Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации скважины.The invention relates to the oil industry and may find application in the operation of the well.
Известен способ одновременно-раздельного исследования и разработки многопластовых месторождений, согласно которому в нагнетательную, пьезометрическую или добывающую скважину опускают подземную компоновку, состоящую из колонны труб, оснащенной выше пластов и между пластами пакером. Ниже и выше пакера спущены, по крайней мере, по одной скважинной камере со съемным элементом в виде регулятор-штуцера с обратным клапаном или без него для подачи рабочего агента или индикатор-трассера или химического раствора, либо в виде глухой пробки для отсекания пласта, либо в виде глубинного прибора со штуцером или без него для движения или отсекания потока и измерения физических параметров пласта. Во все скважинные камеры с помощью канатной техники устанавливают съемный элемент для отсекания пластов от полости колонны труб и опрессовывают подземную компоновку на герметичность путем создания на устье избыточного давления внутри колонны труб. При наличии герметичности компоновки для отсекания и исследования, по крайней мере, одного пласта оснащают на его глубине, по меньшей мере, одну скважинную камеру съемным элементом в виде глубинного прибора. При этом устанавливают на глубине других или другого пласта для закачки рабочего агента или добычи флюида, по меньшей мере, в одну скважинную камеру съемный элемент в виде регулятор-штуцера или глубинного прибора со штуцером, или же оставляют ее без съемного элемента. Запускают скважину под закачку или добычу при одном или разных устьевых и/или забойных давлениях и, соответственно, регистрируют с помощью съемного элемента в виде глубинного прибора, по крайней мере, забойное давление во времени РЗАБ=f(t) для отсеченного пласта, а затем извлекают съемный элемент в виде глубинного прибора из соответствующей скважинной камеры. Интерпретируют показания глубинного прибора и определяют кривую падения давления или кривую восстановления давления и, соответственно, физические параметры, по меньшей мере, одного отсеченного пласта, соответствующие как времени остановки, так и времени работы, по крайней мере, одного из других открытых пластов. Сравнивают два значения между собой для отсеченного пласта, соответствующие как времени остановки, так и времени работы других или другого открытого пласта. По темпу изменения забойного давления по отсеченному пласту диагностируют отсутствие или наличие гидродинамической связи между призабойными зонами пластов скважины, возникающие вследствие негерметичности пакера или пакеров, или цементного моста в заколонном пространстве, или наличия межпластового перетока. После этого закачивают разово или периодически в пласты, где отсутствуют гидродинамическая связь, заданное проектное значение концентрации индикатор-трассера для регистрации его на выходе добывающих скважин и определения физических свойств пластов для точности проектирования режимов работы нагнетательной скважины. Подбирают характеристики съемного элемента в виде регулятор-штуцеров на основе результатов гидродинамических исследований для достижения проектных расходов или дебитов по пластам и устанавливают их в скважинные камеры для соответствующих пластов, после чего осуществляют оптимальную закачку рабочего агента по пластам или добычу флюида из пластов скважины (Патент РФ №2371576, опубл. 27.10.2009).There is a method of simultaneous and separate exploration and development of multilayer deposits, according to which an underground arrangement consisting of a pipe string equipped with a packer above the strata and between the strata is lowered into the injection, piezometric or production well. Below and above the packer, at least one downhole chamber is lowered with a removable element in the form of a regulator-fitting with or without a check valve for supplying a working agent or indicator tracer or chemical solution, or in the form of a blind plug for cutting off the formation, or in the form of an in-depth device with or without a fitting for moving or cutting off the flow and measuring the physical parameters of the formation. Using cable technology, a removable element is installed in all of the borehole chambers to cut off the formations from the cavity of the pipe string and pressurize the underground assembly for tightness by creating overpressure inside the pipe string at the mouth. In the presence of tightness of the arrangement for cutting off and examining at least one layer, at least one wellbore chamber is equipped at its depth with a removable element in the form of a depth device. At the same time, a removable element in the form of a regulator-fitting or a downhole device with a fitting is installed at the depth of another or another formation for pumping a working agent or producing fluid into at least one well chamber, or it is left without a removable element. A well is launched for injection or production at one or different wellhead and / or bottomhole pressures and, accordingly, is recorded using a removable element in the form of a downhole tool, at least the bottomhole pressure in time is PZAB = f (t) for a cut-off formation, and then remove the removable element in the form of a downhole tool from the corresponding downhole chamber. The readings of the downhole instrument are interpreted and the pressure drop curve or the pressure recovery curve and, correspondingly, the physical parameters of at least one cut-off formation corresponding to both stop time and operation time of at least one of the other open formations are determined. Two values are compared with each other for a cut-off formation, corresponding to both a stopping time and the working hours of others or another open formation. The rate of change in the bottomhole pressure over the cut-off formation is used to diagnose the absence or presence of hydrodynamic communication between the bottom-hole zones of the wellbores resulting from leakage of the packer or packers, or the cement bridge in the annulus, or the presence of inter-reservoir flow. After that, they pump one-time or periodically into formations where there is no hydrodynamic connection, the specified design value of the indicator-tracer concentration for recording it at the output of producing wells and determining the physical properties of the formations for the accuracy of designing the operating modes of the injection well. The characteristics of the removable element in the form of regulator fittings are selected based on the results of hydrodynamic studies to achieve design costs or production rates for the formations and install them in the borehole chambers for the respective formations, after which they carry out optimal injection of the working agent through the formations or production of fluid from the formations of the well (RF Patent No. 2371576, publ. 10/27/2009).
Известен способ исследования негерметичности в скважинах с пакерами, включающий спуск в каждую нагнетательную, пьезометрическую или добывающую скважину на колонне труб, без или с заглушенным концом, соответствующей подземной компоновки с одним или несколькими пакерами, по меньшей мере, между пластами, без или с разъединителем колонны труб, ниппелем, одной или несколькими скважинными камерами и/или устройствами для размещения эксцентрично в каждом из них съемного или стационарного клапана, регулятора, штуцера, кабельного или без кабельного измерительного прибора или преобразователя с передатчиком давления, без или с температурой, и проверку на герметичность колонны труб с подземной компоновкой. Устанавливают на устье или внутри каждой скважины один или несколько съемных или стационарных измерительных приборов или преобразователей с передатчиками давления, в соответствующих скважинных камерах или устройствах, которые располагают на глубине выше и/или ниже каждого пакера, при этом во время или после монтажа подземной компоновки, а также при работе скважины, регистрируют информацию, по меньшей мере, давление - затрубное или забойное над и под каждым пакером перед, во время и после, раздельной или одновременной посадки пакеров, и/или при временной или постоянной закачке воды или добыче флюида, по крайней мере, по одному пласту, при разобщенных от полости колонны труб другого или других пластов, на основе которой получают динамику замеренных давлений на поверхности скважины либо из съемных измерительных приборов, после их извлечения из скважины с помощью канатной техники, либо из стационарных измерительных приборов через кабель, либо из автономного или неавтономного приемника, принимающего информацию от стационарных передатчиков преобразователей, затем сравнивают их значения между собой и определяют по темпу изменения давления выше и ниже пакеров отсутствие или наличие гидродинамической связи между призабойными зонами пластов скважины, возникающей вследствие негерметичности пакера или пакеров, или труб, или цементного моста в заколонном пространстве, или же наличие межпластового перетока (Заявка на изобретение РФ №2008132635, опубл. 20.02.2010 - прототип).A known method for the study of leaks in wells with packers, including the descent into each injection, piezometric or production well on a pipe string, without or with a plugged end, the corresponding underground layout with one or more packers, at least between the layers, without or with a column disconnector pipes, nipple, one or more borehole chambers and / or devices for eccentrically placing in each of them a removable or stationary valve, regulator, fitting, cable or without cable th measuring device or a pressure transducer transmitter without or with temperature, and the leak test pipe string with underground arrangement. Install one or more removable or stationary measuring instruments or transducers with pressure transmitters at the mouth or inside each well in appropriate borehole chambers or devices that are located at a depth above and / or below each packer, during or after installation of the underground assembly, as well as during the operation of the well, information is recorded, at least the pressure - annular or bottomhole above and below each packer before, during and after, separate or simultaneous landing of packers, and / and and during temporary or permanent injection of water or production of fluid in at least one reservoir, when pipes of another or other reservoirs are disconnected from the cavity of the column, based on which the dynamics of the measured pressures on the surface of the well or from removable measuring instruments is obtained, after they are removed from wells using cable technology, either from stationary measuring instruments through a cable, or from an autonomous or non-autonomous receiver receiving information from stationary transmitters of transducers, then compare their values between themselves and determine the rate of change of pressure above and below the packers, the absence or presence of a hydrodynamic connection between the bottom-hole zones of the wellbores resulting from leakage of the packer or packers, or pipes, or cement bridge in the annulus, or the presence of inter-reservoir flow (Application for the invention of the Russian Federation No. 2008132635, publ. 02/20/2010 - prototype).
Известные способы не позволяют достаточно достоверно определять интервалы заколонных перетоков скважины.Known methods do not allow to reliably determine the intervals annular flow of the well.
В предложенном изобретении решается задача повышения достоверности обнаружения перетоков вверх за эксплуатационной колонной и вертикальных движений флюидов в заколонном пространстве в скважинах с перфорированными двумя и более пластами.The proposed invention solves the problem of increasing the reliability of detecting flows upstream of the production string and vertical fluid movements in the annulus in wells with perforated two or more layers.
Задача решается способом исследования скважины, согласно которому оборудуют скважину колонной насосно-компрессорных труб с пакером, устанавливают пакер между двумя пластами на 3 м и ниже от подошвы верхнего интервала перфорации, прокачивают возмущающий объем воды по колонне насосно-компрессорных труб в нижний пласт, одновременно перемещают прибор для регистрации расхода жидкости по межтрубному пространству от глубины посадки пакера и на расстояние не менее 50 м выше кровли верхнего пласта с регистрацией показаний расходомера, анализируют данные и выносят заключение о техническом состоянии скважины.The problem is solved by a well research method, according to which a well is equipped with a tubing string with a packer, a packer is installed between two strata 3 m and lower from the bottom of the upper perforation interval, a disturbing volume of water is pumped through the tubing string into the lower stratum, and simultaneously a device for recording fluid flow in the annulus from the depth of the packer and at a distance of at least 50 m above the roof of the upper layer with the registration of the flow meter, analyze comfort data and issue an opinion on the technical condition of the well.
После установки пакера останавливают скважину для выравнивания температурного поля, проводят запись гамма-каротажа и термометрии по колонне насосно-компрессорных труб для регистрации кривой фонового распределения температуры по глубине скважины, а после того как прокачивают возмущающий объем воды по колонне насосно-компрессорных труб в нижний пласт, одновременно перемещают прибор для регистрации расхода жидкости по межтрубному пространству от глубины посадки пакера и на расстояние не менее 50 м выше кровли верхнего пласта с регистрацией показаний расходомера, выполняют повторную запись термометрии скважины и регистрацию кривой распределения температуры по глубине скважины, при анализе данных учитывают показания глубинного термометра и расходомера и выносят заключение о техническом состоянии скважины.After installing the packer, the well is stopped to equalize the temperature field, gamma-ray logging and thermometry are recorded along the tubing string to record the background temperature distribution curve along the depth of the well, and after the disturbing volume of water is pumped through the tubing string into the lower layer , at the same time, the device is moved to register the flow rate of the liquid along the annulus from the depth of the packer and at a distance of at least 50 m above the top of the upper layer from the register Using the flow meter readings, re-recording the well’s thermometry and recording the temperature distribution curve over the well’s depth are taken into account when analyzing the data of the deep thermometer and the flow meter and make a conclusion about the technical condition of the well.
Предложенный способ позволяет определить источник притока жидкости в межтрубное пространство при прокачке жидкости в колонну насосно-компрессорных труб: если приток жидкости расходомером фиксируется с глубины установки пакера, то делается вывод о негерметичности пакера; если приток жидкости из интервалов перфорации, а при этом в искусственном зумпфе (расстоянии от пакера до подошвы верхнего интервала перфорации, которое должно составлять не менее 3 м) расход не фиксируется (приток отсутствует), это свидетельствует о наличии заколонного перетока.The proposed method allows you to determine the source of fluid flow into the annulus when pumping fluid into the tubing string: if the flow of fluid by the flow meter is recorded from the depth of the packer installation, it is concluded that the packer is leaking; if the flow of fluid from the intervals of perforation, and at the same time in the artificial sump (the distance from the packer to the sole of the upper perforation interval, which should be at least 3 m), the flow rate is not fixed (no flow), this indicates the presence of a casing flow.
Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
При эксплуатации скважин возникают нарушения целостности цементного камня в заколонном пространстве и заколонные перетоки. Эти нарушения приводят к обводнению добываемой продукции для добывающих скважин или к непроизводительной закачке для нагнетательных, поступлению пластовых вод в водоносные пласты, полезные для жизнедеятельности человека, ослаблению конструкции скважины, к ненормальной работе скважины. Существующие способы обнаружения заколонных перетоков не позволяют достаточно достоверно определять интервалы заколонных перетоков скважины. В предложенном изобретении решается задача повышения достоверности обнаружения перетоков снизу вверх за эксплуатационной колонной и вертикальных движений флюидов в заколонном пространстве в скважинах с перфорированными двумя и более пластами. Задача решается следующим образом.During the operation of wells, there are violations of the integrity of the cement stone in the annulus and annulus flows. These violations lead to flooding of produced products for producing wells or to unproductive injection for injection wells, the flow of produced water into aquifers, useful for human life, weakening of the structure of the well, to abnormal well operation. Existing methods for detecting casing flows do not allow to reliably determine the intervals of casing flows of the well. The proposed invention solves the problem of increasing the reliability of detecting flows from bottom to top behind the production string and vertical fluid movements in the annulus in wells with perforated two or more layers. The problem is solved as follows.
Оборудуют скважину колонной насосно-компрессорных труб с пакером, устанавливают пакер между двумя пластами ниже 3 м от подошвы верхнего интервала перфорации, останавливают скважину для выравнивания температурного поля, проводят запись гамма-каротажа и термометрии по колонне насосно-компрессорных труб для регистрации кривой фонового распределения температуры по глубине скважины, прокачивают возмущающий объем воды по колонне насосно-компрессорных труб в нижний пласт, одновременно перемещают прибор для регистрации расхода жидкости по межтрубному пространству от глубины посадки пакера и на расстояние не менее 50 м выше кровли верхнего пласта с регистрацией показаний расходомера, выполняют повторную запись термометрии скважины и регистрацию кривой распределения температуры по глубине скважины, анализируют данные и выносят заключение о техническом состоянии скважины.A well is equipped with a tubing string with a packer, a packer is installed between two layers below 3 m from the bottom of the upper perforation interval, the well is stopped to equalize the temperature field, gamma-ray logging and thermometry are recorded along the tubing string to record the background temperature distribution curve along the depth of the well, a disturbing volume of water is pumped through the tubing string into the lower formation, and at the same time, the device is moved to register the fluid flow the annulus from the packer’s landing depth and at least 50 m above the top layer roof with the flow meter reading, re-recording the well’s thermometry and recording the temperature distribution curve along the well’s depth, analyzing the data and drawing a conclusion about the well’s technical condition.
Установка пакера между двумя пластами на 3 м и ниже от подошвы верхнего интервала перфорации обеспечивает оптимальные условия для исследования. Установка выше 3 м предопределяет циркуляцию жидкости непосредственно около пакера и изменение показателей герметичности посадки пакера.The installation of a packer between two layers 3 m and lower from the sole of the upper interval of perforation provides optimal conditions for research. Installation above 3 m determines the circulation of fluid directly near the packer and the change in the tightness of the packer.
Перемещение прибора для регистрации расхода жидкости по межтрубному пространству от глубины посадки пакера и на расстояние не менее 50 м выше кровли верхнего пласта с регистрацией показаний расходомера позволяет провести исследование с максимальной точностью. Перемещение на расстояние менее 50 м и перемещение не от глубины посадки пакера приводит к недостоверным результатам измерений вследствие малой разницы показаний.Moving the device for recording fluid flow through the annulus from the depth of the packer and at a distance of at least 50 m above the roof of the upper layer with registration of the flow meter readings allows the study to be carried out with maximum accuracy. Moving to a distance of less than 50 m and moving not from the packer’s landing depth leads to unreliable measurement results due to the small difference in readings.
Примеры конкретного выполненияCase Studies
Пример 1. Проводят исследование нагнетательной скважины. Скважиной вскрыты пласт До в интервале 1608,8-1612,6 м, пласт Д1а в интервале 1622-1626,3 м, пласт Д1б2 в интервале 1629,2-1631,2 м. Пласты До и Д1а+Д1б2 отделены между собой глинистой перемычкой толщиной 9,4 м. Скважина оборудована эксплуатационной колонной диаметром 146 мм в интервале 0-1668 м. Эксплуатационная колонна герметична.Example 1. A study of the injection well. The D layer in the interval 1608.8-1612.6 m, the D1a layer in the interval 1622-1626.3 m, the D1b2 layer in the interval 1629.2-1631.2 m were opened by the well. The Do and D1a + D1b2 layers are separated by a clay bridge 9.4 m thick. The well is equipped with a production string with a diameter of 146 mm in the interval 0-1668 m. The production string is tight.
Спускают пакер на колонне насосно-компрессорных труб диаметром 73 мм на глубину 1617,2 м (на 4,6 м ниже подошвы пласта До), заполняют скважину жидкостью глушения и производят посадку пакера. Определяют герметичность пакерной системы путем закачки жидкости в колонну насосно-компрессорных труб при 15 МПа - герметично.The packer is lowered on a tubing string with a diameter of 73 mm to a depth of 1617.2 m (4.6 m below the bottom of the formation Do), the well is filled with kill fluid and the packer is planted. The tightness of the packer system is determined by pumping liquid into the tubing string at 15 MPa — hermetically.
Прокачивают возмущающий объем воды по колонне насосно-компрессорных труб в пласт ниже пакера с одновременной записью термодебитомера (СТИ - индикатор притока) в межтрубном пространстве с глубины посадки пакера 1617,2 до гл. 1520 м (на 50 м выше кровли пласта).A disturbing volume of water is pumped through the tubing string into the reservoir below the packer with simultaneous recording of a thermodemitter (STI - inflow indicator) in the annulus from the packer landing depth of 1617.2 to hl. 1520 m (50 m above the formation roof).
Анализируют полученные данные. Получен следующий результат: при интерпретации кривых выявлен приток жидкости из интервала 1608,8-1612,6 м интенсивностью 1,25 м3/час, термоиндикатор в интервале 1617,2-1612,6 м (между пакером и подошвой пласта) движение жидкости не зафиксировал, что свидетельствует и герметичности пакерной системы, дохождение приборов по локатору муфт составляет 1617,2 м. Данный вывод основан на анализе показаний глубинного расходомера.Analyze the data. The following result was obtained: when interpreting the curves, a fluid flow was detected from the interval 1608.8-1612.6 m, intensity 1.25 m3 / h, a thermal indicator in the interval 1617.2-1612.6 m (between the packer and the bottom of the formation) did not recorded, which testifies to the tightness of the packer system, the devices reach the locator of the couplings is 1617.2 m. This conclusion is based on the analysis of the readings of the deep flow meter.
По результату проведенного способа исследования получено заключение о наличии межпластового заколонного перетока с однозначностью оценки герметичности пакерного оборудования.According to the result of the research method, a conclusion was obtained on the presence of inter-reservoir annular flow with unambiguous assessment of the tightness of packer equipment.
Пример 2. Проводят исследование нагнетательной скважины. Скважиной вскрыты пласт До в интервале 1608,8-1612,6 м, пласт Д1а в интервале 1622-1626,3 м, пласт Д1б2 в интервале 1629,2-1631,2 м. Пласты До и Д1а+Д1б2 отделены между собой глинистой перемычкой толщиной 9,4 м. Скважина оборудована эксплуатационной колонной диаметром 146 мм в интервале 0-1668 м. Эксплуатационная колонна герметична.Example 2. A study of the injection well. The D layer in the interval 1608.8-1612.6 m, the D1a layer in the interval 1622-1626.3 m, the D1b2 layer in the interval 1629.2-1631.2 m were opened by the well. The Do and D1a + D1b2 layers are separated by a clay bridge 9.4 m thick. The well is equipped with a production string with a diameter of 146 mm in the interval 0-1668 m. The production string is tight.
Спускают пакер на колонне насосно-компрессорных труб диаметром 73 мм на глубину 1617,2 м (на 4,6 м ниже подошвы пласта До), заполняют скважину жидкостью глушения и производят посадку пакера. Определяют герметичность пакерной системы путем закачки жидкости в колонну насосно-компрессорных труб при 15 МПа - герметично. Проводят технологическую выдержку для выравнивания температурного поля в скважине в течение 8 часов.The packer is lowered on a tubing string with a diameter of 73 mm to a depth of 1617.2 m (4.6 m below the bottom of the formation Do), the well is filled with kill fluid and the packer is planted. The tightness of the packer system is determined by pumping liquid into the tubing string at 15 MPa — hermetically. Spend technological exposure to equalize the temperature field in the well for 8 hours.
Выполняют запись гамма-каротажа (ГК), локатора муфт (ЛМ), проводят термометрию по колонне насосно-компрессорных труб для регистрации кривой фонового распределения температуры до забоя скважины. Прокачивают возмущающий объем воды по колонне насосно-компрессорных труб в пласт ниже пакера с одновременной записью термодебитомера (СТИ - индикатор притока) в межтрубном пространстве с глубины посадки пакера 1617,2 до гл. 1520 м (на 50 м выше кровли пласта). После остановки закачки производят повторную запись термограммы. Анализируют полученные данные. Получен следующий результат: разница температур на забое на 0,3 градуса обусловлена межпластовым заколонным перетоком, пакер герметичен, дохождение приборов по локатору муфт составляет 1617,2 м. Данный вывод основан на анализе показаний глубинного термометра и показаний расходомера.Gamma-ray logging (GC), coupling locator (LM) are recorded, thermometry is carried out along the tubing string to record the background temperature distribution curve before the bottom hole. A disturbing volume of water is pumped through the tubing string into the reservoir below the packer with simultaneous recording of a thermodemitter (STI - inflow indicator) in the annulus from the packer landing depth of 1617.2 to hl. 1520 m (50 m above the formation roof). After stopping the download, re-record the thermogram. Analyze the data. The following result was obtained: the temperature difference at the bottom by 0.3 degrees is due to inter-reservoir annular flow, the packer is tight, the devices reach the coupling locator at 1617.2 m. This conclusion is based on an analysis of the depth thermometer and the flow meter.
По результату проведенного способа исследования получено заключение о наличии межпластового заколонного перетока с однозначностью оценки герметичности пакерного оборудования.According to the result of the research method, a conclusion was obtained on the presence of inter-reservoir annular flow with unambiguous assessment of the tightness of packer equipment.
Применение способа исследования скважины по прототипу не позволило определить наличие заколонного перетока.The application of the well research method according to the prototype did not allow to determine the presence of a casing flow.
Применение предложенного способа позволит с наибольшей степенью точности определять межпластовые перетоки снизу вверх в скважинах с двумя перфорированными пластами.The application of the proposed method will allow with the greatest degree of accuracy to determine the inter-reservoir flows from bottom to top in wells with two perforated formations.
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2013147705/03ARU2527960C1 (en) | 2013-10-25 | 2013-10-25 | Well surveying method |
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2013147705/03ARU2527960C1 (en) | 2013-10-25 | 2013-10-25 | Well surveying method |
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2527960C1true RU2527960C1 (en) | 2014-09-10 |
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2013147705/03ARU2527960C1 (en) | 2013-10-25 | 2013-10-25 | Well surveying method |
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2527960C1 (en) |
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2704068C1 (en)* | 2018-11-13 | 2019-10-23 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпромнефть Научно-Технический Центр" (ООО "Газпромнефть НТЦ") | Method for assessment of inter-column inter-formation overflow in a well |
| RU2705117C1 (en)* | 2018-11-02 | 2019-11-05 | Общество с ограниченной ответственностью "ВОРМХОЛС Внедрение" | Method of insulating well element leakage determining |
| RU2778633C1 (en)* | 2021-12-13 | 2022-08-22 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for conducting induction gamma-neutron logging in a well with high fluid loss and restrictions on the operation of a small diameter string |
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1231218A1 (en)* | 1984-02-06 | 1986-05-15 | Специализированное Производственное Геологическое Объединение По Тампонажным И Геолого-Разведочным Работам "Спецтампонажгеология" | Apparatus for interval-wise flow-rate investigating of wells |
| RU2003118701A (en)* | 2003-06-24 | 2005-02-27 | ОАО НПО "Бурова техника" (RU) | METHOD FOR DETERMINING PERMEABLE WELL ZONES |
| RU2371576C1 (en)* | 2008-03-05 | 2009-10-27 | Махир Зафар оглы Шарифов | Method of simultaneously-divided survey and development of multipay field (versions) |
| RU2008132635A (en)* | 2008-08-07 | 2010-02-20 | Махир Зафар Оглы Шарифов (RU) | METHOD FOR RESEARCHING LEAKAGE IN WELLS WITH PACKERS |
| RU2384698C1 (en)* | 2009-04-20 | 2010-03-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of well investigation |
| RU2389872C1 (en)* | 2008-08-22 | 2010-05-20 | Общество с Ограниченной Ответственностью "ТНГ-Групп" | Pressurisation and survey method of oil and gas wells |
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1231218A1 (en)* | 1984-02-06 | 1986-05-15 | Специализированное Производственное Геологическое Объединение По Тампонажным И Геолого-Разведочным Работам "Спецтампонажгеология" | Apparatus for interval-wise flow-rate investigating of wells |
| RU2003118701A (en)* | 2003-06-24 | 2005-02-27 | ОАО НПО "Бурова техника" (RU) | METHOD FOR DETERMINING PERMEABLE WELL ZONES |
| RU2371576C1 (en)* | 2008-03-05 | 2009-10-27 | Махир Зафар оглы Шарифов | Method of simultaneously-divided survey and development of multipay field (versions) |
| RU2008132635A (en)* | 2008-08-07 | 2010-02-20 | Махир Зафар Оглы Шарифов (RU) | METHOD FOR RESEARCHING LEAKAGE IN WELLS WITH PACKERS |
| RU2389872C1 (en)* | 2008-08-22 | 2010-05-20 | Общество с Ограниченной Ответственностью "ТНГ-Групп" | Pressurisation and survey method of oil and gas wells |
| RU2384698C1 (en)* | 2009-04-20 | 2010-03-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of well investigation |
| Title |
|---|
| ГИМАТУДИНОВ Ш. К. и ДР. Разработка и эксплуатация нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений, Москва, Недра, 1988* |
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2705117C1 (en)* | 2018-11-02 | 2019-11-05 | Общество с ограниченной ответственностью "ВОРМХОЛС Внедрение" | Method of insulating well element leakage determining |
| RU2704068C1 (en)* | 2018-11-13 | 2019-10-23 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпромнефть Научно-Технический Центр" (ООО "Газпромнефть НТЦ") | Method for assessment of inter-column inter-formation overflow in a well |
| RU2778633C1 (en)* | 2021-12-13 | 2022-08-22 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for conducting induction gamma-neutron logging in a well with high fluid loss and restrictions on the operation of a small diameter string |
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US4475591A (en) | Method for monitoring subterranean fluid communication and migration | |
| US9822626B2 (en) | Planning and performing re-fracturing operations based on microseismic monitoring | |
| US7580797B2 (en) | Subsurface layer and reservoir parameter measurements | |
| US10443379B2 (en) | Apparatus and method for testing an oil and/or gas well with a multiple-stage completion | |
| Baldwin | Fiber optic sensors in the oil and gas industry: Current and future applications | |
| US10323513B2 (en) | System and method for downhole organic scale monitoring and intervention in a production well | |
| US20190234210A1 (en) | System and method for downhole inorganic scale monitoring and intervention in a production well | |
| RU2371576C1 (en) | Method of simultaneously-divided survey and development of multipay field (versions) | |
| CA2962574C (en) | Method and system for hydraulic fracture diagnosis with the use of a coiled tubing dual isolation service tool | |
| CN106062312A (en) | Method and apparatus for reservoir testing and monitoring | |
| US9976402B2 (en) | Method and system for hydraulic fracture diagnosis with the use of a coiled tubing dual isolation service tool | |
| RU2527960C1 (en) | Well surveying method | |
| GB2472391A (en) | Method and apparatus for determining the location of an interface region | |
| US10100632B2 (en) | Petroleum well formation back pressure field meter system | |
| EP2878766B1 (en) | Petroleum well formation back pressure field meter system | |
| RU2485310C1 (en) | Well surveying method | |
| WO2001049973A1 (en) | Method and apparatus for downhole production testing | |
| US3454094A (en) | Waterflooding method and method of detecting fluid flow between zones of different pressure | |
| RU2705117C1 (en) | Method of insulating well element leakage determining | |
| RU2528307C1 (en) | Well surveying method | |
| US20180187533A1 (en) | Hydrocarbon production by fluidically isolating vertical regions of formations | |
| RU2544204C1 (en) | Development of oil seam by horizontal wells | |
| RU2475641C1 (en) | Method of investigation of leaktightness or leakiness of packer system and cement bridge of well | |
| RU2800115C1 (en) | Method for determining tightness of packers | |
| RU2269000C2 (en) | Method for permeable well zones determination |