RU2649195C1 - Method of determining hydraulic fracture parameters - Google Patents
Method of determining hydraulic fracture parameters Download PDFInfo
- Publication number
- RU2649195C1 RU2649195C1 RU2017102005A RU2017102005A RU2649195C1 RU 2649195 C1 RU2649195 C1 RU 2649195C1 RU 2017102005 A RU2017102005 A RU 2017102005A RU 2017102005 A RU2017102005 A RU 2017102005A RU 2649195 C1 RU2649195 C1 RU 2649195C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- fracture
- parameters
- interval
- placement
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 39
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 claims abstract description 13
- 238000009826 distribution Methods 0.000 claims description 12
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 9
- 230000008569 process Effects 0.000 abstract description 8
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 7
- 238000011161 development Methods 0.000 abstract description 5
- 238000002347 injection Methods 0.000 abstract description 4
- 239000007924 injection Substances 0.000 abstract description 4
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 13
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 6
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 4
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 4
- 229910052704 radon Inorganic materials 0.000 description 4
- SYUHGPGVQRZVTB-UHFFFAOYSA-N radon atom Chemical compound [Rn] SYUHGPGVQRZVTB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000013467 fragmentation Methods 0.000 description 3
- 238000006062 fragmentation reaction Methods 0.000 description 3
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 3
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 2
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 2
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 2
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 238000002224 dissection Methods 0.000 description 2
- 230000033001 locomotion Effects 0.000 description 2
- 238000013507 mapping Methods 0.000 description 2
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 2
- 238000012821 model calculation Methods 0.000 description 2
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- 230000005534 acoustic noise Effects 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 230000005672 electromagnetic field Effects 0.000 description 1
- 230000005284 excitation Effects 0.000 description 1
- 238000004880 explosion Methods 0.000 description 1
- 239000000706 filtrate Substances 0.000 description 1
- 238000003384 imaging method Methods 0.000 description 1
- 230000004941 influx Effects 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 238000005304 joining Methods 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 1
- 239000004575 stone Substances 0.000 description 1
- 238000003860 storage 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
- 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
- E21B43/261—Separate steps of (1) cementing, plugging or consolidating and (2) fracturing or attacking the formation
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/06—Measuring temperature or pressure
-
- 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
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Acoustics & Sound (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Abstract
Description
Заявляемое изобретение относится к нефтедобыче, а именно к области выполнения работ по интенсификации притока в нефтегазовой скважине с помощью гидроразрыва пласта при одновременном контроле геометрических и гидродинамических параметров трещины в реальном времени.The claimed invention relates to oil production, and in particular to the field of work to stimulate flow in an oil and gas well using hydraulic fracturing while monitoring the geometrical and hydrodynamic parameters of the fracture in real time.
Гидроразрыв пласта является эффективным способом интенсификации притока нефтегазовых скважин, однако геологические факторы накладывают определенные ограничения на предельную эффективность трещины, при достижении которой необходимо прекратить закачку и остановить рост трещины. К данным факторам относятся:Hydraulic fracturing is an effective way to intensify the influx of oil and gas wells, however, geological factors impose certain restrictions on the ultimate efficiency of the fracture, upon reaching which it is necessary to stop the injection and stop the growth of the fracture. These factors include:
- преобладающий рост трещины не по горизонтали в пределах целевого горизонта, а по вертикали, что особенно опасно приобщением соседних водоносных горизонтов или прорывом к флюидальным контактам;- the predominant crack growth is not horizontal within the target horizon, but vertical, which is especially dangerous by joining adjacent aquifers or a breakthrough to fluid contacts;
- достижение предельной гидравлической эффективности, после которой дальнейший рост трещины не приведет к повышению продуктивности скважины, однако будет сопряжен с расходом реагентов.- achievement of maximum hydraulic efficiency, after which further growth of the fracture will not lead to increased well productivity, however, it will be associated with the consumption of reagents.
Поскольку детальное моделирование роста трещины затруднено неопределенностями в геологическом строении среды и знании ее физических характеристик, то необходим такой способ гидроразрыва, при котором одновременно с закачкой регентов осуществлялся бы мониторинг геометрических параметров трещины, таких как азимут распространения, длина, высота, ширина раскрытия.Since detailed modeling of crack growth is complicated by uncertainties in the geological structure of the medium and knowledge of its physical characteristics, a hydraulic fracturing method is necessary in which, simultaneously with the injection of regents, the geometric parameters of the crack, such as propagation azimuth, length, height, and opening width, are monitored.
Известны способы контроля процесса гидроразрыва пласта (см. патенты RU: №2319177, МПК G01V1/00, опубликован 10.03.2008 г.; 2461026, МПК E21B47/14, опубликован 10.09.2012 г.; 2550770, МПК E21B47/14, опубликован 10.05.2015 г.; 2507396, МПК E21B47/14, опубликован 20.02.2014 г.; 2455665, МПК E21B47/14, опубликован 10.07.2012 г.), которые основаны на записи и интерпретации сейсмических событий как до, так в процессе, и после гидроразрыва пласта, тем самым вычисляют координаты источников сейсмических колебаний, выделяют пространственные зоны микросейсмической активности, определяют размеры и направление развития поверхностей трещиноватости и обеспечивают контроль процесса гидроразрыва пласта.Known methods for controlling the hydraulic fracturing process (see patents RU: No. 2319177, IPC G01V1 / 00, published March 10, 2008; 2461026, IPC E21B47 / 14, published September 10, 2012; 2550770, IPC E21B47 / 14, published May 10, 2005 .2015; 2507396, IPC E21B47 / 14, published February 20, 2014; 2455665, IPC E21B47 / 14, published July 10, 2012), which are based on recording and interpretation of seismic events both before and during the process, and after hydraulic fracturing, the coordinates of the sources of seismic vibrations are calculated, the spatial zones of microseismic activity are identified, the size and direction of development are determined overhnostey fracture and provide control of the fracturing process.
Перечисленные способы позволяют визуализировать трещину гидроразрыва по сейсмическим событиям, приуроченным в основном к кончику трещины, где сейсмическая активность наиболее интенсивна, что позволяет определить длину трещины и азимут распространения. Однако способ практически не дает информации ни о высоте, ни о ширине раскрытия трещины гидроразрыва. These methods allow you to visualize a hydraulic fracture by seismic events, confined mainly to the tip of the fracture, where seismic activity is most intense, which allows you to determine the length of the fracture and the azimuth of propagation. However, the method practically does not provide information about either the height or the width of the opening of the fracture.
Кроме того, способ накладывает ограничения на ландшафт местности, поскольку требуется площадная съемка на дневной поверхности, и также на степень расчлененности геологической формации (при сильной расчлененности размывается акустическая картина). Применение в реальном времени в процессе гидроразрыва ограничивается скоростью обработки сейсмической информации, и, как правило, не достижимо на практике.In addition, the method imposes restrictions on the terrain, because it requires area survey on the day surface, and also on the degree of dissection of the geological formation (with strong dissection, the acoustic picture is eroded). Real-time application in the process of hydraulic fracturing is limited by the speed of processing seismic information, and, as a rule, is not achievable in practice.
Известен способ контроля развития трещины гидроразрыва пласта и ее геометрии (см. патент № RU 2374438, МПК E21B43/26, опубликован 27.11.2009 г.), включающий нагнетание в ствол одной из скважин проводящей жидкости гидроразрыва и измерение параметров электромагнитного поля и/или акустических сигналов, возникающих в результате приложения импульсов напряжения к жидкости гидроразрыва, и определяют координаты кончика трещины.A known method of controlling the development of a hydraulic fracture and its geometry (see patent No. RU 2374438, IPC E21B43 / 26, published November 27, 2009), including injecting a conductive hydraulic fracturing fluid into the wellbore and measuring the parameters of the electromagnetic field and / or acoustic signals resulting from the application of voltage pulses to the fracturing fluid, and determine the coordinates of the tip of the crack.
Данный способ позволяет наблюдать распространение трещины в процессе гидроразрыва пласта по изменению местоположения кончика трещины, тем самым фиксировать длину и азимут распространения трещины, однако не позволяет судить ни о высоте, ни о ширине раскрытия трещины. Преимуществом является отсутствие ограничений на ландшафт местности, и расчлененность геологической формации. Недостатком способа является требование на контраст электрического сопротивления между жидкостью и породами целевого горизонта, что проблематично в низкоомных коллекторах, и накладывает серьезные ограничения на составы жидкостей, а также необходимость электрической изоляции скважинного оборудования для проведения замеров.This method allows you to observe the propagation of a fracture during hydraulic fracturing by changing the location of the tip of the fracture, thereby fixing the length and azimuth of the propagation of the fracture, but it does not allow one to judge either the height or the width of the fracture opening. The advantage is the absence of restrictions on the terrain, and the fragmentation of the geological formation. The disadvantage of this method is the requirement for the contrast of electrical resistance between the fluid and the rocks of the target horizon, which is problematic in low-impedance reservoirs, and imposes serious restrictions on the composition of the fluids, as well as the need for electrical isolation of the downhole equipment for measurements.
Известен способ контроля геометрических и гидродинамических параметров гидроразрыва пласта (см. патент № RU 2390805, МПК G01V5/12, опубликован 27.05.2010 г.), включающий поверхностную радоновую съемку, замер гамма-активности, радоновые индикаторные исследования, для получения таких гидродинамических характеристик пласта, как проницаемость и профиль приемистости, проводят замер гамма-активности, осуществляют гидроразрыв пласта, повторяют радоновую съемку, радоновые индикаторные исследования, замер гамма-активности, полученные данные сопоставляют и устанавливают азимутальное расположение трещин гидроразрыва, а также проницаемость и профиль приемистости пласта.A known method of monitoring the geometrical and hydrodynamic parameters of hydraulic fracturing (see patent No. RU 2390805, IPC G01V5 / 12, published 05/27/2010), including surface radon imaging, measurement of gamma activity, radon indicator studies, to obtain such hydrodynamic characteristics of the formation , such as permeability and injectivity profile, measure gamma activity, carry out hydraulic fracturing, repeat radon survey, radon indicator studies, measure gamma activity, the obtained data is compared and establish the azimuthal location of the fractures, as well as the permeability and injectivity profile of the formation.
Данный способ позволяет наблюдать только за азимутальным распространением трещины гидроразрыва и не позволяет судить о прочих параметрах, таких как высота, длина и ширина раскрытия. Способ не накладывает каких-либо ограничений на расчлененность геологической формации, однако, поскольку связан с проведением площадной съемки на дневной поверхности, то это накладывает ограничения на ландшафт местности. Кроме того, способ основан на сравнении съемок до и после гидроразрыва, и поэтому не годится для наблюдения в реальном времени в процессе гидроразрыва.This method allows you to observe only the azimuthal propagation of the fracture and does not allow to judge about other parameters, such as height, length and width of the opening. The method does not impose any restrictions on the fragmentation of the geological formation, however, since it is associated with the conduct of areal surveying on the day surface, this imposes restrictions on the terrain. In addition, the method is based on comparing surveys before and after hydraulic fracturing, and therefore is not suitable for real-time observation during hydraulic fracturing.
Известен способ определения размеров трещины гидроразрыва пласта (см. патент № RU 2324810, МПК E21B43/26, опубликован 20.05.2008 г.), при котором предварительно создают численную модель вытеснения жидкости гидроразрыва из трещины и из зоны фильтрата пластовым флюидом с целью расчета изменения содержания жидкости разрыва в общей добыче во время пуска скважины в эксплуатацию после гидроразрыва, а затем сравнивают результаты измерений с модельными расчетами и определяют длину трещины на основе обеспечения наилучшего совпадения результатов измерений и модельных расчетов.A known method for determining the size of hydraulic fractures (see patent No. RU 2324810, IPC E21B43 / 26, published May 20, 2008), in which a numerical model of displacing hydraulic fracturing fluid from a fracture and from a filtrate zone with a formation fluid is preliminarily created in order to calculate the content change fracturing fluids in the total production during commissioning after hydraulic fracturing, and then compare the measurement results with model calculations and determine the length of the fracture based on ensuring the best match of the measurement results model calculations.
Данный способ позволяет определять только длину трещины гидроразрыва, и не позволяет судить об остальных параметрах, таких как высота, ширина раскрытия и азимут распространения по раздельности. Преимуществами способа являются возможность работы при любых типах ландшафта местности и любой расчлененности геологической формации. Однако способ не дает информацию в реальном времени в процессе гидроразрыва, поскольку основан на наблюдениях за скважиной после гидроразрыва.This method allows you to determine only the length of the fracture, and does not allow to judge about other parameters, such as height, opening width and propagation azimuth separately. The advantages of the method are the ability to work with any type of terrain and any fragmentation of the geological formation. However, the method does not provide real-time information during hydraulic fracturing, as it is based on observations of the well after hydraulic fracturing.
Наиболее близким к заявляемому является взятый в качестве прототипа способ контроля распределённых геолого-технологических параметров нефтегазовых скважин (см.: Рязанцев А.Э., Черемисин А. Н., Торопецкий К.В., Внутрискважинный мониторинг в концепции «умной» скважины, Вестник ЦКР Роснедра. 2014. №1, с. 2 – 6), включающий измерение ее физических характеристик с помощью опущенных в скважину геофизических приборов и вычисление по ним геолого-технологических параметров скважины, причем измерения производят в реальном времени в локально выбранных точках и/или вдоль выбранных участков скважины измерения физических характеристик скважины. При этом в качестве физических характеристик скважины выбирают температуру флюида и/или дебит флюида, и/или давление флюида, и/или характеристики акустического шума скважины, и/или компонентный состав флюида.Closest to the claimed one is a prototype method for monitoring the distributed geological and technological parameters of oil and gas wells (see: Ryazantsev A.E., Cheremisin A.N., Toropetskiy K.V., Downhole monitoring in the concept of a “smart” well, Vestnik TsKR Rosnedra. 2014. No. 1, pp. 2-6), including measuring its physical characteristics using geophysical instruments lowered into the well and calculating the geological and technological parameters of the well from them, moreover, measurements are made in real time in locally selected points and / or along selected sections of the well to measure the physical characteristics of the well. In this case, the temperature of the fluid and / or the flow rate of the fluid, and / or the pressure of the fluid, and / or the characteristics of the acoustic noise of the well, and / or the composition of the fluid are selected as the physical characteristics of the well.
К недостаткам данного способа можно отнести невозможность определения азимута трещины в реальном времени с начала формирования, а также низкую точность определения геометрических параметров трещины ГРП.The disadvantages of this method include the impossibility of determining the azimuth of the fracture in real time from the beginning of formation, as well as the low accuracy of determining the geometric parameters of the hydraulic fracture.
Задачей настоящего изобретения является повышение точности определения геометрических параметров трещины в режиме «он-лайн».The objective of the present invention is to improve the accuracy of determining the geometric parameters of the cracks in the on-line mode.
Техническим результатом изобретения является возможность определения с высокой точностью большего количества геометрических параметров трещины, а именно азимута, длины, средней ширины раскрытия, высоты (интервала раскрытия) непосредственно в процессе ГРП.The technical result of the invention is the ability to determine with high accuracy a greater number of geometrical parameters of the fracture, namely the azimuth, length, average width of the opening, height (opening interval) directly in the hydraulic fracturing process.
Технический результат достигается тем, что в способе определения параметров трещины гидроразрыва пласта в скважине, включающем измерение распределенных температуры и давления в скважине с последующим вычислением по ним геометрических параметров трещины, дополнительно одновременно производят измерение механических деформаций обсадной колонны скважины с помощью тензодатчиков, размещенных на наружной поверхности обсадной колонны скважины в заданном порядке в пределах интервала перфорации, и мониторинг сейсмических событий посредством приемников, размещенных выше и ниже интервала перфорации.The technical result is achieved by the fact that in the method for determining the parameters of a hydraulic fracture in a well, including measuring the distributed temperature and pressure in the well, followed by calculating the geometric parameters of the well, they also simultaneously measure the mechanical deformation of the casing of the well using strain gauges placed on the outer surface well casing in a predetermined order within the perforation interval, and monitoring of seismic events through TV receivers located above and below the perforation interval.
В качестве заданного порядка размещения тензодатчиков поперечных микродеформаций возможно их азимутальное распределение с заданным шагом в нескольких последовательных сечениях в пределах интервала перфорации. As a given order of placement of strain gauges of transverse microdeformations, their azimuthal distribution with a given step in several consecutive sections within the perforation interval is possible.
В качестве заданного порядка размещения тензодатчиков продольных микродеформаций возможно их азимутальное распределение с заданным шагом в нескольких последовательных сечениях в пределах интервала перфорации.As a given order of placement of strain gauges of longitudinal microstrains, their azimuthal distribution with a given step in several consecutive sections within the perforation interval is possible.
В качестве заданного порядка размещения тензодатчиков главных радиусов кривизны поверхности возможно их азимутальное распределение с заданным шагом в нескольких последовательных сечениях в пределах интервала перфорации.As a given order of placement of strain gauges of the main radii of surface curvature, their azimuthal distribution with a given step in several consecutive sections within the perforation interval is possible.
В качестве заданного порядка размещения тензодатчиков расстояний от обсадной колонны до стенок скважины возможно их азимутальное распределение с заданным шагом в нескольких последовательных сечениях в пределах интервала перфорации.As a predetermined order of placement of strain gages of distances from the casing to the walls of the well, their azimuthal distribution with a given step in several consecutive sections within the perforation interval is possible.
В качестве заданного порядка размещения всех типов тензодатчиков возможно их азимутальное распределение с заданным шагом со смещением по спирали относительно центральной оси скважины в пределах интервала перфорации.As a given order of placement of all types of strain gauges, their azimuthal distribution is possible with a given step with a shift in a spiral relative to the central axis of the well within the perforation interval.
В качестве заданного порядка размещения сейсмоприемников возможно их азимутальное распределение с заданным шагом в нескольких последовательных сечениях выше и ниже интервала перфорации.As a given arrangement of geophones, their azimuthal distribution is possible with a given step in several consecutive sections above and below the perforation interval.
Заявляемое изобретение поясняется чертежами, в которых на фиг.1 представлена принципиальная схема системы скважинного мониторинга параметров трещины гидроразрыва пласта (ГРП), с помощью которой возможно осуществление заявляемого способа, на фиг. 2 - схема возможного размещения датчиков в такой системе. The invention is illustrated by drawings, in which Fig. 1 is a schematic diagram of a borehole monitoring system for fracture parameters of hydraulic fracturing (Fracturing), with which it is possible to implement the inventive method, in Fig. 2 is a diagram of a possible arrangement of sensors in such a system.
Система скважинного мониторинга содержит скважину 1, установленную в ней обсадную колонну 2, размещенные на ней муфты 3 с тензодатчиками 4, АЦП 5, блоками 6 передачи данных и блоками 7 питания, заколонную цементную стяжку 8, перфорацию 9 ствола, датчики 10 температуры и давления, сейсмоприемники 11.The downhole monitoring system comprises a well 1, a
Определение параметров трещины гидроразрыва пласта в скважине производят в следующем порядке.Determination of the parameters of hydraulic fracturing in the well is carried out in the following order.
Сначала производят работы по подготовке скважины к измерениям. Для этого в пробуренную скважину 1 опускают обсадную колонну 2 с размещенными в ней датчиками 10 температуры и давления, а также с предварительно установленными на ее наружной поверхности в заданном порядке муфтами 3 с тензодатчиками 4, АЦП 5, блоками 6 и 7 передачи данных и автономного питания, соответственно, и сейсмоприемниками 11. Пространство между породой и обсадной колонной 2 заливают цементом с образованием стяжки 8. Производят перфорацию 9 ствола обсадной колонны 2 насквозь (через обсадку и цементный камень). First, work is carried out to prepare the well for measurements. To do this, lower the
Далее в скважину 1 под давлением начинают закачивать жидкость и одновременно в режиме «он-лайн» регистрировать показания с датчиков 10 (температуру, давление в различных точках внутри скважины 1), механические деформации обсадной колонны 2 и/или околоскважинного пространства с тензодатчиков 4 и сейсмические волны в районе скважины с сейсмоприемников 11. Регистрация показаний с датчиков 10, 4 и 11 преобразуется АЦП 5 и через блоки 6 передачи данных поступает в комплекс обработки в течение всего времени до момента гидроразрыва околоскважинного пространства (открытия трещины ГРП) и далее до момента стабилизации геометрических размеров трещины ГРП. При этом наличие блоков 7 автономного питания обеспечивает возможность работы погружных элементов системы без их подключения к внешним источникам.Then, fluid begins to be pumped into the well 1 under pressure and simultaneously in the on-line mode, read the readings from the sensors 10 (temperature, pressure at various points inside the well 1), mechanical deformations of the
Предложенная система скважинного мониторинга параметров трещины ГРП предполагает разработку специального прибора, выполненного в виде трубы-переводника, размещаемого в верхней части хвостовика в процессе его сборки и спуска в скважину. Важными функциями прибора является сбор, обработка и хранение информации от системы датчиков, расположенных на поверхности хвостовика по всей его длине, обеспечение автономного питания всей системы. Передача информации на дневную поверхность с помощью канала связи, основанного на модуляции длины заземляющего электрода и подачи в цепь квазипостоянного тока с дневной поверхности. The proposed system of borehole monitoring of hydraulic fracture parameters suggests the development of a special device made in the form of a sub pipe placed in the upper part of the liner during its assembly and lowering into the well. Important functions of the device are the collection, processing and storage of information from a system of sensors located on the surface of the shank along its entire length, providing autonomous power to the entire system. Information is transmitted to the surface using a communication channel based on modulation of the length of the grounding electrode and the supply of quasi-constant current to the circuit from the surface.
В качестве измерительной системы малой информативности предлагается использовать накладные приборы для измерения механических напряжений на поверхности трубы хвостовика, температуры и давления в затрубье. Этой информации, согласно нашим исследованиям достаточно для определения геометрических характеристик трещины в окрестности скважины. Это - вертикальное распространение трещины, азимут ее плоскости и амплитуду раскрытия. It is proposed to use overhead devices for measuring mechanical stresses on the surface of the liner pipe, temperature and pressure in the annulus as a measuring system of low information content. According to our research, this information is sufficient to determine the geometrical characteristics of the fracture in the vicinity of the well. This is the vertical propagation of the crack, the azimuth of its plane and the amplitude of the opening.
Эти параметры могут передаваться на поверхность практически в режиме реального времени в процессе ГРП и могут быть использованы в процессе выполнения ГРП для корректировки процесса. These parameters can be transmitted to the surface in almost real time during hydraulic fracturing and can be used in the process of hydraulic fracturing to adjust the process.
В качестве важной информационной составляющей для определения длины трещины гидроразрыва пласта предлагается использовать приборы для регистрации микросейсмических событий на основе трехкомпонентных акселерометров, расположенных вдоль трубы хвостовика на его внешней поверхности выше и ниже интервала перфорации.It is proposed to use devices for recording microseismic events based on three-component accelerometers located along the liner pipe on its outer surface above and below the perforation interval as an important information component for determining the length of a hydraulic fracture.
Микросейсмическое картирование основано на фиксировании микросейсмических событий, возникающих в околоскважинном пространстве непосредственно при росте трещины гидроразрыва пласта, когда в среде возникают перераспределения напряжений с высвобождением упругой энергии в виде упругих колебаний среды.Microseismic mapping is based on recording microseismic events that occur in the near-wellbore space directly during the growth of a hydraulic fracture, when stress redistributions occur in the medium with the release of elastic energy in the form of elastic medium vibrations.
Комплекс трехкомпонентных сейсмоприемников размещается на глубине вблизи трещины ГРП, позволяет зарегистрировать продольные (первичные или P-волны) и поперечные (вторичные или S-волны) волны и рассчитать местоположение сейсмического события. Положение каждого отдельного микросейсмического события определяется по времени вступления продольных и поперечных волн (которые позволяют определить расстояние и абсолютную отметку), а также движению частиц в продольной волне (определяется азимут и абсолютная отметка сейсмического события относительно комплекса сейсмоприемников). Для того чтобы использовать информацию о движении частиц, необходимо определить ориентацию приемника, что обычно достигается с помощью мониторинга взрывов при перфорации скважин или других сейсмических источников в данной или соседней скважине, т.е. откалибровать скоростную модель среды.The complex of three-component seismic receivers is located at a depth near the hydraulic fracture, allows you to register longitudinal (primary or P-waves) and transverse (secondary or S-waves) waves and calculate the location of the seismic event. The position of each individual microseismic event is determined by the time of arrival of the longitudinal and transverse waves (which allows you to determine the distance and absolute elevation), as well as the movement of particles in the longitudinal wave (the azimuth and absolute elevation of the seismic event relative to the seismic receiver complex are determined). In order to use information on particle motion, it is necessary to determine the orientation of the receiver, which is usually achieved by monitoring explosions during perforation of wells or other seismic sources in a given or neighboring well, i.e. calibrate the velocity model of the medium.
Для микросейсмического картирования были использованы микро электро-механические (MEMS) цифровые акселерометры с 24-разрядным выходом при дискретизации не хуже 0.25 мс, что позволяет регистрировать акустические сигналы в диапазоне частот 0–2000 Гц с динамическим диапазоном 150 дБ. Для непрерывности прослеживания сигнала шаг расстановки сейсмический приемников не должен превосходить нескольких длин волны, при частоте 2000 Гц и скорости 3000 м/с это составляет 3–5 м. Для обеспечения необходимой точности определения удаления источника при неизвестном времени возбуждения сигнала необходима апертура, в 2 раза превышающая удаление источника, т.е. не менее 200 м.For microseismic mapping, we used microelectromechanical (MEMS) digital accelerometers with a 24-bit output with sampling no worse than 0.25 ms, which makes it possible to record acoustic signals in the frequency range 0–2000 Hz with a dynamic range of 150 dB. For the continuity of signal tracking, the arrangement step of the seismic receivers should not exceed several wavelengths, at a frequency of 2000 Hz and a speed of 3000 m / s this is 3-5 m. To ensure the necessary accuracy of determining the removal of the source at an unknown signal excitation time, an aperture is required, 2 times exceeding source removal, i.e. not less than 200 m
Узел автономного питания необходим на случай сбоя питания с поверхности, в этот момент могут быть получены и записаны весьма ценные данные. В настоящее время существуют высокотемпературные Li-SoCl2 батареи с рабочей температурой до 150/165/200°С и емкостью до 800/70/15 Вт⋅ч, соответственно (например, EEMB Battery или Saft). При температурах до 120°С годятся NiMh батареи, обладающие типовыми емкостями до 100 Вт ч. Существуют высокотемпературные микросхемы EEPROM емкостью 32 Мбит и рабочей температурой до 210°С (например, TI SM28VLT32-HT c интерфейсом SPI), или 64 Мбит с рабочей температурой до 150°С. An autonomous power supply unit is necessary in case of a power failure from the surface, at this point very valuable data can be obtained and recorded. Currently, there are high-temperature Li-SoCl2 batteries with an operating temperature of up to 150/165/200 ° C and a capacity of up to 800/70/15 Wh, respectively (for example, EEMB Battery or Saft). At temperatures up to 120 ° C NiMh batteries with typical capacities up to 100 Wh are suitable. There are high-temperature EEPROM microcircuits with a capacity of 32 Mbit and an operating temperature of up to 210 ° C (for example, TI SM28VLT32-HT with an SPI interface), or 64 Mbit with an operating temperature up to 150 ° C.
Оснащение скважины измерительной системой производится на этапе строительства скважины. Размещение датчиков и электроники в кольцевом пространстве между хвостовиком и стенкой скважины, которое заполняется цементом. The well is equipped with a measuring system at the stage of well construction. Placement of sensors and electronics in the annular space between the liner and the well wall, which is filled with cement.
Во время проведения ГРП данные (температура, давление, микродеформации, сейсмические события) по бронированному кабелю поступают в модуль сбора и передачи данных и передаются на поверхность в режиме реального времени, где обрабатываются с помощью специального ПО и выводятся на экран в виде трафиков. Анализируя графики (либо с помощью специального программного комплекса), мы можем получить вертикальное распространение трещины, азимут ее плоскости и максимальное раскрытие.During hydraulic fracturing, data (temperature, pressure, microdeformations, seismic events) through an armored cable are sent to the data acquisition and transmission module and transmitted to the surface in real time, where they are processed using special software and displayed on the screen in the form of traffic. By analyzing the graphs (or using a special software package), we can obtain the vertical propagation of the crack, the azimuth of its plane and the maximum opening.
Благодаря проводимому в реальном времени параллельному мониторингу распределенных физических параметров скважины и сейсмических событий вокруг ее, заявляемый способ позволяет определять азимут, длину, ширину раскрытия трещины, высоту (интервал раскрытия) трещины в реальном времени при выполнении гидродинамического воздействия на проницаемый коллектор, что, в совокупности с геомеханической моделью развития трещины, позволяет оптимальным образом уточнить режимы закачки с целью достижения целевых параметров трещины ГРП.Due to real-time parallel monitoring of the distributed physical parameters of the well and seismic events around it, the claimed method allows to determine the azimuth, length, width of the crack opening, height (opening interval) of the crack in real time when performing hydrodynamic effects on the permeable reservoir, which, in total with a geomechanical model of the development of the fracture, it makes it possible to optimally specify the injection regimes in order to achieve the target parameters of the hydraulic fracture.
Claims (7)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017102005A RU2649195C1 (en) | 2017-01-23 | 2017-01-23 | Method of determining hydraulic fracture parameters |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017102005A RU2649195C1 (en) | 2017-01-23 | 2017-01-23 | Method of determining hydraulic fracture parameters |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2649195C1 true RU2649195C1 (en) | 2018-03-30 |
Family
ID=61867303
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2017102005A RU2649195C1 (en) | 2017-01-23 | 2017-01-23 | Method of determining hydraulic fracture parameters |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2649195C1 (en) |
Cited By (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2020117085A1 (en) * | 2018-12-06 | 2020-06-11 | Schlumberger Canada Limited | A method for multilayer hydraulic fracturing treatment with real-time adjusting |
| RU2741888C1 (en) * | 2020-02-03 | 2021-01-29 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Method of evaluation of parameters of fractures of formation hydraulic fracturing for horizontal well |
| CN114165204A (en) * | 2021-11-12 | 2022-03-11 | 中国石油大学(华东) | Real-time visual monitoring experiment device and method for hydraulic fracture network evolution process under reservoir conditions |
| RU2773015C1 (en) * | 2021-04-20 | 2022-05-30 | Публичное акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" (ПАО "НК "Роснефть") | Computer-implemented system for predicting areas with a high fracture content in a rock mass and calculating the volumetric and shear deformation |
| CN115126459A (en) * | 2021-03-26 | 2022-09-30 | 中国石油天然气股份有限公司 | Method and device for treating hydraulic fracture height |
| CN115717519A (en) * | 2021-08-23 | 2023-02-28 | 大庆油田有限责任公司 | Small-diameter fracturing tool integrating sand-blasting perforation and pressure monitoring |
| CN117468908A (en) * | 2023-12-04 | 2024-01-30 | 东北石油大学 | Novel method for improving recovery ratio of pressure flooding of medium-low permeability reservoir |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EA009704B1 (en) * | 2004-05-28 | 2008-02-28 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | System and methods using fiber optics in coiled tubing |
| RU2324810C2 (en) * | 2006-05-31 | 2008-05-20 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Method for determining dimensions of formation hydraulic fracture |
| RU2374440C2 (en) * | 2004-07-08 | 2009-11-27 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Sensor system |
| WO2011145985A1 (en) * | 2010-05-21 | 2011-11-24 | Schlumberger Canada Limited | A method of real time diagnostic of fracture operations with combination of tube waves and microseismic monitoring. |
| RU2564040C2 (en) * | 2010-07-19 | 2015-09-27 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. | Connection via protective shell of line |
| RU2599914C1 (en) * | 2012-10-05 | 2016-10-20 | Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк. | Analysis of stratigraphic investigation of joints |
-
2017
- 2017-01-23 RU RU2017102005A patent/RU2649195C1/en active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EA009704B1 (en) * | 2004-05-28 | 2008-02-28 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | System and methods using fiber optics in coiled tubing |
| RU2374440C2 (en) * | 2004-07-08 | 2009-11-27 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Sensor system |
| RU2324810C2 (en) * | 2006-05-31 | 2008-05-20 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Method for determining dimensions of formation hydraulic fracture |
| WO2011145985A1 (en) * | 2010-05-21 | 2011-11-24 | Schlumberger Canada Limited | A method of real time diagnostic of fracture operations with combination of tube waves and microseismic monitoring. |
| RU2564040C2 (en) * | 2010-07-19 | 2015-09-27 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. | Connection via protective shell of line |
| RU2599914C1 (en) * | 2012-10-05 | 2016-10-20 | Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк. | Analysis of stratigraphic investigation of joints |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| ЧЕРЕМИСИН А.Н. и др. Внутрискважинный мониторинг в концепции "умной" скважины // Вестник ЦКР Роснедра, 1/2014, С.2-6. * |
Cited By (12)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2020117085A1 (en) * | 2018-12-06 | 2020-06-11 | Schlumberger Canada Limited | A method for multilayer hydraulic fracturing treatment with real-time adjusting |
| US11753918B2 (en) | 2018-12-06 | 2023-09-12 | Schlumberger Technology Corporation | Method for multilayer hydraulic fracturing treatment with real-time adjusting |
| RU2741888C1 (en) * | 2020-02-03 | 2021-01-29 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Method of evaluation of parameters of fractures of formation hydraulic fracturing for horizontal well |
| CN115126459A (en) * | 2021-03-26 | 2022-09-30 | 中国石油天然气股份有限公司 | Method and device for treating hydraulic fracture height |
| CN115126459B (en) * | 2021-03-26 | 2024-05-28 | 中国石油天然气股份有限公司 | Method and device for treating height of hydraulic fracture |
| RU2773015C1 (en) * | 2021-04-20 | 2022-05-30 | Публичное акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" (ПАО "НК "Роснефть") | Computer-implemented system for predicting areas with a high fracture content in a rock mass and calculating the volumetric and shear deformation |
| CN115717519A (en) * | 2021-08-23 | 2023-02-28 | 大庆油田有限责任公司 | Small-diameter fracturing tool integrating sand-blasting perforation and pressure monitoring |
| CN114165204A (en) * | 2021-11-12 | 2022-03-11 | 中国石油大学(华东) | Real-time visual monitoring experiment device and method for hydraulic fracture network evolution process under reservoir conditions |
| CN114165204B (en) * | 2021-11-12 | 2023-08-25 | 中国石油大学(华东) | Experimental device and method for real-time visual monitoring of hydraulic fracture network evolution process under reservoir conditions |
| RU2786303C1 (en) * | 2022-07-01 | 2022-12-19 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпромнефть-Технологические партнерства" (ООО "Газпромнефть-Технологические партнерства") | Method for determining the geometry of hydraulic fracturing taking into account the separation and interaction of hydraulic fracturing fluid flows between fractures |
| RU2796265C1 (en) * | 2022-11-07 | 2023-05-19 | Дмитрий Викторович Бадажков | Method for determining zones of development of cracks in multi-stage hydraulic fracturing |
| CN117468908A (en) * | 2023-12-04 | 2024-01-30 | 东北石油大学 | Novel method for improving recovery ratio of pressure flooding of medium-low permeability reservoir |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2649195C1 (en) | Method of determining hydraulic fracture parameters | |
| CN112780256B (en) | Horizontal well microseismic monitoring system and monitoring method based on distributed optical fiber sensing | |
| US20230213669A1 (en) | Intelligent geophysical data acquisition system and acquisition method for shale oil and gas optical fiber | |
| CN111665568A (en) | Micro-logging device and measuring method based on distributed optical fiber acoustic wave sensing technology | |
| CN107387166B (en) | Real-time monitoring and early warning system and method for failure depth of coal seam floor of stope face | |
| CN112647936B (en) | Optimized oil reservoir development data acquisition system and method based on distributed optical fiber sensing | |
| GB2448206A (en) | Multi-physics inversion processing to predict formation pore pressure | |
| CN104215934B (en) | A kind of method utilizing uphole geophone to carry out fracturing micro-seismic monitoring | |
| CN107479098B (en) | Same-well micro-seismic monitoring process in hydraulic fracturing process | |
| US9903972B2 (en) | Seismic cable, system and method for acquiring information about seismic, microseismic and mechanical vibration incidents in a well | |
| CN102879805A (en) | Borehole-based and ground combined seismic wave space exploration method | |
| CN108226995A (en) | Active source microseismic monitoring device and method | |
| CN108957548B (en) | Prediction method for multi-wave multi-component joint observation seismic shale gas enrichment area | |
| AU2014407527B2 (en) | Integrating vertical seismic profile data for microseismic anisotropy velocity analysis | |
| CN113847019A (en) | Integrated data acquisition system and method for seismic geology engineering based on optical fiber sensing | |
| CN103675944A (en) | Comprehensive geophysical method for sedimentary basin uranium resource exploration | |
| CN111852566A (en) | Microseismic monitoring method for coal mine underground hydraulic fracturing crack propagation rule | |
| Hickman et al. | Structure and properties of the San Andreas Fault in central California: Recent results from the SAFOD experiment | |
| CN107179555B (en) | Seismic-while-drilling bit seismic focus side wall geological structure detection method | |
| CN101100940A (en) | Regular arrays sound signal detection system and its engineering uses | |
| WO2017116261A1 (en) | Method of determining hydraulic fracture parameters in a well | |
| US9134456B2 (en) | Electrical methods seismic interface box | |
| CN212255727U (en) | Micro-logging device based on distributed optical fiber acoustic wave sensing technology | |
| Sanfirov et al. | Frozen wall construction control in mine shafts using land and borehole seismology techniques | |
| Wang et al. | Hydraulic fracture monitoring using distributed acoustic sensing: A case study using dip-in fiber |