract description 7
- 238000013480 data collection Methods 0.000 claims abstract description 5
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 14
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 14
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 6
- 238000007781 pre-processing Methods 0.000 claims description 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 6
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 abstract description 2
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 13
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 5
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 4
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 4
- 230000008569 process Effects 0.000 description 3
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 3
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 2
- 238000012790 confirmation Methods 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 2
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 1
- 239000013256 coordination polymer Substances 0.000 description 1
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 1
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 1
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 1
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 238000002637 fluid replacement therapy Methods 0.000 description 1
- 230000004941 influx Effects 0.000 description 1
- 238000005457 optimization Methods 0.000 description 1
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 238000001228 spectrum Methods 0.000 description 1
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 1
- 238000012800 visualization Methods 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Abstract
Description
Изобретение относится к области гидравлического разрыва пластов-коллекторов и может быть использовано при определении параметров, используемых в процессе расчета и анализа операций при интенсификации притока флюида из пласта, в частности при определении давления закрытия трещины и давления в трещине при гидроразрыве пласта (ГРП).The invention relates to the field of hydraulic fracturing of reservoir formations and can be used in determining the parameters used in the process of calculating and analyzing operations when intensifying the influx of fluid from the formation, in particular when determining the closure pressure of a fracture and the pressure in a fracture during hydraulic fracturing.
Контроль исправности компоновки скважины во время работ по созданию гидроразрыва пласта неинвазивным способом на устье скважины является актуальным, поскольку позволяет практически в реальном времени без использования технологически сложного оборудования проводить мониторинг цельности скважины во время работы.Monitoring the serviceability of the well assembly during work to create hydraulic fracturing using a non-invasive method at the wellhead is relevant, since it allows monitoring the integrity of the well during operation in almost real time without the use of technologically complex equipment.
Известен способ определения параметров гидроразрыва пласта (см. патент RU №2734202, МПК E21B 47/10, E21B 47/06, опубл. 13.10.2020 г.), включающийThere is a known method for determining the parameters of hydraulic fracturing (see patent RU No. 2734202, IPC E21B 47/10, E21B 47/06, published 10/13/2020), including
- закачку жидкости ГРП в пласт для создания гидравлической трещины, регистрация давления и подачи;- injection of hydraulic fracturing fluid into the formation to create a hydraulic fracture, recording pressure and flow;
- остановку закачки жидкости в пласт, регистрация падения давления;- stopping the injection of fluid into the formation, recording the pressure drop;
- получение набора данных изменения давления в скважине до, во время и после остановки закачки жидкости;- obtaining a set of data on changes in pressure in the well before, during and after stopping fluid injection;
- загрузку в ПО и визуализация данных изменения давления в формате графиков зависимости давления в скважине от времени;- loading into the software and visualization of pressure change data in the format of graphs of pressure in the well versus time;
- определение приближенного значения мгновенного давления остановки закачки ISIP;- determination of the approximate value of the instantaneous injection stop pressure ISIP;
- отображение данных изменения давления и полулогарифмической производной от давления на диагностическом Log-Log графике;- display of pressure change data and semi-logarithmic derivative of pressure on the diagnostic Log-Log graph;
- идентификацию режима линейного течения жидкости ГРП в трещине и наличия или отсутствия режима вторичного влияния ствола скважины;- identification of the mode of linear flow of hydraulic fracturing fluid in the fracture and the presence or absence of a mode of secondary influence of the wellbore;
- корректировку диагностического Log-Log графика приведением его к нормализованному виду путем отыскания такого значения ISIP, при котором кривая ΔР и полулогарифмической производной на участке линейного течения жидкости в трещине параллельны друг другу, тангенс угла наклона касательной к обеим кривым составляет и значения ΔР в 2 раза численно превышают значения полулогарифмической производной;- adjusting the diagnostic Log-Log graph by bringing it to a normalized form by finding such an ISIP value at which the ΔР curve and the semi-logarithmic derivative in the section of linear fluid flow in the crack are parallel to each other, the tangent of the tangent to both curves is and the values of ΔР are 2 times numerically higher than the values of the semilogarithmic derivative;
- определение времени закрытия трещины с использованием нормализованного Log-Log диагностического графика, при этом в случае наличия идентифицированного режима вторичного влияния ствола скважины в качестве времени закрытия трещины выбирается первоначальное расхождение полулогарифмической производной с прямой линией с тангенсом угла наклона к оси ОХ, равным 1, а в случае отсутствия идентифицированного режима вторичного влияния ствола в качестве времени закрытия трещины выбирается первоначальное расхождение полулогарифмической производной с прямой линией с тангенсом угла наклона к оси ОХ, равным Увеличенное изображение (открывается в отдельном окне);- determination of the crack closure time using a normalized Log-Log diagnostic graph, and in the case of an identified mode of secondary influence of the wellbore, the initial discrepancy of the semi-logarithmic derivative with a straight line with a tangent of the inclination angle to the OX axis equal to 1 is selected as the crack closure time, and in the absence of an identified mode of secondary influence of the wellbore, the initial divergence of the semi-logarithmic derivative from a straight line with a tangent of the angle of inclination to the OX axis equal to Enlarged image (opens in a separate window) is selected as the crack closure time;
- определение давления закрытия трещины с использованием графиков функции утечек жидкости гидроразрыва пласта в момент времени закрытия трещины, полученного в предыдущем пункте;- determination of the fracture closure pressure using graphs of the hydraulic fracturing fluid leakage function at the time of fracture closure obtained in the previous paragraph;
- определение давления в трещине Pnet.- determination of pressure in the fracture Pnet.
Описанный выше известный способ разработан в предположении с использованием забойного датчика давления, что усложняет практическое использование технологии.The known method described above was developed using a downhole pressure sensor, which complicates the practical use of the technology.
Известен принятый в качестве ближайшего аналога способ обнаружения в скважине объектов, отражающих гидравлический сигнал (см. патент RU № 2709853, МПК G01V 1/44, G01V 1/46, E21B 43/26, E21B 49/00, опубл. 23.12.2019 г.), в котором:A known method for detecting objects in a well that reflect a hydraulic signal, adopted as the closest analogue, is known (see patent RU No. 2709853, IPC G01V 1/44, G01V 1/46, E21B 43/26, E21B 49/00, published 12/23/2019 .), in which:
(а) обеспечивают скважину, заполненную текучей средой, обеспечивающей прохождение гидравлического сигнала;(a) providing a well filled with a fluid allowing the passage of a hydraulic signal;
(b) обеспечивают, по меньшей мере, один источник гидравлического сигнала, имеющий связь по текучей среде со скважиной, предназначенный для генерирования гидравлического сигнала;(b) providing at least one hydraulic signal source in fluid communication with the wellbore for generating a hydraulic signal;
(c) обеспечивают, по меньшей мере, один датчик давления, предназначенный для регистрации гидравлического сигнала и имеющий связь по текучей среде со скважиной и, по меньшей мере, с одним источником гидравлического сигнала;(c) providing at least one pressure sensor configured to detect a hydraulic signal and in fluid communication with the well and at least one source of the hydraulic signal;
(d) регистрируют гидравлический сигнал с помощью, по меньшей мере, одного датчика давления во время выполнения скважинных операций;(d) detecting a hydraulic signal using at least one pressure sensor during downhole operations;
(e) формируют кепстрограмму давления и выявляют интенсивный сигнал на кепстрограмме давления;(e) generating a pressure cepstrogram and detecting an intense signal on the pressure cepstrogram;
(f) обнаруживают в скважине, по меньшей мере, один объект, отражающий гидравлический сигнал, на основе пиков выявленного интенсивного сигнала на кепстрограмме давления.(f) detecting at least one hydraulic signal object in the wellbore based on the detected signal intensity peaks in the pressure cepstrogram.
Описанный выше известный способ, использует кепстрограмму, как ключевой элемент для анализа полученного сигнала (регистрация эха), все остальные элементы, такие как размещение датчика давления в линии скважины, регистрация этого давления с какой-то заданной частотой (например, 1-200 отчетов в секунду, Гц) являются общепринятыми методами контроля проводимых работ на скважине. В настоящем изобретении используются методы выделения эхо, отличные от кепстрального анализа, а также учитывается влияние конструкции скважины на формирования отраженного сигнала, что позволяет разделять полезный и паразитный сигнал при анализе данных давления.The well-known method described above uses a cepstrogram as a key element for analyzing the received signal (echo registration), all other elements, such as placing a pressure sensor in the well line, recording this pressure at a certain frequency (for example, 1-200 reports per second, Hz) are generally accepted methods for monitoring ongoing work on a well. The present invention uses echo extraction techniques other than cepstral analysis and also takes into account the effect of well design on echo generation to allow separation of useful and spurious signals when analyzing pressure data.
Задача заявляемого технического решения и ожидаемый технический результат заключаются в повышении эффективности процесса гидроразрыва пласта за счет контроля за конфигурацией получаемых в процессе гидроразрыва трещин, а также в расширении эксплуатационных возможностей способа в осложненных геолого-физических условиях.The objective of the proposed technical solution and the expected technical result are to increase the efficiency of the hydraulic fracturing process by controlling the configuration of cracks produced during the hydraulic fracturing process, as well as to expand the operational capabilities of the method in complicated geological and physical conditions.
Технический результат для одной скважины достигается тем, что способ определения зон развития трещин ГРП многостадийного гидроразрыва пласта включает следующую последовательность действий:The technical result for one well is achieved by the fact that the method for determining zones of development of hydraulic fractures in multi-stage hydraulic fracturing includes the following sequence of actions:
- установку датчика давления на устье скважины и включение устройства сбора данных давления на запись;- installing a pressure sensor at the wellhead and turning on the pressure data collection device for recording;
- произведение стадии ГРП, содержащей по меньшей мере две закачки;- the product of a hydraulic fracturing stage containing at least two injections;
- по окончании закачек, выделение из сигнала давления участков осцилляции давления, возникающих после выключения насосов;- upon completion of injections, identifying from the pressure signal areas of pressure oscillation that occur after turning off the pumps;
- проведение предобработки получившегося сигнала полосовым фильтром с целью удаления шумов;- preprocessing the resulting signal with a bandpass filter to remove noise;
- определение из получившегося сигнала времени распространения волны в скважине от точки отражения до датчика давления на устье;- determining from the resulting signal the time of wave propagation in the well from the reflection point to the pressure sensor at the wellhead;
- определение скорости распространения волны, с учетом заданной геометрии скважины, параметров закачиваемой жидкости (температура, плотность);- determination of the wave propagation speed, taking into account the given well geometry, parameters of the injected liquid (temperature, density);
- определение расстояния между точками отражения волны осцилляции давления в скважине и датчиком давления на устье;- determining the distance between the points of reflection of the pressure oscillation wave in the well and the pressure sensor at the wellhead;
- повторение необходимого количества циклов на последующих стадиях ГРП и по мере их выполнения определение расстояния (глубины событий) между точками отражения волны осцилляции давления в скважине и датчиком давления на устье с учетом результатов, полученных на предыдущих стадиях.- repeating the required number of cycles at subsequent stages of hydraulic fracturing and, as they are completed, determining the distance (depth of events) between the points of reflection of the pressure oscillation wave in the well and the pressure sensor at the wellhead, taking into account the results obtained at the previous stages.
Технический результат для системы скважин достигается тем, что способ определения зон развития трещин ГРП многостадийного гидроразрыва пласта включает следующую последовательность действий:The technical result for a well system is achieved by the fact that the method for determining the development zones of hydraulic fracturing fractures in multi-stage hydraulic fracturing includes the following sequence of actions:
а) проведение многостадийного гидроразрыва пласта (МГРП), включающего:a) carrying out multi-stage hydraulic fracturing (MSHF), including:
- установку датчика давления на устье скважины и включение устройства сбора данных давления на запись;- installing a pressure sensor at the wellhead and turning on the pressure data collection device for recording;
- произведение стадии ГРП, содержащей по меньшей мере две закачки;- the product of a hydraulic fracturing stage containing at least two injections;
- по окончании закачек, выделение из сигнала давления участков осцилляции давления, возникающих после выключения насосов;- upon completion of injections, identifying from the pressure signal areas of pressure oscillation that occur after turning off the pumps;
- проведение предобработки получившегося сигнала полосовым фильтром с целью удаления шумов;- preprocessing the resulting signal with a bandpass filter to remove noise;
- определение из получившегося сигнала времени распространения волны в скважине от точки отражения до датчика давления на устье;- determining from the resulting signal the time of wave propagation in the well from the reflection point to the pressure sensor at the wellhead;
- определение скорости распространения волны, с учетом заданной геометрии скважины, параметров закачиваемой жидкости (температура, плотность);- determination of the wave propagation speed, taking into account the given well geometry, parameters of the injected liquid (temperature, density);
- определение расстояния между точками отражения волны осцилляции давления в скважине и датчиком давления на устье;- determining the distance between the points of reflection of the pressure oscillation wave in the well and the pressure sensor at the wellhead;
- повторение необходимого количества циклов на последующих стадиях ГРП и по мере их выполнения определение расстояния (глубины событий) между точками отражения волны осцилляции давления в скважине и датчиком давления на устье с учетом результатов, полученных на предыдущих стадиях; - repeating the required number of cycles at subsequent stages of hydraulic fracturing and, as they are completed, determining the distance (depth of events) between the points of reflection of the pressure oscillation wave in the well and the pressure sensor at the wellhead, taking into account the results obtained at the previous stages;
на первой скважине,at the first well,
б) перерасчет дизайна МГРП для оставшихся скважин системы с учетом значений интервалов развития трещин, полученных по результатам этапа а);b) recalculation of the multi-stage hydraulic fracturing design for the remaining wells of the system, taking into account the values of fracture development intervals obtained from the results of stage a);
в) проведение для следующей скважины системы последовательности действий в соответствии с этапом а);c) carrying out the sequence of actions for the next well of the system in accordance with stage a);
г) перерасчет дизайна МГРП для оставшихся скважин системы с учетом значений интервалов развития трещин, полученных по результатам этапов а) и в);d) recalculation of the MSHF design for the remaining wells of the system, taking into account the values of fracture development intervals obtained from the results of stages a) and c);
д) итеративное повторение этапов в) и г) для каждой последующей скважины системы.e) iterative repetition of steps c) and d) for each subsequent well of the system.
Заявляемое техническое решение поясняется чертежами, где на фиг. 1 представлена принципиальная схема проведения измерений отраженных волн при проведении ГРП, на фиг. 2 - блок-схема проведения обработки сигналов, на фиг. 3 - данные регистрации колебаний на устье скважины после остановки насосов ГРП при проведении испытаний (частота дискретизации 3 кГц) и соответствующий им спектр вейвлет преобразования, на фиг. 4 - результаты обработки по соответствующим алгоритмам.The claimed technical solution is illustrated by drawings, where in Fig. Figure 1 shows a schematic diagram of measurements of reflected waves during hydraulic fracturing; Fig. 2 is a block diagram of signal processing; FIG. 3 - recording data of oscillations at the wellhead after stopping the hydraulic fracturing pumps during testing (sampling frequency 3 kHz) and the corresponding wavelet transform spectrum, in Fig. 4 - processing results using the corresponding algorithms.
Реализацию заявляемого технического решения осуществляют следующим образом.The implementation of the proposed technical solution is carried out as follows.
На устье скважины устанавливают датчик давления и оборудования для сбора данных. Производят по меньшей мере две закачки закачной жидкости, после чего останавливают насосы ГРП. При остановке насосов ГРП в устье скважины датчиком давления регистрируется волна разрежения (гидроудар), а также сигнал, сформированный отраженными волнами. Полученные сигналы обрабатываются при помощи алгоритмов (фиг. 2), а именно: оконного преобразования Фурье, Вейвлет преобразования и Кепстрального преобразования, после чего из полученных результатов за основу берется наиболее оптимальный результат по вычисленной точности, позволяющий позиционировать точку входа закачиваемой жидкости.A pressure sensor and data collection equipment are installed at the wellhead. At least two injections of injection fluid are made, after which the hydraulic fracturing pumps are stopped. When hydraulic fracturing pumps are stopped at the wellhead, a pressure sensor registers a rarefaction wave (water hammer), as well as a signal generated by reflected waves. The received signals are processed using algorithms (Fig. 2), namely: windowed Fourier transform, Wavelet transform and Cepstral transform, after which, from the results obtained, the most optimal result in terms of calculated accuracy is taken as a basis, which allows positioning the entry point of the injected liquid.
В процессе проведения испытаний для определения времени отражения использовались Вейвлет преобразования (фиг. 3). Первые три сигнала соответствуют закачкам в первый интервал скважины (глубины 3600 - 3425 м), остальные три во второй интервал (глубины 3425 - 3325 м). Каждые три сигнала соответствуют следующим операциям ГРП: замещение жидкости, мини-ГРП, основная работа ГРП. В результате обработки получены точки входа жидкости в пласт (фиг. 4), которые с заданной неопределенностью попадают в заданные интервалы создания трещины ГРП. В случаях стимулирования другого интервала, утечек в другом интервале, разрушении пакера и т.п. данные события будут различаться по времени и идентифицированы и локализованы заявляемым способом.During testing, Wavelet transforms were used to determine the reflection time (Fig. 3). The first three signals correspond to injections into the first interval of the well (depths 3600 - 3425 m), the remaining three into the second interval (depths 3425 - 3325 m). Every three signals correspond to the following hydraulic fracturing operations: fluid replacement, mini-fracturing, main hydraulic fracturing operation. As a result of processing, fluid entry points into the formation were obtained (Fig. 4), which, with a given uncertainty, fall within the specified intervals of hydraulic fracture creation. In cases of stimulation of another interval, leaks in another interval, packer failure, etc. These events will vary in time and are identified and localized in the claimed manner.
Базовый алгоритм расчета глубины отражения исследуемых событий состоит из следующих шагов:The basic algorithm for calculating the reflection depth of the events under study consists of the following steps:
(1) Записанный сигнал давления частотой до 3000 отчетов в секунду (герц) фильтруется с целью удаления шумов из полезного сигнала. Фильтр подбирается из условий минимального искажения формы полезного сигнала вдоль временной оси.(1) The recorded pressure signal up to 3000 reports per second (hertz) is filtered to remove noise from the desired signal. The filter is selected based on the conditions of minimal distortion of the useful signal shape along the time axis.
(2) Весь полученный сигнал анализируется на предмет наличия отражений от известных по положению глубины событий и отражений от исследуемых событий.(2) The entire received signal is analyzed for the presence of reflections from events known by their depth position and reflections from the events under study.
(3) Участки с отражениями обрабатываются при помощи алгоритмов, а именно: оконного преобразования Фурье, Вейвлет преобразования и Кепстрального преобразования, после чего из полученных результатов за основу берется наиболее оптимальный результат по вычисленной точности, позволяющий позиционировать точку входа закачиваемой жидкости. На этом этапе вычисляются времена и их неопределенности прохождения отражения от события до датчика давления.(3) Areas with reflections are processed using algorithms, namely: windowed Fourier transform, Wavelet transform and Cepstral transform, after which, from the results obtained, the most optimal result in terms of calculated accuracy is taken as a basis, which allows positioning the entry point of the injected liquid. At this stage, the times and their uncertainties for the reflection from the event to the pressure sensor are calculated.
(4) Полученные результаты по предыдущему пункту (времена прохождения отражения сигнала) используются для вычисления глубины события совместно со скоростью распространения (СР) волны отражения. СР может определяться несколькими способами: по отражениям от объектов заведомо известной глубины (например, переход с трубы одного диаметра на другой); по известным статистическим данным с соседних однотипных скважин с учетом температурного режима и используемых давлений в жидкости; с использованием начальных физических приближений скорости; с использованием оптимизационных, статистических и вероятностных алгоритмов; с использованием прямого физико-математического моделирования распространения волны отражения. Все методы определения СР в настоящем пункте могут быть использованы одновременно для графического и алгоритмического сопоставления найденных решений с известными реперными точками на скважине (например, положения пакеров, перехода диаметров труб, положения портов, глубины создания перфораций и других элементов конструкции скважины) и далее для определения наиболее вероятных глубин отражения исследуемых событий.(4) The results obtained from the previous paragraph (signal reflection travel times) are used to calculate the depth of the event together with the propagation speed (SR) of the reflection wave. SR can be determined in several ways: by reflections from objects of known depth (for example, a transition from a pipe of one diameter to another); according to known statistical data from neighboring wells of the same type, taking into account the temperature regime and the pressures used in the liquid; using initial physical approximations of velocity; using optimization, statistical and probabilistic algorithms; using direct physical and mathematical modeling of reflection wave propagation. All methods for determining CP in this paragraph can be used simultaneously for graphical and algorithmic comparison of the found solutions with known reference points on the well (for example, the position of packers, the transition of pipe diameters, the position of ports, the depth of perforations and other well design elements) and further to determine the most probable depths of reflection of the events under study.
В случаях проведения МГРП на объединенной системе скважин (куст, месторождение) реализацию способа осуществляют следующим образом.In cases of multi-stage hydraulic fracturing on an integrated system of wells (cluster, field), the method is implemented as follows.
Проводят весь комплекс мероприятий МГРП для первой скважины системы.The entire range of multi-stage hydraulic fracturing measures is carried out for the first well of the system.
Далее производят перерасчет базовых параметров МГРП для всех оставшихся скважин системы с учетом значений интервалов развития трещин, полученных в реальности на первой скважине по результатам комплекса МГРП на ней.Next, the basic parameters of multi-stage hydraulic fracturing are recalculated for all remaining wells in the system, taking into account the values of fracture development intervals obtained in reality at the first well based on the results of the multi-stage hydraulic fracturing complex on it.
После этого производят комплекс мероприятий МГРП для следующий скважины системы и перерасчет параметров для оставшихся скважин системы, пока не будут проведены МГРП на всех скважинах системы.After this, a set of multistage hydraulic fracturing measures is carried out for the next well of the system and the parameters are recalculated for the remaining wells of the system until multistage hydraulic fracturing is carried out at all wells of the system.
При помощи заявленного способа возможно определять:Using the claimed method it is possible to determine:
- зоны развития трещин ГРП,- zones of development of hydraulic fracturing cracks,
- негерметичность пробки-отсекателя и эксплуатационной колонны,- leakage of the shut-off plug and production string,
- наличие перетоков по заколонным пакерам,- presence of cross-flows through casing packers,
- подтверждение открытия порта ГРП в заданной зоне,- confirmation of the opening of the hydraulic fracturing port in a given area,
- определение наличия приемистости жидкости ниже порта ГРП (“прострел шара”, разрушение муфты ГРП),- determination of the presence of fluid injectivity below the hydraulic fracturing port (“ball shooting”, destruction of the hydraulic fracturing coupling),
- подтверждение закачки ГРП в заданный интервал (компоновки с закрываемыми портами) при проведении повторных МГРП,- confirmation of injection of hydraulic fracturing at a given interval (arrangements with closed ports) during repeated multi-stage hydraulic fracturing,
- определение работы отклонителя при повторных ГРП на не закрываемые порты/зоны перфорации.- determination of whipstock operation during repeated hydraulic fracturing of non-closed ports/perforation zones.
Заявляемое изобретение также по записи данных давления позволяет проводить контроль перфорационных выстрелов (наличие выстрела и его сравнительная амплитуда).The claimed invention also allows for monitoring of perforation shots (presence of a shot and its comparative amplitude) by recording pressure data.
Кроме того, в изобретении возможно использование второго датчика давления, размещенного на поверхности, на известном расстоянии от основного датчика (расположенного на устье скважины) и используемого для калибровки скорости распространения акустической волны в скважине в качестве дополнительного источника информации.In addition, the invention makes it possible to use a second pressure sensor located on the surface at a known distance from the main sensor (located at the wellhead) and used to calibrate the speed of propagation of the acoustic wave in the well as an additional source of information.
Claims (14)
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2819060C1 true RU2819060C1 (en) | 2024-05-13 |
Family
ID=
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7100688B2 (en) * | 2002-09-20 | 2006-09-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fracture monitoring using pressure-frequency analysis |
| RU2455665C2 (en) * | 2010-05-21 | 2012-07-10 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Method of diagnostics of formation hydraulic fracturing processes on-line using combination of tube waves and microseismic monitoring |
| RU2550770C1 (en) * | 2014-08-27 | 2015-05-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method to determine geometric characteristics of hydraulic fracturing crack |
| WO2017116261A1 (en) * | 2015-12-28 | 2017-07-06 | Акционерное Общество "Роспан Интернешнл" | Method of determining hydraulic fracture parameters in a well |
| RU2771648C1 (en) * | 2021-06-21 | 2022-05-11 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Пермский национальный исследовательский политехнический университет" | Method for predicting the spatial orientation of hydraulic fracturing cracks |
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7100688B2 (en) * | 2002-09-20 | 2006-09-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fracture monitoring using pressure-frequency analysis |
| RU2455665C2 (en) * | 2010-05-21 | 2012-07-10 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Method of diagnostics of formation hydraulic fracturing processes on-line using combination of tube waves and microseismic monitoring |
| RU2550770C1 (en) * | 2014-08-27 | 2015-05-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method to determine geometric characteristics of hydraulic fracturing crack |
| WO2017116261A1 (en) * | 2015-12-28 | 2017-07-06 | Акционерное Общество "Роспан Интернешнл" | Method of determining hydraulic fracture parameters in a well |
| RU2771648C1 (en) * | 2021-06-21 | 2022-05-11 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Пермский национальный исследовательский политехнический университет" | Method for predicting the spatial orientation of hydraulic fracturing cracks |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| БАДАЖКОВ Д.В. и др., Мониторинг и анализ событий в скважинах при проведении ГРП с определением интервалов развития трещин, PROнефть. Профессионально о нефти, 2023, т. 8, N1(27), стр. 73-80. * |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US20220282611A1 (en) | Method for fracturing activity and intensity monitoring and pressure wave resonance analysis | |
| US11035223B2 (en) | Method and system for detection of objects in a well reflecting hydraulic signal | |
| US20230003119A1 (en) | Low frequency distributed acoustic sensing hydraulic fracture geometry | |
| US6724687B1 (en) | Characterizing oil, gasor geothermal wells, including fractures thereof | |
| US11608740B2 (en) | Determining fracture properties using injection and step-rate analysis, dynamic injection test analysis, extracting pulse-type source signals from noisy data, and measuring friction parameters in a well | |
| US7819188B2 (en) | Monitoring, controlling and enhancing processes while stimulating a fluid-filled borehole | |
| US11762115B2 (en) | Fracture wave depth, borehole bottom condition, and conductivity estimation method | |
| US11415716B2 (en) | System and method of locating downhole objects in a wellbore | |
| CN113330184B (en) | Method for a multi-layer hydraulic fracturing treatment with real-time conditioning | |
| WO2021020985A1 (en) | A method and system for monitoring a wellbore object using a reflected pressure signal | |
| Kabannik et al. | Can we trust the diversion pressure as a decision-making tool: Novel technique reveals the truth | |
| US20220056793A1 (en) | Refrac efficiency monitoring | |
| RU2819060C1 (en) | Method of oil and gas production using determination of fracture development zones of multi-stage hydraulic fracturing | |
| WO2021126963A1 (en) | Method of predicting and preventing an event of fracture hit | |
| RU2796265C1 (en) | Method for determining zones of development of cracks in multi-stage hydraulic fracturing | |
| WO2024102027A1 (en) | Method for determining fracture development regions during multistage hydraulic fracturing | |
| CN118339359A (en) | Oil gas production method for identifying crack development area by multistage hydraulic fracturing method | |
| WO2020091793A1 (en) | Instrumented bridge plugs for downhole measurements | |
| WO2024167546A1 (en) | Systems and methods having an analytical tool for diagnosis of the source of water production in an oil and gas well | |
| WO2020252310A1 (en) | Using pre-fracturing hydraulic conductivity measurements to avoid fracture treatment problems |