EP0174890B1 - Procédé d'essai de puits d'hydrocarbures - Google Patents

Procédé d'essai de puits d'hydrocarbures Download PDF

Info

Publication number
EP0174890B1
EP0174890B1 EP85401618A EP85401618A EP0174890B1 EP 0174890 B1 EP0174890 B1 EP 0174890B1 EP 85401618 A EP85401618 A EP 85401618A EP 85401618 A EP85401618 A EP 85401618A EP 0174890 B1 EP0174890 B1 EP 0174890B1
Authority
EP
European Patent Office
Prior art keywords
well
pressure
curve
fluid
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.)
Expired
Application number
EP85401618A
Other languages
German (de)
English (en)
Other versions
EP0174890A1 (fr
Inventor
Joseph Ayoub
Dominique Bourdet
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.)
Flopetrol Services Inc
Original Assignee
Flopetrol Services Inc
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 Flopetrol Services Inc filed Critical Flopetrol Services Inc
Publication of EP0174890A1 publication Critical patent/EP0174890A1/fr
Application granted granted Critical
Publication of EP0174890B1 publication Critical patent/EP0174890B1/fr
Expired legal-status Critical Current

Links

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
    • 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
    • E21B49/008—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 by injection test; by analysing pressure variations in an injection or production test, e.g. for estimating the skin factor

Definitions

  • the present invention relates to the testing of hydrocarbon wells, making it possible to determine the physical characteristics of the system formed by a well and an underground formation (also called “reservoir”) producing a fluid, hydrocarbons for example, through the well.
  • the invention relates to a method according to which the flow of fluid produced by the well is modified by closing or opening a valve which is located on the surface or in the well.
  • the resulting pressure variations are measured and recorded at the bottom of the well or at the surface as a function of the time elapsed since the start of the tests, that is to say since the modification of the flow rate.
  • the characteristics of the underground well-formation system can be deduced from these experimental data. These are analyzed by comparing the response of the underground formation to a change in the flow rate of the fluid produced, with the behavior of theoretical models having well-defined characteristics and subject to the same change in flow rate as the formation studied.
  • the characteristics obtained from this comparison depend on the theoretical model: the more complicated the model, the more numerous the characteristics that can be determined.
  • the basic model is represented by a homogeneous formation with impermeable upper and lower limits and with an infinite radial extension. The flow in the formation is then radial, directed towards the well.
  • the most commonly used theoretical model is more complicated. It includes the characteristics of the basic model to which internal conditions are added such as the wall effect (“skin effect” in English) and the effect of compression or decompression of the fluid in the well (“wellbore storage”).
  • the wall effect is defined by a coefficient S which characterizes the damage or stimulation of the part of the formation adjacent to the well.
  • the effect of compression or decompression of the fluid in the well is characterized by a coefficient C which results from the difference in the flow of fluid produced by the well between the underground formation and the well head, when a valve located in wellhead is either closed or open.
  • the coefficient C is usually expressed in barrels per psi, a barrel being equal to 0.16 m3 and a psi equal to 0.069 bar.
  • each curve is characterized by one or more dimensionless numbers which each represent a characteristic (or a combination of characteristics) of the theoretical system formed by a well and a reservoir.
  • a dimensionless parameter is defined by the actual parameter (pressure for example) multiplied by an expression that includes certain characteristics of the well-reservoir system so as to make the dimensionless parameter independent of these characteristics.
  • the S coefficient characterizes only the skin effect but is independent of other character- istics of the tank T and experimental conditions such as flow rate, fluid viscosity, the permeability of the formation, etc ...
  • the experimental curve and one of the standard curves represented with the same coordinate scales have an identical shape but are offset with respect to each other.
  • the offsets along the two axes, on the ordinate for pressure and on the abscissa for time, are proportional to the characteristic values of the well-reservoir system which can thus be determined.
  • Qualitative information on the underground formation is obtained by the identification of the different regimes on the network in logarithmic scale representing the experimental data. Knowing that a particular characteristic of the well-reservoir system, such as for example a vertical fracture, is characterized by a particular regime, all the different regimes appearing on the graph of the experimental data are identified in order to select the appropriate model of well-reservoir system. .
  • the characteristics of the training are obtained by selecting a standard curve having the same shape as the experimental curve and by determining the offset of the coordinate axes of the experimental curve compared to the theoretical curve.
  • the object of the present invention is to define a new method making it possible to shorten the duration of experimentation in the field.
  • This process advantageously makes use of the derivative P ' o of dimensionless pressure. It is also based on Green's functions (cf. CAR-SLAW HS and JAEGER JC, “Conduction of Heat in solids •, second edition, Oxford University Press, 1959), which relate to the analysis of transients pressure.
  • Green's functions provide the pressure variations over time created by a source (or well - in the sense of fluid mechanics) of instantaneous action and unit intensity (Dirac pulse, that is ie a pulse of duration ⁇ t and of amplitude 1 / ⁇ t, the surface of the pulse then being equal to 1, and At tending towards zero).
  • Dirac pulse that is ie a pulse of duration ⁇ t and of amplitude 1 / ⁇ t, the surface of the pulse then being equal to 1, and At tending towards zero.
  • Green's functions correspond to the derivatives with respect to time of the standard curves P o serving as a theoretical model. It follows that if a formation is subjected to an instantaneous action of unit intensity, the curve of the subsequent pressure variations can be brought into coincidence with an appropriate P ′ D curve.
  • the subject of the invention is a method for testing a well to determine the physical characteristics of a system consisting of a well and an underground formation containing a fluid and communicating with said well, this formation, homogeneous or heterogeneous, having a parietal effect and / or the fluid compressing or decompressing in the well.
  • This method implements a change in the flow rate of said fluid and the measurement of a quantity characteristic of the pressure P of the fluid at successive time intervals At.
  • said change in flow rate is carried out in a brief period so obtaining a flow pulse approaching a Dirac pulse, the amplitude of said flow pulse being large enough to allow measurement of said quantity characteristic of the pressure P of the fluid at said successive time intervals At.
  • the change in flow rate consists of a brief period of putting the well into production or injection into the well, or closing the well; the variations in the pressure P of the fluid at the bottom of the well are measured during said brief period, then during the subsequent period of return to the initial state of the well-formation system, and the experimental pressure curve thus obtained is compared to the curves d 'a double network of standard curves representing, as a function of a common parameter, the pressure P and its derivative P' with respect to time, by placing the branch of the experimental curve in coincidence corresponding to the brief period with the one of the standard curves P and of the branch of this curve corresponding to the subsequent period with the standard curve P 'of the same parameter.
  • the experimental results obtained using the method according to the invention are advantageously analyzed by operations of bringing the pressure curve recorded experimentally into coincidence with a network of standard curves.
  • This analysis differs from known methods by the fact that this coincidence is carried out with standard pressure curves P, only for part of the experimental curve, and for the other part of the experimental curve with standard pressure curves derivative P '.
  • this analysis is carried out without the need to derive the experimental data. This results from the very particular regime of brief pressure pulse imposed on the system. well-formation, which is one of the essential features of the present invention.
  • the method according to the present invention offers new means for testing oil wells. Its application is general.
  • the method can for example be used to test oil wells in production, for short times compared to known methods.
  • the production of the well is only interrupted for a short time, of the order of a few minutes, while in conventional methods the time to close the well varies on average from 10 hours to a few days. It follows that by applying the present invention, the financial loss due to the interruption of production is negligible.
  • the method is also particularly suitable for testing new wells when the experimentation time must be short (from 1 to 20 hours), or when surface drainage is not possible or must be avoided. This process makes it possible to quickly obtain the same information as that obtained by conventional tests. It can be used to perform rapid tests of superimposed layers of an underground formation and thus obtain the vertical profile of the permeability of the formation.
  • the underground formation is subjected to a flow pulse and the resulting pressure variations are recorded.
  • This flow pulse can be created either by putting into production, or by injection, a well before resting, or by interrupting the production of a well or the injection into a well.
  • the flow pulse should be short enough to ideally approximate a Dirac pulse. However, it is understood that in practice, this flow pulse must have a sufficient amplitude so that the resulting pressure variations can be measured using pressure probes commonly used in the petroleum industry.
  • the analysis of the experimental data obtained by the process of the invention calls upon known networks of standard curves, for example such as that of FIG. 7 of the article cited from the journal World Oil.
  • This network is twofold. It includes a first network of curves (drawn in dashes), representing the variations of the dimensionless pressure P D of the fluid as a function of the ratio tdCD where t o is the dimensionless time and C D is a dimensionless coefficient relative to the compression or decompression effect of the fluid in the well.
  • the second network of curves represents the product by t D / C D of the derivative P ' D of the pressure P D with respect to t D / C D.
  • the curves of these two networks depend on a common parameter C D e 2S combining two physical characteristics of the well-reservoir system, namely C D , defined above, and S, which is a coefficient relating to the wall effect in the well . They are plotted in logarithmic coordinates, the dimensionless quantity t D / C D being plotted on the abscissa.
  • the network in FIG. 1 characterizes the behavior of a homogeneous reservoir model and a well exhibiting the wall effect and the effect of compression or decompression of the fluid.
  • a fluid injection or a production start-up of the well under test is carried out for a time tp as short as possible.
  • this time must be on the one hand sufficiently short for the principle of testing based on the Dirac pulse to be applicable and on the other hand, long enough for the quantity of fluid injected or produced to be sufficient to produce a measurable pressure variation. In general, this time is of the order of a few minutes and rarely exceeds 10 minutes.
  • the pressure of the fluid at the bottom of the well is measured during this putting into production, then after the flow of the well has stopped.
  • a curve is drawn (FIG. 2) representing the values of the pressure P measured as a function of time ⁇ t.
  • the pressure variations ⁇ P are calculated with respect to the initial value Po.
  • the injection of fluid in the formation or the production of fluid is interrupted by the formation for a short time which makes it possible to approach the Dirac pulse. It is this latter case which is illustrated in FIG. 3 which corresponds to a well which has been in production for hundreds of hours.
  • the well is closed for a time tp, about 3 minutes, and opened again.
  • the pressure rises abruptly from M to N.
  • the pressure P decreases from N to a value which tends towards the pressure P o that the well would have had if it had not did't been closed.
  • This pressure P o can easily be obtained by extrapolation of the pressure P before the time of closing of the well.
  • the variations ⁇ P to be taken into account are obtained by making the difference between the pressures P and P o at different time intervals At. The time intervals are counted from the instant t o when the well is closed.
  • FIG. 5 shows an example of application to a formation having a double porosity.
  • the fluid produced by the formation is contained in the matrix, that is to say in the rock composing the formation, and in the interstices or cracks contained in the matrix.
  • the fluid which is evacuated relatively quickly from the cracks, is replenished relatively slowly by the matrix. Due to the more tormented evolution which results for the experimental pressure curve on its right side, the coincidence is carried out in a precise and unambiguous way and allows a clear distinction between homogeneous and heterogeneous behaviors.
  • the part of the method of the invention which consists in determining the characteristics of the underground formation from experimental data can of course be carried out using a computer, which would have the standard curves in memory.
  • the experimental data would be supplied to the computer, which would transform them as indicated above (multiplication by tp or by At) and would automatically determine the characteristics sought.
  • computer programs are commercially available to compare curves between them (“type-curves matching •).

Landscapes

  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Analytical Chemistry (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
  • Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
  • Ropes Or Cables (AREA)
  • Telephone Function (AREA)
  • Transition And Organic Metals Composition Catalysts For Addition Polymerization (AREA)

Description

  • La présente invention concerne les essais de puits d'hydrocarbures, permettant de déterminer les caractéristiques physiques du système formé d'un puits et d'une formation souterraine (appelée aussi «réservoir•) produisant un fluide, des hydrocarbures par exemple, à travers le puits.
  • De façon plus précise, l'invention se rapporte à un procédé selon lequel le débit de fluide produit par le puits est modifié en fermant ou en ouvrant une vanne qui se trouve à la surface ou dans le puits. Les variations de pression résultantes sont mesurées et enregistrées au fond du puits ou en surface en fonction du temps écoulé depuis le début des essais, c'est-à-dire depuis la modification du débit. Les caractéristiques du système puits-formation souterraine peuvent être déduites de ces données expérimentales. Celles-ci sont analysées en comparant la réponse de la formation souterraine à un changement de débit du fluide produit, avec le comportement de modèles théoriques ayant des caractéristiques bien définies et soumis au même changement de débit que la formation étudiée. Habituellement, les variations de pression en fonction du temps caractérisent le comportement du système puits-formation et l'enlèvement à débit constant de fluides, par l'ouverture d'une vanne dans le puits initialement fermé, est la condition d'essai qui est appliquée à la formation et au modèle théorique. Lorsque leurs comportements sont identiques, on suppose que le système étudié et le modèle théorique sont identiques aussi bien au point de vue quantitatif que qualitatif. En d'autres termes, ces réservoirs sont supposés avoir les mêmes caractéristiques physiques.
  • Les caractéristiques obtenues de cette comparaison dépendent du modèle théorique : plus le modèle est compliqué, plus les caractéristiques qui peuvent être déterminées sont nombreuses. Le modèle de base est représenté par une formation homogène avec des limites supérieure et inférieure imperméables et avec une extension radiale infinie. Le débit dans la formation est alors radial, dirigé vers le puits. Cependant, le modèle théorique le plus couramment utilisé est plus compliqué. Il comporte les caractéristiques du modèle de base auquel on ajoute des conditions internes telles que l'effet pariétal (« skin effect » en anglais) et l'effet de compression ou de décompression du fluide dans le puits (« wellbore storage en anglais). L'effet pariétal est défini par un coefficient S qui caractérise l'endommagement ou la stimulation de la partie de la formation adjacente au puits. L'effet de compression ou de décompression du fluide dans le puits est caractérisé par un coefficient C qui résulte de la diffé- rende de débit de fluide produit par le puits entre la formation souterraine et la tête de puits, lorsqu'une vanne située en tête de puits est soit fermée soit ouverte. Le coefficient C est exprimé habituellement en baril par psi, un baril étant égal à 0,16 m3 et un psi égal à 0,069 bar.
  • Le comportement d'un modèle théorique est représenté de façon commode par un réseau de courbes-types qui représentent les variations de pression, en fonction du temps, du fluide au fond du puits. Ces courbes sont habituellement tracées en coordonnées cartésiennes et en échelle logarithmique, la pression sans dimension étant portée en ordonnée et le temps sans dimension étant porté en abscisse. De plus, chaque courbe est caractérisée par un ou plusieurs nombres sans dimension qui représentent chacun une caractéristique (ou une combinaison de caractéristiques) du système théorique formé par un puits et un réservoir. Un paramètre sans dimension est défini par le paramètre réel (la pression par exemple) multiplié par une expression qui inclut certaines caractéristiques du système puits-réservoir de façon à rendre le paramètre sans dimension indépendant de ces caractéristiques. C'est ainsi que le coefficient S caractérise uniquement l'effet pariétal mais est indépendant des autres caràcté- Tistiques du réservoir et des conditions expérimentales telles que le débit, la viscosité du fluide, la perméabilité de la formation, etc... Lorsque le modèle théorique et le système étudié puits-formation correspondent, la courbe expérimentale et l'une des courbes-types représentées avec les mêmes échelles de coordonnées ont une forme identique mais sont décalées l'une par rapport à l'autre. Les décalages suivant les deux axes, en ordonnée pour la pression et en abscisse pour le temps, sont proportionnels à des valeurs de caractéristiques du système puits-réservoir qui peuvent ainsi être déterminées.
  • Des informations qualitatives sur la formation souterraine, telle que par exemple la présence d'une fracture, sont obtenues par l'identification des différents régimes sur le réseau en échelle logarithmique représentant les données expérimentales. Sachant qu'une caractéristique particulière du système puits-réservoir, telle que par exemple une fracture verticale, se caractérise par un régime particulier, tous les différents régimes apparaissant sur le graphe des données expérimentales sont identifiés pour sélectionner le modèle de système puits-réservoir approprié. Les caractéristiques de la formation sont obtenues en sélectionnant une courbe-type ayant la même forme que la courbe expérimentale et en déterminant le décalage des axes de coordonnées de la courbe expérimentale par rapport à la courbe théorique.
  • A un même modèle théorique correspondent plusieurs réseaux de courbes-type. Ceci dépend des paramètres sans dimension choisis pour la représentation des axes de coordonnées, ainsi que d'un ou plusieurs «index,.. Un « index n'est autre qu'un paramètre supplémentaire (ou une combinaison de paramètres) choisi pour la représentation des courbes, en complément des paramètres sans dimension des axes de coordonnées.
  • La comparaison des différentes méthodes utilisées est donnée dans l'article intitulé « A Compa- rison Between Different Skin and Wellbore Storage Type Curves for Early-Time Transient Analysis (Comparaison entre les différentes courbes-type avec effet pariétal et effet de compression ou de décompression pour l'analyse des transitoires précoces) par A. C. Gringarten & al., publié par « Society of Petroleum Engineers of AIME », (No SPE 8205). Le brevet des Etats-Unis d'Amérique n° 4 328 705 décrit également une méthode selon laquelle les courbes-types sont représentées en utilisant la pression sans dimension Po pour l'axe des ordonnées et le rapport tD/CD pour l'axe des abscisses, to étant le temps sans dimension et Co le coefficient sans dimension caractérisant l'effet de compression ou de décompression du fluide dans le puits. L'inconvénient de la méthode décrite dans ce brevet est que les courbes-types ont des formes variant relativement lentement l'une par rapport à l'autre. Il en résulte une certaine incertitude dans le choix de la courbe-type correspondant à la courbe expérimentale. On remarque également que, pour effectuer une analyse complète, on est obligé de faire appel non seulement à un graphe en échelle logarithmique représentant l'ensemble des données expérimentales, mais d'utiliser également des graphes spécialisés, en échelle semi-logarithmique par exemple, pour n'analyser qu'une partie des données mais d'une façon plus précise.
  • On a déjà songé à utiliser la dérivée mathématique de la pression sans dimension, P'D' au lieu de la pression sans dimension PD. Selon l'article « A new set of type curves simplifies well test analysis publié dans le numéro de mai 1983 de la revue World Oil, on trace la courbe de la dérivée ΔP' de la pression relevée expérimentalement et on effectue la mise en coïncidence de cette courbe et d'une courbe-type d'un réseau théorique P'D(tD/CD).
  • Un tel procédé donne des résultats satisfaisants, mais nécessite de faire des relevés de pression dans le puits pendant un temps relativement long.
  • La présente invention a pour but de définir un nouveau procédé permettant de raccourcir la durée d'expérimentation sur le terrain. Ce procédé fait avantageusement utilisation de la dérivée P'o de la pression sans dimension. Il se fonde par ailleurs sur les fonctions de Green (cf. CAR-SLAW H. S. et JAEGER J. C., « Conduction of Heat in solids •, seconde édition, Oxford Univer- sity Press, 1959), qui sont relatives à l'analyse des transitoires de pression. En bref, les fonctions de Green fournissent les variations de pression au cours du temps créées par une source (ou un puits - au sens de la mécanique des fluides) d'action instantanée et d'intensité unité (impulsion de Dirac, c'est-à-dire une impulsion de durée Δt et d'amplitude 1/Δt, la surface de l'impulsion étant alors égale à 1, et At tendant vers zéro). Mathématiquement, les fonctions de Green correspondent aux dérivées par rapport au temps des courbes-types Po servant de modèle théorique. Il s'ensuit que si l'on soumet une formation à une action instantanée d'intensité unité, la courbe des variations de pression subséquentes pourra être mise en coïncidence avec une courbe P'D appropriée.
  • En pratique, il n'est pas possible de soumettre la formation à une action instantanée d'intensité unité, l'injection ou la production de fluide correspondant à cette action devant durer nécessairement un temps fini. Mais l'expérience a montré que l'action pouvait s'étendre sur quelques minutes sans inconvénient pour la qualité des résultats.
  • En d'autres termes, l'invention a pour objet un procédé d'essai de puits pour déterminer des caractéristiques physiques d'un système constitué par un puits et une formation souterraine contenant un fluide et communiquant avec ledit puits, cette formation, homogène ou hétérogène, présentant de l'effet pariétal et/ou le fluide se comprimant ou se décomprimant dans le puits. Ce procédé met en oeuvre un changement du débit dudit fluide et la mesure d'une grandeur caractéristique de la pression P du fluide à des intervalles de temps successifs At. Selon l'invention, on effectue ledit changement de débit en une période brève de façon à obtenir une impulsion de débit se rapprochant d'une impulsion de Dirac, l'amplitude de ladite impulsion de débit étant suffisamment importante pour permettre de mesurer ladite grandeur caractéristique de la pression P du fluide auxdits intervalles de temps successifs At.
  • Le changement de débit consiste en une brève période de mise en production du puits ou d'injection dans le puits, ou de fermeture du puits ; on mesure les variations de la pression P du fluide au fond du puits durant ladite période brève, puis durant la période subséquente de retour vers l'état initial du système puits-formation, et on compare la courbe de pression expérimentale ainsi obtenue aux courbes d'un double réseau de courbes-types représentant, en fonction d'un paramètre commun, la pression P et sa dérivée P' par rapport au temps, par mise en coïncidence de la branche de la courbe expérimentale correspondant à la période brève avec l'une des courbes-types P et de la branche de cette courbe correspondant à la période subséquente avec la courbe-type P' de même paramètre.
  • Ainsi, les résultats expérimentaux obtenus à l'aide du procédé selon l'invention sont avantageusement analysés par des opérations de mise en coïncidence de la courbe de pression relevée expérimentalement avec un réseau de courbes-types. Cette analyse se distingue des procédés connus par le fait que cette coïncidence est effectuée avec des courbes-types de pression P, seulement pour une partie de la courbe expérimentale, et pour l'autre partie de la courbe expérimentale avec des courbes-types de pression dérivée P'. De plus cette analyse est effectuée sans avoir besoin de dériver les données expérimentales. Ceci résulte du régime bien particulier de brève impulsion de pression infligé au système puits-formation, qui est l'une des caractéristiques essentielles de la présente invention. Il faut noter que s'il était possible pratiquement de soumettre le système formation-puits à une variation de débit de très courte durée, de quelques secondes par exemple, la détermination des caractéristiques de la formation ne s'effectuerait qu'en utilisant les courbes-types dérivées P'D.
  • Dans un mode de mise en oeuvre préféré du procédé ainsi défini, les courbes-types du double réseau sont tracées en coordonnées logarithmiques en fonction de tD/CD, to représentant le temps sans dimension et CD le coefficient sans dimension de l'effet de compression ou de décompression du fluide dans le puits, avec pour paramètre la quantité CDe2S, S étant un coefficient d'effet pariétal, tandis que ce double réseau comprend :
    • - un réseau de courbes représentant l'évolution de la pression sans dimension Pα,
    • - et un réseau de courbes représentant l'évolution du produit par tD/CD de la dérivée P'D de la pression Pα par rapport à tD/CD, et que la courbe de pression expérimentale est également tracée en coordonnées logarithmiques, après avoir subi le traitement suivant :
    • - les valeurs de pression de la branche correspondant à la période brève sont multipliées par la durée tp de cette période,
    • - et les valeurs de pression de la branche correspondant à la période subséquente sont multipliées par le temps Δt écoulé depuis le début de la période brève,
  • l'amplitude des décalages verticaux et horizontaux nécessaires à la mise en coïncidence ainsi que la valeur déterminée pour le paramètre permettant de calculer ensuite les caractéristiques du système puits-formation, compte tenu pour un puits initialement au repos, de la valeur mesurée de la quantité totale de fluide produite ou injectée durant la période brève ou compte tenu, pour un puits produisant - ou recevant - un fluide et dont la production - ou l'injection - est arrêtée pendant un bref instant, de la quantité du fluide qui aurait été produite ou injectée si cet arrêt de production ou d'injection n'avait pas eu lieu.
  • Avantageusement, on effectue d'abord une translation verticale de la courbe expérimentale pour mettre en coïncidence avec une courbe-type P' (tD/CD) sa seconde branche correspondant à la période subséquente, puis une translation horizontale pour mettre sa première branche en coïncidence avec la courbe PD correspondante.
  • Le procédé selon la présente invention offre de nouveaux moyens d'essai des puits d'hydrocarbures. Son application est générale. Le procédé peut par exemple être utilisé pour tester des puits d'hydrocarbures en production, pendant des temps courts par rapport aux méthodes connues. La production du puits n'est interrompue que pendant un court instant, de l'ordre de quelques minutes, alors que dans les méthodes classiques le temps de fermeture du puits varie en moyenne de 10 heures à quelques jours. Il en résulte qu'en appliquant la présente invention, la perte financière due à l'interruption de production est négligeable. Le procédé est aussi particulièrement adapté à l'essai de nouveaux puits lorsque la durée d'expérimentation doit être courte (de 1 à 20 heures), ou lorsqu'un écoulement en surface n'est pas possible ou doit être évité. Ce procédé permet d'obtenir rapidement les mêmes renseignements que ceux obtenus par les essais classiques. Il peut être utilisé pour effectuer des essais rapides de couches superposées d'une formation souterraine et obtenir ainsi le profil vertical de la perméabilité de la formation.
  • D'autres caractéristiques et avantages de l'invention ressortiront plus clairement de la description qui va suivre, en regard des dessins annexés, d'exemples de mise en oeuvre non limitatifs.
    • - La figure 1 représente un réseau de courbes-types connu servant de modèle théorique.
    • - La figure 2 représente une courbe expérimentale de pression relevée sur un système puits-formation souterraine conformément au procédé selon l'invention, le puits étant préalablement au repos.
    • - La figure 3 représente une courbe expérimentale de pression relevée sur un système puits-formation souterraine conformément au procédé selon l'invention, le puits produisant préalablement un fluide.
    • - Les figures 4 et 5 illustrent la mise en oeuvre d'une partie du procédé selon l'invention, respectivement dans le cas d'une formation homogène et d'une formation hétérogène.
  • Selon le procédé de l'invention, on soumet la formation souterraine à une impulsion de débit et on enregistre les variations de pression résultantes. Cette impulsion de débit peut être créée soit en mettant en production, ou en injection, un puits préalablement au repos, soit en interrompant la production d'un puits ou l'injection dans un puits. L'impulsion du débit doit être suffisamment brève de façon à se rapprocher idéalement d'une impulsion de Dirac. Cependant on conçoit, qu'en pratique, cette impulsion de débit doit avoir une amplitude suffisante de façon que les variations de pression résultantes soient mesurables à l'aide de sondes de pression couramment utilisées dans l'industrie pétrolière.
  • Ce procédé met avantageusement à profit le fait que ce type de perturbation (impulsion de débit) engendre des variations de pression qui se comparent directement avec les courbes-types P'D déjà mentionnées, sans avoir à effectuer la dérivée des données expérimentales.
  • L'analyse des données expérimentales obtenues par le procédé de l'invention fait appel à des réseaux connus de courbes-types, par exemple tels que celui de la figure 7 de l'article cité de la revue World Oil. Ce réseau est double. Il comprend un premier réseau de courbes (tracé en tirets), représentant les variations de la pression sans dimension PD du fluide en fonction du rapport tdCD où to est le temps sans dimension et CD est un coefficient sans dimension relatif à l'effet de compression ou de décompression du fluide dans le puits. Le second réseau de courbes (tracé en traits continus) représente le produit par tD/CD de la dérivée P'D de la pression PD par rapport à tD/CD. Les courbes de ces deux réseaux dépendent d'un paramètre commun CDe2S combinant deux caractéristiques physiques du système puits-réservoir, savoir CD, défini plus haut, et S, qui est un coefficient relatif à l'effet pariétal dans le puits. Ils sont tracés en coordonnées logarithmiques, la quantité sans dimension tD/CD étant portée en abscisses.
  • La valeur de la pression sans dimension PD est donnée par l'équation suivante, en employant le système d'unités utilisé couramment dans l'industrie pétrolière et appelé « Oil field units » page 185 du livre intitulé « Advances in Well Test Analysis » publié par « Society of Petroleum Engineers of AIME »-1977 :
    Figure imgb0001
    dans laquelle :
    • k représente la perméabilité de la formation souterraine,
    • h est l'épaisseur de la formation,
    • ΔP est la variation de pression mesurée,
    • q est le débit du fluide en surface,
    • B est le coefficient de dilatation du fluide entre le réservoir et la surface (appelé en anglais « formation volume factor »), et
    • µ est la viscosité du fluide.
  • La valeur du rapport tD/CD, dans le même système d'unités que pour les équations précédentes, est donnée par :
    Figure imgb0002
    dans laquelle C est l'effet de compression ou de décompression du fluide dans le puits.
  • Le réseau de la figure 1 caractérise le comportement d'un modèle de réservoir homogène et d'un puits présentant l'effet pariétal et l'effet de compression ou de décompression du fluide.
  • Les courbes P'D · (tD/CD), qui sont utilisées ici, ont un relief plus accentué que celui des courbes PD, ce qui favorise la précision des résultats obtenus.
  • Selon un mode de réalisation du procédé, on réalise une injection de fluide ou une mise en production du puits en essai pendant un temps tp aussi court que possible.
  • Cependant, ce temps doit être d'une part suffisamment court pour que le principe d'essais basé sur l'impulsion de Dirac soit applicable et d'autre part, assez long pour que la quantité de fluide injectée ou produite soit suffisante pour produire une variation de pression mesurable. En général, ce temps est de l'ordre de quelques minutes et dépasse rarement 10 minutes. On mesure la pression du fluide au fond du puits pendant cette mise en production, puis après l'arrêt de l'écoulement du puits. On trace une courbe (figure 2) représentant les valeurs de la pression P mesurée en fonction du temps Δt. Dans le présent exemple, la pression P croît de 207 bars, valeur initiale, à 235 bars, valeur maximale, pendant la durée tp = 0,016 h, soit 1 min, puis elle décroît rapidement vers sa valeur initiale Po. Les variations de pression ΔP sont calculées par rapport à la valeur initiale Po.
  • Selon un autre mode de réalisation, on interrompt l'injection de fluide dans la formation ou la production de fluide par la formation pendant un temps court qui permet de se rapprocher de l'impulsion de Dirac. C'est ce dernier cas qui est illustré sur la figure 3 qui correspond à un puits qui est en production depuis des centaines d'heures. Après 500 heures, on ferme le puits pendant un temps tp, environ 3 minutes, et on l'ouvre à nouveau. Pendant la fermeture du puits, la pression monte brutalement de M vers N. A la réouverture du puits, la pression P décroît depuis N jusqu'à une valeur qui tend vers la pression Po qu'aurait eu le puits s'il n'avait pas été fermé. Cette pression Po peut aisément être obtenue par extrapolation de la pression P avant l'instant de fermeture du puits. Les variations ΔP à prendre en compte sont obtenues en effectuant la différence entre les pressions P et Po à différents intervalles de temps At. Les intervalles de temps se comptent à partir de l'instant to de fermeture du puits.
  • On trace alors (figure 4) une courbe expérimentale (référencée ΔP et montrée par des points- cercles) représentant les variations de pression AP en fonction des intervalles de temps At, en échelle logarithmique. Ceci est valable pour les deux modès de réalisation exposés précédemment (figures 2 et 3).
  • A ce stade, on peut observer qu'il est possible de faire coïncider une courbe du réseau PD avec la partie de la courbe AP précédant l'instant tp, et une courbe du réseau P'D avec la partie de la courbe AP située au-delà de l'instant tp.
  • Toutefois, afin de pouvoir utiliser le double réseau de courbes-types de la figure 1, on fait subir à la courbe ΔP la transformation suivante :
    • - dans sa partie précédant l'instant tp, on multiplie les valeurs de AP par la valeur de tp, ce qui revient à un décalage vertical d'amplitude log · tp.
    • - dans sa partie postérieure à l'instant tp, on multiplie les valeurs de AP par Δt, c'est-à-dire que l'ordonnée de chaque point est multipliée par son abscisse.
  • On obtient ainsi une nouvelle courbe ΔP · tp ; ΔP · At formée de deux branches qui se raccordent au point correspondant à l'instant tp. On cherche alors à faire coïncider la branche de gauche de cette courbe avec une courbe PD du réseau de la figure 1, et sa branche de droite avec la courbe P'D · (tD/CD) correspondant à la courbe PD susdite (même paramètre CDe2S).
  • A cette fin, on commence par superposer la partie droite, qui est rectiligne, de la courbe expérimentale tracée sur la figure 4 à l'aide de points, à la partie rectiligne des courbes-types à droite du graphe. Ceci est facile à réaliser puisque cette partie des courbes est une droite de pente nulle. On décale ensuite la courbe expérimentale le long de l'axe des temps de façon à faire correspondre sa partie gauche avec la courbe-type PD correspondante. Dans le présent exemple, la coïncidence est obtenue avec les courbes-types de paramètre CDe2S = 10. Le décalage des axes de coordonnées de la courbe expérimentale avec les axes des courbes-types permet de déterminer les valeurs du produit kh et la valeur de l'effet de décompression du fluide dans le puits, ainsi qu'il est expliqué aux pages 16 et 17 de la demande de brevet français citée plus haut.
  • Il est à noter que le décalage vertical constaté après ladite mise en coïncidence se cumule avec le décalage tp effectué préalablement. Il s'ensuit que, dans la formule (1), le débit q se trouve multiplié par le temps de production tp, de sorte que c'est ici la quantité totale de fluide émis par le puits qui est prise en compte et doit être mesurée.
  • Il ressort de la figure 4 que l'essai effectué sur le puits peut prendre fin deux heures (environ) seulement après son début, ce qui montre que le nouveau procédé permet d'effectuer des expérimentations rapides, tout en procurant les mêmes renseignements sur la formation souterraine que les procédés antérieurs.
  • La représentation des courbes-types, avec en ordonnée Pα et P'D · tD/CD et en abscisse tD/CD, est utilisable non seulement pour les formations souterraines homogènes, mais également pour les formations non homogènes présentant par exemple une double porosité. La figure 5 montre un exemple d'application à une formation ayant une double porosité. Dans ce cas, le fluide produit par la formation est contenu dans la matrice, c'est-à-dire dans la roche composant la formation, et dans les interstices ou fissures contenues dans la matrice. On a donc un système dans lequel le fluide contenu dans la matrice s'écoule d'abord dans les fissures avant de passer dans le puits. Le fluide, qui s'évacue relativement rapidement des fissures, est réapprovisionné relativement lentement par la matrice. Du fait de l'évolution plus tourmentée qui en résulte pour la courbe de pression expérimentale dans sa partie droite, la coïncidence s'effectue de façon précise et sans ambiguïté et permet une distinction nette des comportements homogène et hétérogène.
  • Dans le cas de formations à comportement hétérogène, on utilise les courbes-types correspondantes. Par exemple, dans le cas d'un comportement à double porosité on utilise les courbes-types décrites dans la revue « World Oil », Octobre 1983, intitulé « Interpreting well tests in fractured reservoirs par D. Bourdet et al.
  • Lorsque les données expérimentales obtenues avant le temps tp ne sont pas exploitables parce qu'aucune des courbes-types PD ne leur correspond (partie gauche de la figure4), on peut cependant effectuer l'interprétation des essais en superposant les parties rectilignes des courbes expérimentales et théoriques (partie droite de la figure 4) ce qui permet de sélectionner une courbe théorique P' déplaçant horizontalement la courbe expérimentale jusqu'à ce que la valeur expérimentale au temps tp coïncide avec un point de la courbe PD correspondant à la courbe P'D sélectionnée. On considère dans ce cas que la branche de la partie expérimentale gauche de la figure 4 se réduit à un point (correspondant au temps tp).
  • La partie du procédé de l'invention qui consiste à déterminer les caractéristiques de la formation souterraine à partir des données expérimentales peut bien entendu être effectuée à l'aide d'un ordinateur, qui aurait en mémoire les courbes-types. Les données expérimentales seraient fournies à l'ordinateur, lequel les transformerait de la façon indiquée plus haut (multiplication par tp ou par At) et effectuerait automatiquement la détérmi- nation des caractéristiques recherchées. Il est à noter qu'à ce jour des programmes d'ordinateur sont disponibles commercialement, pour effectuer la comparaison de courbes entre elles (« type-curves matching •).

Claims (5)

1. Procédé d'essai de puits pour déterminer des caractéristiques physiques d'un système constitué par un puits et une formation souterraine contenant un fluide tel qu'un hydrocarbure et communiquant avec ledit puits, cette formation, homogène et hétérogène, présentant de l'effet pariétal et/ou le fluide se comprimant ou se décomprimant dans le puits, ce procédé, selon lequel on provoque un changement de débit dudit fluide et on mesure une grandeur caractéristique de la pression P du fluide à des intervalles de temps successifs At, étant caractérisé par le fait qu'on effectue ledit changement de débit en une période brève de façon à obtenir une impulsion de débit se rapprochant d'une impulsion de Dirac, l'amplitude de ladite impulsion de débit étant suffisamment importante pour permettre de mesurer ladite grandeur caractéristique de la pression P du fluide auxdits intervalles de temps successifs At.
2. Procédé selon la revendication 1, caracté- rjsé par le fait que ladite période brève est en général de l'ordre de quelques minutes.
3. Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 ou 2, caractérisé par le fait qu'en outre, on mesure les variations de la pression P du fluide durant ladite période brève, puis durant la période subséquente de retour vers l'état initial du système puits-formation, et que l'on compare la courbe de pression expérimentale ainsi obtenue aux courbes d'un double réseau de courbes-types représentant, en fonction d'un paramètre commun, la pression P et sa dérivée P' par rapport au temps, par mise en coïncidence de la branche de la courbe expérimentale correspondant à la période brève avec une courbe P et de la branche de cette courbe correspondant à la période subséquente avec la courbe P' de même paramètre.
4. Procédé selon la revendication 3, caractérisé par le fait que les courbes-types du double réseau sont tracées en coordonnées logarithmiques en fonction de tD/CD, to représentant le temps sans dimension et Co le coefficient sans dimension de l'effet de compression ou de décompression du fluide dans le puits, avec pour paramètre la quantité CDe2S, S étant un coefficient d'effet pariétal, et que ce double réseau comprend :
- un réseau de courbes représentant l'évolution de la pression sans dimension PD',
- et un réseau de courbes représentant l'évolution du produit par tD/CD de la dérivée P'D de la pression PD par rapport à tD/CD, tandis que la courbe de pression expérimentale est également tracée en coordonnées logarithmiques, après avoir subi le traitement suivant :
- les valeurs de variations de pression ΔP de la branche correspondant à la période brève sont multipliées par la durée tp de cette période,
- et les valeurs de variations de pression ΔP de la branche correspondant à la période subséquente sont multipliées par le temps Δt écoulé depuis le début de la période brève,

l'amplitude des décalages verticaux et horizontaux nécessaires à la mise en coïncidence ainsi que la valeur déterminée pour le paramètre permettant de déterminer ensuite les caractéristiques du système puits-formation, compte tenu de la valeur mesurée de la quantité totale de fluide produite ou injectée durant la période brève.
5. Procédé selon la revendication 4, caractérisé par le fait que l'on effectue une translation verticale de la courbe expérimentale pour mettre en coïncidence avec une courbe-type P'D (tD/CD) sa seconde branche correspondant à la période subséquente, et une translation horizontale pour mettre sa première branche en coïncidence avec la courbe PD correspondante.
EP85401618A 1984-08-29 1985-08-08 Procédé d'essai de puits d'hydrocarbures Expired EP0174890B1 (fr)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
FR8413359 1984-08-29
FR8413359A FR2569762B1 (fr) 1984-08-29 1984-08-29 Procede d'essai de puits d'hydrocarbures

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EP0174890A1 EP0174890A1 (fr) 1986-03-19
EP0174890B1 true EP0174890B1 (fr) 1988-03-23

Family

ID=9307278

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EP85401618A Expired EP0174890B1 (fr) 1984-08-29 1985-08-08 Procédé d'essai de puits d'hydrocarbures

Country Status (6)

Country Link
US (1) US4677849A (fr)
EP (1) EP0174890B1 (fr)
CA (1) CA1259819A (fr)
DE (1) DE3561964D1 (fr)
FR (1) FR2569762B1 (fr)
NO (1) NO164432C (fr)

Families Citing this family (13)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
FI75631C (fi) * 1984-11-20 1988-07-11 Reijonen Veli Oy Foerfarande foer dimensionering av grundvattensbrunn.
FR2613418B1 (fr) * 1987-04-02 1995-05-19 Schlumberger Cie Dowell Procede de traitement matriciel dans le domaine petrolier
US4936139A (en) * 1988-09-23 1990-06-26 Schlumberger Technology Corporation Down hole method for determination of formation properties
US4860581A (en) * 1988-09-23 1989-08-29 Schlumberger Technology Corporation Down hole tool for determination of formation properties
CA2019343C (fr) * 1989-08-31 1994-11-01 Gary R. Holzhausen Evaluation des proprietes de materiaux poreux
FR2747729B1 (fr) * 1996-04-23 1998-07-03 Elf Aquitaine Methode d'identification automatique de la nature d'un puits de production d'hydrocarbures
US6993963B1 (en) * 2000-09-22 2006-02-07 Jon Steinar Gudmundsson Method for determining pressure profiles in wellbores, flowlines and pipelines, and use of such method
US7240537B2 (en) * 2001-08-02 2007-07-10 Eni S.P.A. Method for the determination of the wall friction profile along pipes by pressure transients measurements
EP1883801A4 (fr) * 2005-05-25 2011-02-23 Geomechanics International Inc Procedes et dispositifs d'analyse et de controle de la propagation d'ondes dans un trou de forage generees par un coup de belier
CN101560879B (zh) * 2008-04-15 2013-06-19 中国石油大学(北京) 用于低渗透气藏的试井分析控制系统及方法
US20110130966A1 (en) * 2009-12-01 2011-06-02 Schlumberger Technology Corporation Method for well testing
CN103899300A (zh) * 2014-03-25 2014-07-02 中国石油天然气股份有限公司 一种基于示功图的二流量试井分析的方法及系统
CN112211626B (zh) * 2020-10-30 2022-03-11 西南石油大学 一种非均质气藏气井产能试井测试类型的优选方法

Family Cites Families (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3321965A (en) * 1964-10-08 1967-05-30 Exxon Production Research Co Method for testing wells
US3550445A (en) * 1968-01-19 1970-12-29 Exxon Production Research Co Method for testing wells for the existence of permeability damage
US3636762A (en) * 1970-05-21 1972-01-25 Shell Oil Co Reservoir test
US4328705A (en) * 1980-08-11 1982-05-11 Schlumberger Technology Corporation Method of determining characteristics of a fluid producing underground formation
FR2544790B1 (fr) * 1983-04-22 1985-08-23 Flopetrol Methode de determination des caracteristiques d'une formation souterraine produisant un fluide
US4607524A (en) * 1985-04-09 1986-08-26 Scientific Software-Intercomp, Inc. Method for obtaining a dimensionless representation of well pressure data without the use of type-curves

Also Published As

Publication number Publication date
CA1259819A (fr) 1989-09-26
NO853376L (no) 1986-03-03
FR2569762B1 (fr) 1986-09-19
FR2569762A1 (fr) 1986-03-07
US4677849A (en) 1987-07-07
NO164432B (no) 1990-06-25
DE3561964D1 (en) 1988-04-28
EP0174890A1 (fr) 1986-03-19
NO164432C (no) 1990-10-24

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EP0125164B1 (fr) Méthode de détermination des caractéristiques d'une formation souterraine produisant un fluide
EP1167948B1 (fr) Méthode pour évaluer des paramètres physiques d'un gisement souterrain à partir de débris de roche qui y sont prélevés
EP0113285B1 (fr) Procédé et dispositif pour déterminer les caractéristiques d'écoulement d'un fluide dans un puits à partir de mesures de températures
EP0174890A1 (fr) Procédé d'essai de puits d'hydrocarbures
FR2853071A1 (fr) Methode et dispositif pour evaluer des parametres physiques d'un gisement souterrain a partir de debris de roche qui y sont preleves
EP1506388A1 (fr) Methode d evaluation de la courbe de pression capillaire des roches d un gisement souterrain a partir de mesures sur des debris de roche
EP3650632A1 (fr) Procede de recuperation d'hydrocarbures dans un reservoir geologique par injection d'eau faiblement saline
FR2734069A1 (fr) Methode pour predire, par une technique d'inversion, l'evolution de la production d'un gisement souterrain
FR2884923A1 (fr) Methode et dispositif pour evaluer des parametres d'ecoulement et des parametres electriques d'un milieu poreux.
EP2743446A1 (fr) Procédé d'évaluation et de sélection d'une stratégie de récuperation améliorée d'hydrocarbures pour réservoirs fracturés
EP1832711A1 (fr) Méthode pour modéliser et simuler à grande échelle la stimulation des puits carbonatés
EP2963235B1 (fr) Procede d'exploitation d'un gisement petrolier a partir d'une technique de positionnement des puits a forer
EP3179279A1 (fr) Procede d'exploitation d'un bassin sedimentaire au moyen de cartes de teneur en carbone organique et d'indice d'hydrogene
FR3054594A1 (fr) Procede d’exploitation d’un gisement d’hydrocarbures par injection d’un gaz sous forme de mousse
FR3036820A1 (fr) Modelisation de la saturation et permeabilite de reservoir de champ petrolifere
CN113092734A (zh) 一种针对储层原油原位裂解成气的识别方法及其设备
EP0974839A1 (fr) Méthode de mesure rapide de l'indice de résistivité d'échantillons solides tels que des roches
EP3626929A1 (fr) Procede d'exploitation d'un gisement d'hydrocarbures par injection d'un polymere
EP3192964A1 (fr) Procede de production d'hydrocarbures comportant un index de productivite des puits sous effet thermique
EP3763913A1 (fr) Procede d'exploitation d'un gisement d'hydrocarbures par injection d'un gaz sous forme de mousse
FR2747729A1 (fr) Methode d'identification automatique de la nature d'un puits de production d'hydrocarbures
FR2996038A1 (fr) Procede d'exploitation d'un bassin sedimentaire au moyen d'un modele de bassin cale thermiquement
WO2001035067A2 (fr) Methode et dispositif de determination du seuil de depot des fractions lourdes contenues dans un fluide hydrocarbone liquide
EP3502753A1 (fr) Procede de modelisation d'un bassin sedimentaire
FR2585404A1 (fr) Procede de determination des parametres de formations a plusieurs couches productrices d'hydrocarbures

Legal Events

Date Code Title Description
PUAI Public reference made under article 153(3) epc to a published international application that has entered the european phase

Free format text: ORIGINAL CODE: 0009012

AK Designated contracting states

Kind code of ref document: A1

Designated state(s): DE GB IT NL

17P Request for examination filed

Effective date: 19860917

17Q First examination report despatched

Effective date: 19870616

GRAA (expected) grant

Free format text: ORIGINAL CODE: 0009210

ITF It: translation for a ep patent filed
AK Designated contracting states

Kind code of ref document: B1

Designated state(s): DE GB IT NL

GBT Gb: translation of ep patent filed (gb section 77(6)(a)/1977)
REF Corresponds to:

Ref document number: 3561964

Country of ref document: DE

Date of ref document: 19880428

PLBE No opposition filed within time limit

Free format text: ORIGINAL CODE: 0009261

STAA Information on the status of an ep patent application or granted ep patent

Free format text: STATUS: NO OPPOSITION FILED WITHIN TIME LIMIT

26N No opposition filed
ITTA It: last paid annual fee
PGFP Annual fee paid to national office [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: NL

Payment date: 19910831

Year of fee payment: 7

PGFP Annual fee paid to national office [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: DE

Payment date: 19911001

Year of fee payment: 7

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: NL

Effective date: 19930301

NLV4 Nl: lapsed or anulled due to non-payment of the annual fee
PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: DE

Effective date: 19930501

PGFP Annual fee paid to national office [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: GB

Payment date: 19980701

Year of fee payment: 14

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: GB

Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES

Effective date: 19990808

GBPC Gb: european patent ceased through non-payment of renewal fee

Effective date: 19990808