[go: up one dir, main page]

WO2009070050A1 - Procédé de fonctionnement d'un puits de pétrole utilisant la technologie de fracturation hydraulique d'une formation - Google Patents

Procédé de fonctionnement d'un puits de pétrole utilisant la technologie de fracturation hydraulique d'une formation Download PDF

Info

Publication number
WO2009070050A1
WO2009070050A1 PCT/RU2008/000374 RU2008000374W WO2009070050A1 WO 2009070050 A1 WO2009070050 A1 WO 2009070050A1 RU 2008000374 W RU2008000374 W RU 2008000374W WO 2009070050 A1 WO2009070050 A1 WO 2009070050A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
well
hydraulic fracturing
oil
proppant
formation
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Ceased
Application number
PCT/RU2008/000374
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
Elena Mikhailovna Pershikova
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Schlumberger Canada Ltd
Services Petroliers Schlumberger SA
Prad Research and Development NV
Schlumberger Technology BV
Schlumberger Holdings Ltd
Original Assignee
Schlumberger Canada Ltd
Services Petroliers Schlumberger SA
Prad Research and Development NV
Schlumberger Technology BV
Schlumberger Holdings Ltd
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Schlumberger Canada Ltd, Services Petroliers Schlumberger SA, Prad Research and Development NV, Schlumberger Technology BV, Schlumberger Holdings Ltd filed Critical Schlumberger Canada Ltd
Priority to US12/744,841 priority Critical patent/US8826978B2/en
Publication of WO2009070050A1 publication Critical patent/WO2009070050A1/ru
Anticipated expiration legal-status Critical
Ceased legal-status Critical Current

Links

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00—Survey of boreholes or wells
    • E21B47/10—Locating fluid leaks, intrusions or movements
    • E21B47/11—Locating fluid leaks, intrusions or movements using tracers; using radioactivity
    • 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
    • E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
    • E21B49/08—Obtaining fluid samples or testing fluids, in boreholes or wells

Definitions

  • the invention relates to the field of oil production, in particular, oil production using hydraulic fracturing technology, and can be used to control the operation of an oil well.
  • Known (RU, patent 217888) is a method for monitoring the tightness of the annulus.
  • cement slurry pipes with gaseous chemically inert radioisotopes are injected over the casing, gamma-ray logging is carried out after the formation of cement stone and gamma-ray logs after predetermined time periods with the determination of the beginning of the annular flow by comparing the gamma-ray logs with the background, moreover, as a radioisotope using a long-lived gaseous chemically inert radioisotope with monochromatic gamma radiation, which There are no short-lived decomposition products, which are introduced directly into the grouting mortar.
  • Krypton-85 radioisotope whose half-life is 10.71 years, having monochromatic gamma radiation of 0.5 MeV energy, in the absence of short-lived decay products
  • Known (SU, copyright certificate 977726) is a method of controlling the development of an oil and gas field.
  • the control method uses a labeling substance previously introduced into the body of the reservoir, wherein at least one fluorocarbon compound is used as a labeling substance.
  • the method of nuclear magnetic resonance is used.
  • Known (SU, copyright 1017794) a method of controlling the movement of oil in the reservoir.
  • an indicator with a carrier is brought into the formation through injection wells, samples are taken from production wells and the presence and time of appearance of the indicator with a carrier are determined, and separate fractions of oil taken from the formation are used as a carrier, in particular, an oil fraction with a boiling point of 40 230 0 C.
  • a judgment is made about the movement of oil in the reservoir.
  • the technical problem to which the developed technical solution is directed is to ensure operational quality control of the state of development of a reservoir - a reservoir of hydrocarbon deposits.
  • the technical result obtained by the implementation of the developed technical solution consists in increasing the accuracy of monitoring the movement of oil in the reservoir, well flow rate, and in addition, this method allows you to establish from which of the fracture zones or from which fracture and / or fracture zone proppant removal occurs conducting multilevel hydraulic fracturing.
  • the developed method for verifying the operation of a production well operating using hydraulic fracturing technology.
  • the developed method initially, by any known method, at least one hydraulic fracture is created in the formation, proppant particles are introduced into the obtained crack / crack zone, which includes slag particles of various industries, differing in their chemical composition from each other at different stages Hydraulic fracturing, the selection of the oil-gas mixture from the well, and the mixture contains proppant particles, including slag particles, washed from the fracture.
  • the proppant particles are separated by any known method of separating the liquid and solid phases, and the content of metals that make up the slag particles is determined.
  • the measured values it is determined by which fractures the flow of oil from the formation into the well or from which of the zones of cracks or from which crack and / or zone of the fracture occurs during multilevel hydraulic fracturing, proppant is removed. If two hydraulic fractures are made in the formation, then the proppant, including slag particles, can be introduced into at least one of the fractures. This is due to the fact that in the absence in the well production (oil-water-gas mixture) of chemical compounds that make up the slag, it is obvious that the oil flows through the second crack. If there are three or more cracks in the formation, slag of various chemical composition must be introduced.
  • slags For better fixation of slags in a hydraulic fracture, it is desirable to use slags whose apparent (or average, according to GOST ceramic technology) density is close in value to the apparent density of proppants, which will ensure the absence of proppant and slag segregation during the hydraulic fracturing process.
  • a fracture is introduced into the well, the surface end of which is connected to the means for supplying the hydraulic fracturing slurry fluid containing proppant particles, and the second end is installed against one (preferably) lower fracture, and a suspension of proppant particles is fed into the fracture, interfering fracture closure (standard well treatment procedure using hydraulic fracturing technology).
  • the suspension contains slag particles that differ in chemical and phase composition.
  • the same oxides can form different phases, for example, in the proppant there is one phase - mullite, and in the slag there is a sillimanite phase - they are both aluminosilicates, but they have different parameters of the cystic lattices, which is determined by x-ray. Then the end of the pipeline is transferred to another previously formed hydraulic fracture and a suspension of proppant is fed into it, but with an admixture of slag particles of another production and, accordingly, another phase composition.
  • slag particles differing from each other and from the proppant in phase composition are fed into each fracture / fracture zone of the hydraulic fracture. Then start the operation of the well prepared in this way.
  • the oil-water-gas mixture released by the well is passed through a solid phase separation means, which includes proppant particles and also slag particles released from the cracks.
  • the collected solid phase is analyzed for slag phases used as hydraulic fracture marks. According to the results of the analysis, hydraulic fractures are determined, through which the oil flow from the reservoir flows and through which there is practically no oil flow, as evidenced by the absence of the metal of the mark in the solid phase, as well as cracks / zones of cracks from which the proppant flows.
  • a membrane filter or hydrocyclone as a means of separating the solid phase from the liquid, as well as simple analytical equipment used to detect known phases in separated solid phase, in particular, it can be a set of ion-selective electrodes or equipment for chemical drop analysis (methods of complex titration of an aliquot of an aqueous or acid extract (depending on the composition of the set of metals being determined), as well as methods of X-ray phase, X-ray fluorescence analyzes.
  • slag particles which are a carrier with an indicator (marks)

Landscapes

  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Geophysics (AREA)
  • Analysing Materials By The Use Of Radiation (AREA)
  • Sampling And Sample Adjustment (AREA)

Description

Способ проверки работы нефтяной скважины, работающей с использованием технологии гидравлического разрыва пласта.
Изобретение относится к области добычи нефти, в частности, добычи нефти с использованием технологии гидравлического разрыва пласта, и может быть использовано для контроля эксплуатации нефтяной промысловой скважины.
Известен (RU, патент 217888) способ мониторинга герметичности затрубного пространства. Согласно известному способу осуществляют закачку за обсадную колонну труб тампонажного раствора с газообразными химически инертными радиоизотопами, проведение фонового гамма-каротажа после образования цементного камня и гамма-каротажей через заданные периоды времени с определением момента начала заколонного перетока по результатам сравнения контрольных гамма-каротажей с фоновым, причем в качестве радиоизотопа используют долгоживущий газообразный химически инертный радиоизотоп с монохроматическим гамма-излучением, у которого отсутствуют короткоживущие продукты распада, \кoтopый вводят его непосредственно в тампонажный раствор. Обычно рекомендуют использовать радиоизотоп кpиптoн-85, период полураспада которого составляет 10,71 года, имеющий монохроматическое гамма-излучение энергией 0,5 МэВ, при отсутствии короткоживущих продуктов распада
Недостатком известного способа можно признать отсутствие информации о выделении пластом нефти.
Известен (SU, авторское свидетельство 977726) способ контроля за разработкой нефтегазового месторождения. Согласно известному способу для контроля используют метящее вещество, предварительно вводимое в тело продуктивного пласта, причем в качестве метящего вещества используют, по меньшей мере, одно фторуглеродное соединение. Для его качественного и количественного определения в продукции скважины используют метод ядерно-магнитного резонанса.
Недостатком известного способа контроля следует признать отсутствие информации о том, какая часть пласта выделяет углеводород, а также использование сложного аналитического оборудования - ЯМР - анализатора.
Известен (SU, авторское свидетельство 1017794) способ контроля за движением нефти в пласте. Согласно известному способу водят в пласт через нагнетательные скважины индикатор с носителем, отбирают пробы из эксплуатационных скважин и определяют наличие и время появления индикатора с носителем, причем в качестве носителя используют отдельные фракции отобранной из пласта нефти, в частности, фракцию нефти с температурой кипения 40 - 230 0C. По определенным количествам индикатора выносят суждение о движении нефти в пласте.
Недостатком известного способа следует признать его достаточно высокую себестоимость, поскольку при реализации способа необходимо фракционировать добытую нефть либо на месте добычи, что означает установку перегонного устройства, либо отбор нужной фракции на нефтеперегонном заводе. Кроме того, известный способ не позволяет определить продуктивности отдельных областей продуктивного пласта.
Техническая задача, на решение которой направлено разработанное техническое решение, состоит в обеспечении оперативного качественного контроля состояния разработки пласта — коллектора залежи углеводородов.
Технический результат, получаемый при реализации разработанного технического решения, состоит в повышении точности контроля движения нефти по пласту, дебита скважины, и кроме того, данный метод позволяет установить, из какой из зон трещины или из какой трещины и/или зоны трещины происходит вынос проппанта при проведении многоуровневого гидроразрыва пласта.
Для достижения указанного технического результата предложено использовать разработанный способ проверки работы эксплуатационной скважины, работающей с использованием технологии гидравлического разрыва пласта. Согласно разработанному способу первоначально любым известным способом создают, по меньшей мере, одну трещину гидравлического разрыва в пласте, вводят в полученную трещину/зону трещины частицы проппанта, в состав которого входят частицы шлаков различных производств, отличающиеся по своему химическому составу друг от друга на различных стадиях ГРП, производят отбор нефте-водо- газовой смеси из скважины, причем смесь содержит частицы проппанта, в том числе и шлаковые частицы, вымытые из трещины. Отделяют частицы проппанта любым известным способом разделения жидкой и твердой фазы, и определяют содержание металлов, входивших в состав шлаковых частиц. По измеренным значениям определяют по каким трещинам происходит приток нефти из пласта в скважину или из какой из зон трешин или из какой трещины и /или зоны трещины при проведении многоуровневого ГРП происходит вынос проппанта. Если в пласту выполнены две трещины гидравлического разрыва, то проппант, включающих шлаковые частицы, может быть введен по-крайней мере в одну из трещин. Это обусловлено тем, что при отсутствии в скважинной продукции (нефте-водо-газовой смеси) химических соединений, входящих в состав шлака, очевидно, что нефть поступает по второй трещине. При наличии трех и более трещин в пласте необходимо вводить шлаки различного химического состава. Для лучшей фиксации шлаков в трещине гидравлического разрыва желательно использовать шлаки, кажущаяся (или средняя, по ГОСТу керамической технологии) плотность которых близка по значению к кажущейся плотности проппантов, что обеспечит отсутствие сегрегации проппанта и шлака во время процесса ГРП.
Сущность разработанного способа состоит в следующем.
После создания в пласте — коллекторе трещин гидравлического разрыва в скважину вводят трубопровод, наземный конец которого подключен к средству подачи суспензии- жидкости ГРП, содержащей частицы проппанта, а второй конец установлен против одной (предпочтительно) нижней трещины, и подают в трещину суспензию частиц проппанта, препятствующих смыканию трещины (стандартная процедуры обработки скважины по технологии гидравлического разрыва). Однако вместе с частицами проппанта суспензия содержит шлаковые частицы, отличающиеся химическим и фазовым составом. В принципе, одни и те же оксиды могут образовывать различные фазы, так, например, в проппанте есть одна фаза - муллит, а в шлаке есть фаза силлиманит -оба они алюмосиликаты, но у них разные параметры кисталлических решеток, что определяется ренгеном. Затем конец трубопровода переводят к другой ранее сформированной трещине гидравлического разрыва и подают в нее суспензию проппанта, но уже с примесью шлаковых частиц другого производства и , соответственно, другого фазового состава.
Аналогично в каждую трещину/зоны трещин гидравлического разрыва подают шлаковые частицы, отличающиеся друг от друга и от проппанта фазовым составом. Затем начинают эксплуатацию подготовленной указанным образом скважины. Выделяемую скважиной нефте-водо-газовую смесь пропускают через средство отделения твердой фазы, в которую входят и выделившиеся из трещин частицы проппанта, а также частицы шлаков. Собранную твердую фазу подвергают анализу на содержание фаз шлаков, используемых в качестве меток трещин гидравлического разрыва. По результатам анализа определяют трещины гидравлического разрыва, по которым протекает поток нефти из пласта и по которым практически отсутствует поток нефти, о чем свидетельствует отсутствие металла метки в твердой фазе, а также трещины/зоны трещин, из которых идет вынос проппанта. По результатам анализа выносится суждение о необходимости промывки зоны непроизводящей трещины от геля и других загрязнений, мешающих выходу потока нефти или о создании новых трещин гидравлического разрыва, а также сведения о качестве проведенного ГРП. Все последующие действия приводят, как правило, к активации поверхности трещины гидравлического разрыва с повышением дебета промысловой скважины.
К преимуществам разработанного способа . следует дополнительно отнести его низкую себестоимость, возникающую из- за использования отходов производства - металлургических шлаков, а также низкую стоимость дополнительно используемого оборудования: мембранный фильтр или гидроциклон как средство отделения твердой фазы от жидкой, а также простое аналитическое оборудование, применяемое для обнаружение известных фаз в отделенной твердой фазе, в частности, это может быть набор ионселективных электродов или оборудования для капельного химического анализа (методы комплексного титрования аликвоты водной или кислотной вытяжки (в зависимости от состава набора определяемых металлов), а также методы рентренофазового, рентгено-флюорисцентного анализов.
В дальнейшем сущность способа будет иллюстрирована примером его реализации на одной из скважин, эксплуатируемой ООО «Texнoлoгичecкaя Компания Шлюмбepжe» в Западной Сибири.
При эксплуатации скважины при толщине продуктивного пласта 16 м в нем было выполнено 4 трещины гидравлического разрыва стандартным способом. Затем посредством типового оборудования заполнения полученных трещин гидравлического разрыва частицами проппанта в нижнюю трещину вместе со сфероидными частицами керамического проппанта в виде гранул с размерами 6-100, предпочтительно 10-40 меш, со сферичностью и округлостью по Крумбейну не менее 0,8, плотностью 2,6 г/см3 закачали до примерно такого размера медьсодержащие шлаки, во вторую трещину гидравлического разрыва вместе с указанными частицами проппанта закачали свинецсодержащие шлаки, в третью трещину - железосодержащие шлаки и в четвертую трещину - цинксодержащие шлаки. После заполнения трещин гидравлического разрыва частицами проппанта в сочетании со шлаковыми частицами, представляющими собой носитель с индикатором (метками) приступили с использованием погружных насосов к откачиванию нефте-водную смеси из скважины. Откаченную смесь пропускали периодически через гидроциклон с отделением твердой фазы. Отделенную твердую фазы разделяли (по удельной плотности) на фракции, одну из которых представляли пыль шлаковые частицы. Шлаковые частицы отмывали от нефти, измельчали и обрабатывали серной кислотой. Кислотную вытяжку анализировали с использованием ионселективных электродов на содержание ионов меди, свинца, железа и цинка. Было установлено, что кислотная вытяжка содержит ионы меди и цинка и следовые количества ионов железа и свинца. Следовательно, вторая и третья трещины практически не выделяют нефти. Эксплуатация скважины была приостановлена, области второй и третьей трещин были промыты раствором - деструктором геля, а затем раствором, растворяющим фильтрационную корку. После этого во вторую и третью трещины повторно загрузили проппант в сочетании со шлаками, содержащими соответственно железо и свинец. Повторно начали промышленную откачку нефти из скважины. Повторный анализ вновь отделенной от нефте-водной смеси твердой фазы показал наличие ионов всех четырех металлов. Дебит скважины был увеличен на 22 %.

Claims

Формула изобретения
1. Способ проверки работы эксплуатационной скважины, работающей с использованием технологии гидравлического разрыва пласта, включающий введение в пласт индикатора с носителем, отбор пробы из эксплуатационной скважины и определение наличия и количества индикатора с вынесением суждения о продуктивности областей пласта в скважине и с вынесением суждения о том, какая из трещин и или зон трещины подвержена выносу проппанта, отличающийся тем, что предварительно создают в пласте, по меньшей мере, одну трещину методом гидроразрыва пласта, в качестве носителя и/или индикатора используют шлаки различных производств, вводимые на различных стадиях закачки проппанта в трещину гидроразрыва, и различающиеся для различных стадий закачки в тещину гидроразрыва.
2 Способ по п. 1, отличающийся тем, что на различных стадиях закачки шлаки различаются по фазовому составу. 3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что на различных стадиях закачки шлаки различаются по химическому составу.
PCT/RU2008/000374 2007-11-30 2008-06-10 Procédé de fonctionnement d'un puits de pétrole utilisant la technologie de fracturation hydraulique d'une formation Ceased WO2009070050A1 (fr)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US12/744,841 US8826978B2 (en) 2007-11-30 2008-06-10 Method of testing the operation of a producing oil well operated using the formation hydrofracturing process

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RUPCT/RU2007/000671 2007-11-30
RU2007000671 2007-11-30

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2009070050A1 true WO2009070050A1 (fr) 2009-06-04

Family

ID=40678790

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/RU2008/000374 Ceased WO2009070050A1 (fr) 2007-11-30 2008-06-10 Procédé de fonctionnement d'un puits de pétrole utilisant la technologie de fracturation hydraulique d'une formation

Country Status (3)

Country Link
US (1) US8826978B2 (ru)
RU (1) RU2383727C2 (ru)
WO (1) WO2009070050A1 (ru)

Cited By (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN102562024A (zh) * 2011-12-29 2012-07-11 中国石油集团川庆钻探工程有限公司长庆井下技术作业公司 一种优化均匀铺置浓度的压裂设计方法
CN104500047A (zh) * 2014-12-31 2015-04-08 中国石油天然气股份有限公司 分析多段压裂液返排液中示踪物质以评价压裂效果的方法
CN106321053A (zh) * 2015-07-01 2017-01-11 中国石油化工股份有限公司 一种油气井增产方法
CN110552694A (zh) * 2019-09-26 2019-12-10 中国地质大学（北京） 一种考虑多因素影响的泥质白云岩油藏油井产能评价方法

Families Citing this family (12)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN103032060A (zh) * 2012-11-08 2013-04-10 中国石油天然气股份有限公司 水平井连续油管水力喷砂多簇射孔环空加砂多段压裂工艺
CN103556990B (zh) * 2013-10-30 2016-03-16 大庆市永晨石油科技有限公司 一种采油井产能跟踪与评价方法
RU2544923C1 (ru) * 2013-12-02 2015-03-20 Общество с ограниченной ответственностью "ВОРМХОЛС" Способ мониторинга добывающих или нагнетательных горизонтальных или наклонно направленных скважин
CN104018822B (zh) * 2014-05-23 2016-09-14 中国石油化工股份有限公司江汉油田分公司采油工艺研究院 一种油井分段压裂效果监测方法
WO2015184532A1 (en) 2014-06-03 2015-12-10 Hatch Ltd. Granulated slag products and processes for their production
CN104265259A (zh) * 2014-08-07 2015-01-07 员增荣 产能跟踪与评价方法
GB2539056A (en) 2015-06-03 2016-12-07 Geomec Eng Ltd Improvements in or relating to injection wells
GB2539001B (en) * 2015-06-03 2021-04-21 Geomec Eng Ltd Improvements in or relating to hydrocarbon production from shale
CN106246154A (zh) * 2016-08-30 2016-12-21 员增荣 产能跟踪与评价方法
CN112112620A (zh) * 2020-09-16 2020-12-22 贵州大学 一种使用水力压裂采油井的运行监测方法及其设备
RU2751305C1 (ru) * 2020-12-04 2021-07-13 федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Казанский (Приволжский) федеральный университет" (ФГАОУ ВО КФУ) Способ геохимического мониторинга работы скважин после проведения гидравлического разрыва пласта
BR112023025014A2 (pt) * 2021-06-01 2024-02-20 Kemira Oyj Polímero marcado e método

Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2006101982A (ru) * 2003-06-25 2006-08-10 Родиа Шими (Fr) Способ возбуждения нефтяного месторождения, включающий использование различных ингибиторов образования отложений
US7160844B2 (en) * 2003-11-04 2007-01-09 Global Synfrac Inc. Proppants and their manufacture
EA200601872A1 (ru) * 2004-04-05 2007-02-27 Карбо Серамикс Инкорпорейтед Содержащие метку расклинивающие агенты и способы их получения

Family Cites Families (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU977726A1 (ru) 1981-04-21 1982-11-30 Всесоюзный Научно-Исследовательский Институт Ядерной Геофизики И Геохимии Мечена жидкость дл контрол за разработкой нефтегазового месторождени
SU1017794A1 (ru) 1981-06-11 1983-05-15 Всесоюзный Научно-Исследовательский Институт Ядерной Геофизики И Геохимии Способ контрол за движением нефти в пласте при разработке залежи
RU2171888C2 (ru) * 1999-05-17 2001-08-10 Открытое акционерное общество "ВолгоградНИПИморнефть" Способ мониторинга герметичности затрубного пространства
US6659175B2 (en) * 2001-05-23 2003-12-09 Core Laboratories, Inc. Method for determining the extent of recovery of materials injected into oil wells during oil and gas exploration and production
US6691780B2 (en) * 2002-04-18 2004-02-17 Halliburton Energy Services, Inc. Tracking of particulate flowback in subterranean wells
US7933718B2 (en) * 2006-08-09 2011-04-26 Momentive Specialty Chemicals Inc. Method and tool for determination of fracture geometry in subterranean formations based on in-situ neutron activation analysis
US7516788B2 (en) * 2007-02-28 2009-04-14 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of marking a zone of a wellbore for localizing the source of produced particulate

Patent Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2006101982A (ru) * 2003-06-25 2006-08-10 Родиа Шими (Fr) Способ возбуждения нефтяного месторождения, включающий использование различных ингибиторов образования отложений
US7160844B2 (en) * 2003-11-04 2007-01-09 Global Synfrac Inc. Proppants and their manufacture
EA200601872A1 (ru) * 2004-04-05 2007-02-27 Карбо Серамикс Инкорпорейтед Содержащие метку расклинивающие агенты и способы их получения

Cited By (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN102562024A (zh) * 2011-12-29 2012-07-11 中国石油集团川庆钻探工程有限公司长庆井下技术作业公司 一种优化均匀铺置浓度的压裂设计方法
CN102562024B (zh) * 2011-12-29 2015-02-04 中国石油集团川庆钻探工程有限公司长庆井下技术作业公司 一种优化均匀铺置浓度的压裂设计方法
CN104500047A (zh) * 2014-12-31 2015-04-08 中国石油天然气股份有限公司 分析多段压裂液返排液中示踪物质以评价压裂效果的方法
CN104500047B (zh) * 2014-12-31 2017-12-01 中国石油天然气股份有限公司 分析多段压裂液返排液中示踪物质以评价压裂效果的方法
CN106321053A (zh) * 2015-07-01 2017-01-11 中国石油化工股份有限公司 一种油气井增产方法
CN106321053B (zh) * 2015-07-01 2019-01-01 中国石油化工股份有限公司 一种油气井增产方法
CN110552694A (zh) * 2019-09-26 2019-12-10 中国地质大学（北京） 一种考虑多因素影响的泥质白云岩油藏油井产能评价方法
CN110552694B (zh) * 2019-09-26 2020-11-24 中国地质大学（北京） 一种考虑多因素影响的泥质白云岩油藏油井产能评价方法

Also Published As

Publication number Publication date
RU2383727C2 (ru) 2010-03-10
US8826978B2 (en) 2014-09-09
RU2008115289A (ru) 2009-10-27
US20120267096A1 (en) 2012-10-25

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2383727C2 (ru) Способ проверки работы нефтяной скважины, работающей с использованием технологии гидравлического разрыва пласта
Johannesson et al. Rare earth elements as geochemical tracers of regional groundwater mixing
US8230731B2 (en) System and method for determining incursion of water in a well
Huang et al. Role of desorption-adsorption and ion exchange in isotopic and chemical (Li, B, and Sr) evolution of water following water–rock interaction
EA032678B1 (ru) Интеллектуальные метки на основе наночастиц для применения в подземных пластах
RU2622974C2 (ru) Способ мониторинга добывающих или нагнетательных горизонтальных или наклонно направленных скважин
RU2544923C1 (ru) Способ мониторинга добывающих или нагнетательных горизонтальных или наклонно направленных скважин
Rakishev et al. Research into leaching of uranium from core samples in tubes using surfactants
CN105510561B (zh) 利用原油单体含硫化合物中的硫同位素确定油源的方法
Stockdale et al. Recovery of technologically critical lanthanides from ion adsorption soils
US9803454B2 (en) Sand control device and methods for identifying erosion
RU2828138C1 (ru) Способ мониторинга источников поступления скважинного флюида с применением магнитных индикаторов
US20230279770A1 (en) Method of using an ultrahigh resolution nanoparticle tracer additive in a wellbore, hydraulic fractures and subsurface reservoir
CA3223366A1 (en) Apparatus and methods for using colloidal particles to characterize fracturing treatments
Biehler et al. Simulation of the effects of geochemical reactions on groundwater quality during planned flooding of the Königstein uranium mine, Saxony, Germany
Yusupov et al. INCREASING GOLD LEACHING EFFICIENCY WITH CHANGE OF SOLUTION RHEOLOGICAL PROPERTIES.
CN115370355A (zh) 油泥调剖示踪剂的制备和使用方法
US20250075617A1 (en) Method of using non-magnetic solid tracers
CN108267554A (zh) 一种压裂返排液分析方法
US12385895B2 (en) Isotopic monitoring of reservoir water
Huber et al. Colloid/nanoparticle formation and mobility in the context of deep geological nuclear waste disposal (Project KOLLORADO-2); final report
RU2810919C1 (ru) Способ лабораторного определения минерализации пластовой и поровой воды низкопроницаемых горных пород
Ofili et al. A review of produced water management processes: A case study of a brown field in Niger Delta
CA3063448C (en) Method of inhibiting deposition of silicon-based inorganic deposits during in-situ hydrocarbon production
Li et al. Characteristics of Rare Earth Elements in Groundwater of Multiple Aquifers and Their Implications in the Panxie Mine Area, Huainan Coalfield, China

Legal Events

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

Ref document number: 08779201

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1

NENP Non-entry into the national phase

Ref country code: DE

WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: 12744841

Country of ref document: US

122 Ep: pct application non-entry in european phase

Ref document number: 08779201

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1