RU2167289C2 - Method of determining formation pressure in oil well - Google Patents
Method of determining formation pressure in oil well Download PDFInfo
- Publication number
- RU2167289C2 RU2167289C2 RU99101653/03A RU99101653A RU2167289C2 RU 2167289 C2 RU2167289 C2 RU 2167289C2 RU 99101653/03 A RU99101653/03 A RU 99101653/03A RU 99101653 A RU99101653 A RU 99101653A RU 2167289 C2 RU2167289 C2 RU 2167289C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pressure
- increment
- time
- well
- calculated
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Measuring Fluid Pressure (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к области добычи нефти и может быть использовано для определения пластового давления в нефтяных скважинах. The invention relates to the field of oil production and can be used to determine reservoir pressure in oil wells.
Известны способы определения пластового давления и коэффициента продуктивности скважин, основанные на экспериментальных методах восстановления давления и установившихся отборов [1], [2]. Known methods for determining reservoir pressure and well productivity coefficient, based on experimental methods of pressure recovery and steady-state production [1], [2].
Недостатками этих методов является необходимость длительной остановки скважины и присутствия на ней обслуживающего персонала. Длительная остановка скважин ведет к изменению режима их работы и пласта в целом. Это сказывается на результатах измерения и не позволяет реализовать систематического контроля над процессом разработки пласта, что приводит к его быстрому обводнению. The disadvantages of these methods is the need for a long shutdown of the well and the presence of maintenance personnel on it. Prolonged shutdown of wells leads to a change in the mode of their operation and the formation as a whole. This affects the measurement results and does not allow for systematic control over the formation development process, which leads to its rapid flooding.
В качестве прототипа выбран способ определения пластового давления в добывающих и нагнетательных скважинах [3], включающий остановку (закрытие) скважины, снятие с помощью глубинного манометра кривой восстановления давления, измерение забойного давления до остановки скважины, а также спустя некоторое время после ее остановки. Недостатком этого способа является то, что требуется полное снятие кривой восстановления давления и, как следствие, длительное время остановки скважины и присутствие на ней обслуживающего персонала. Кроме того, полное снятие кривых восстановления давления требует большого количества времени, ведет к значительным потерям добычи нефти и большим эксплуатационным затратам. As a prototype, a method for determining reservoir pressure in production and injection wells [3] was selected, including stopping (closing) the well, taking a pressure recovery curve using a depth gauge, measuring the bottomhole pressure before the well stopped, and also some time after it stopped. The disadvantage of this method is that it requires the complete removal of the pressure recovery curve and, as a consequence, the long time the well stops and the presence of maintenance personnel on it. In addition, the complete removal of pressure recovery curves requires a large amount of time, leads to significant losses in oil production and large operating costs.
Техническим результатом изобретения является уменьшение времени простоя скважин при исследовании, повышение точности и надежности определения результатов определения пластового давления. The technical result of the invention is to reduce the downtime of wells during the study, increasing the accuracy and reliability of determining the results of determining reservoir pressure.
Отличие предлагаемого способа состоит в том, что измеряют давление на начальном участке кривой восстановления давления и по формулам вычисляют значение пластового давления p0, для чего измеряют глубинным манометром забойное давление pз, затем, спустя 2-3 мин, останавливают скважину и через время tк = 10-15 мин вновь измеряют забойное давление, принимая эту точку отсчета за начало координат расчетного участка кривой восстановления давления с приращением забойного давления от момента остановки скважины на величину Δ pн, и затем через каждые 5-10 мин в течение 100 мин измеряют приращение текущего значения забойного давления Δ p и по формуле
методом наименьших квадратов вычисляют текущее расчетное приращение пластового давления Δpор = Δpo-Δpн, а по нему значение конечного приращения пластового давления Δpo = Δpор+Δpн, постоянные времени T1, T2, T3 и коэффициенты A1, A2 путем сравнения в определенный момент времени давлений расчетных и действительных, снятых на начальном участке кривой восстановления давления, и далее экстраполируют кривую восстановления давления до момента, при котором разность приращений пластового давления за заданный промежуток времени будет равно нулю, и по найденным значениям вычисляют пластовое давление по формуле
p0 = Δ p0 + pз.The difference of the proposed method lies in the fact that the pressure in the initial section of the pressure recovery curve is measured and the formation pressure value p 0 is calculated using the formulas for which the bottomhole pressure p s is measured with a depth gauge, then, after 2-3 minutes, the well is stopped and after a time t = 10-15 min to re-measure the bottomhole pressure, taking the reference point for the beginning of the reference coordinate plot of pressure recovery curve incrementally bottomhole pressure from the instant shut by the amount Δ p n, and then every 5-10 min for 100 min measure the increment of the current bottomhole pressure Δ p and according to the formula
least squares method is calculated estimated current increment Δp op = Δp o -Δp n and final increment of pore pressure thereto value Δp Δp o = n op + Δp, the time constants T 1, T 2, T 3, reservoir pressure and the coefficients of A 1, A 2 by comparing at a certain point in time the calculated and actual pressures taken at the initial section of the pressure recovery curve, and then extrapolate the pressure recovery curve to the point at which the difference in the increments of the reservoir pressure over a given period of time will be zero, and the found values calculate the reservoir pressure by the formula
p 0 = Δ p 0 + p s
На фиг. 1 показаны кривые восстановления давления в глубинно-насосных скважинах. In FIG. 1 shows pressure recovery curves in deep-well pumps.
На фиг. 2 показаны кривые восстановления давления в фонтанных скважинах. In FIG. 2 shows pressure recovery curves in fountain wells.
На фиг. 3 приведен график зависимости между экспериментальными и расчетными значениями пластовых давлений по группам скважин. In FIG. Figure 3 shows a graph of the relationship between the experimental and calculated values of reservoir pressures for well groups.
Процесс добычи нефти является сложным технологическим процессом, и оптимально его реализовать можно лишь при наличии необходимого объема первичной информации о состоянии пласта и технологического оборудования. Особенно актуально это проблема стоит при регулировании разработки пласта, когда необходимо поддерживать заданную скорость перемещения контура нефтеносности. Для этого необходимо систематически строить и анализировать карты изобар, позволяющие контролировать изменения давления по пласту. На основании карты изобар регулируется отбор жидкости из пласта, объем нагнетаемой воды и характер перемещения контура нефтеносности, а также анализируется равномерность вытеснения нефти водой. Общие требования к решению этой задачи можно выразить в виде функционала
где ω - средняя истинная скорость перемещения контура нефтеносности, м/с;
k - проницаемость пласта на данном участке, м;
m - динамическая пористость пласта, доли единиц;
p1-p2 - перепад давлений между соседними изобарами;
μ - динамическая вязкость жидкости, Па•с;
Δx - расстояние между соседними изобарами, м.The oil production process is a complex technological process, and it can be optimally implemented only if the necessary amount of primary information about the state of the reservoir and technological equipment is available. This problem is especially relevant when regulating the development of the formation, when it is necessary to maintain a given speed of movement of the oil circuit. For this, it is necessary to systematically build and analyze isobar maps that allow you to control pressure changes in the reservoir. Based on the map of isobars, the selection of fluid from the reservoir, the volume of injected water and the nature of the movement of the oil contour are regulated, and the uniformity of oil displacement by water is analyzed. General requirements for solving this problem can be expressed as a functional
where ω is the average true velocity of the oil circuit, m / s;
k is the permeability of the reservoir in this area, m;
m - dynamic porosity of the formation, fraction of units;
p 1 -p 2 - pressure drop between adjacent isobars;
μ — dynamic fluid viscosity, Pa • s;
Δx is the distance between adjacent isobars, m
Важнейшим параметром, необходимым для реализации данного функционала, является пластовое давление. The most important parameter necessary for the implementation of this functionality is reservoir pressure.
Рассматриваемый способ определения пластового давления основан на вышеприведенной математической модели пласта, но в ином представлении, описывающемся дифференциальным уравнением вида
где ω - постоянный коэффициент пьезопроводности пласта;
p - давление в момент t в любой точке пласта, удаленной на расстояние r от его центра.The considered method for determining reservoir pressure is based on the above mathematical model of the reservoir, but in a different representation, described by a differential equation of the form
where ω is the constant coefficient of piezoelectricity of the reservoir;
p is the pressure at time t at any point in the reservoir remote at a distance r from its center.
Для плоско-радиального движения жидкости в ограниченном открытом круговом пласте известно решение этого уравнения, которое можно представить в виде более простого:
где p - пластовое давление;
p0 - текущее забойное давление;
к = 1, 2, 3,..., ∞;
Bk - коэффициент разложения решения дифференциального уравнения по экспоненциальным функциям от времени с постоянными Tк, которые однозначно находятся из известного решения уравнения (2).For the plane-radial movement of fluid in a limited open circular formation, a solution to this equation is known, which can be represented in the form of a simpler one:
where p is the reservoir pressure;
p 0 - current bottomhole pressure;
k = 1, 2, 3, ..., ∞;
B k is the expansion coefficient of the solution of the differential equation in exponential functions of time with constants T k that are uniquely determined from the known solution of equation (2).
Однако такое решение для практических целей не приемлемо, поскольку при этом допускается, что
- пласт однороден по проницаемости, пористости и упругости;
- скважины гидродинамически совершенны;
- жидкость однородна по вязкости и упругости;
- объемная упругость пласта и жидкости подчиняется закону Гука;
- движение жидкости в пласте плоско-параллельное и подчиняется линейному закону фильтрации Дарси;
- пласт разрабатывается в условиях упругого режима.However, such a solution for practical purposes is not acceptable, since it is assumed that
- the reservoir is uniform in permeability, porosity and elasticity;
- the wells are hydrodynamically perfect;
- the liquid is uniform in viscosity and elasticity;
- the bulk elasticity of the reservoir and fluid obeys Hooke's law;
- the fluid movement in the reservoir is plane-parallel and obeys the linear Darcy filtration law;
- the reservoir is developed in an elastic mode.
В действительности большинство из указанных условий не соблюдается и уравнение не отражает полностью тех физических процессов, которые происходят в пласте. Поэтому известное решение уравнения (2) не отвечает действительным КВД и при соответствующем подборе коэффициентов Bк в уравнении (3) можно достичь адекватности обеих кривых. В таком случае Bк будут уже отвечать реальным граничным и начальным условиям исходного дифференциального уравнения (2). Однако - для нахождения всех коэффициентов необходимо знать всю КВД.In fact, most of these conditions are not observed and the equation does not fully reflect the physical processes that occur in the reservoir. Therefore, the well-known solution of equation (2) does not correspond to the actual HPC, and with the appropriate selection of the coefficients B k in equation (3), the adequacy of both curves can be achieved. In this case, B k will already correspond to the real boundary and initial conditions of the original differential equation (2). However - to find all the coefficients, you need to know the whole HPC.
Для практических целей не обязательно иметь разложение решения уравнения (2) в виде бесконечной суммы. Как показывает опыт, достаточно иметь в разложении (3) суммы двух - трех слагаемых, где Bк и Tк компенсируют недостающие члены разложения. Эти коэффициенты находят из кривой КВД путем сравнения реальных давлений с давлениями, рассчитанными по аппроксимирующей кривой на начальном участке экспериментальной кривой. Характерные формы кривых для фонтанных и насосных скважин представлены на фиг. 1 и 2.For practical purposes, it is not necessary to have an expansion of the solution of equation (2) in the form of an infinite sum. As experience shows, it suffices to have the sum of two or three terms in expansion (3), where B k and T k compensate for the missing terms of the expansion. These coefficients are found from the HPC curve by comparing the real pressures with the pressures calculated from the approximating curve in the initial portion of the experimental curve. Typical waveforms for fountain and pump wells are shown in FIG. 1 and 2.
Экспериментально была опробована базовая аппроксимирующая кривая
где к = 1, 2, 3 с условием A1 + A2 + A3 = 1, или
т.е. разложения включают только три члена.The basic approximating curve was experimentally tested.
where k = 1, 2, 3 with the condition A 1 + A 2 + A 3 = 1, or
those. decompositions include only three members.
В разложении (5) неизвестно шесть параметров p0, A1, A2, T1, T2, T3.In expansion (5), six parameters p 0 , A 1 , A 2 , T 1 , T 2 , T 3 are unknown.
Неизвестные параметры определяют методом наименьших квадратов путем сравнения в определенный момент времени давлений из уравнения (4) и действительных давлений. Unknown parameters are determined by the least squares method by comparing at a certain point in time the pressures from equation (4) and the actual pressures.
Таким образом, находится минимум функционала:
где к = 1, 2, 3;
n - число точек, взятых на КВД в момент времени tm.Thus, there is a minimum of functionality:
where k = 1, 2, 3;
n is the number of points taken on the HPC at time t m .
Минимум функционала (6) отыскивается методом случайного поиска, например, методом Монте-Карло для нахождения экстремума функций. The minimum of functional (6) is found by the random search method, for example, by the Monte Carlo method to find the extremum of functions.
С учетом того, что перед остановкой скважины в ней имеется забойное давление, а начальный участок КВД искажен из-за притока жидкости в скважину после ее остановки, начало координат аппроксимирующей кривой сдвигается относительно основных координат на некоторое время tк (см. фиг. 1), которое принимается равным 10-15 мин после остановки насосной скважины или закрытия выкидной задвижки на фонтанной скважине.Considering that there is bottomhole pressure in it before the well is stopped, and the initial section of the HPC is distorted due to the influx of fluid into the well after it is stopped, the origin of the approximating curve is shifted relative to the main coordinates by some time t k (see Fig. 1) , which is assumed to be 10-15 minutes after stopping the pumping well or closing the flow gate valve on the fountain well.
Тогда формула (5) принимает вид:
где Δp, Δpo, Δpн - соответственно, приращения текущего забойного, пластового (депрессии) и начального (до времени tк) давлений;
Δpo-Δpн= Δpop - текущее расчетное приращение пластового давления.Then formula (5) takes the form:
where Δp, Δp o , Δp n - respectively, the increment of the current bottomhole, reservoir (depression) and initial (up to the time t to ) pressure;
Δp o -Δp n = Δp op is the current estimated increment of reservoir pressure.
Тогда конечное приращение пластового давления равно:
Пластовое же давление равно (см. фиг. 1)
p0 = Δ p0 + pз,
где pз - забойное давление на момент остановки скважины.Then the final increment of reservoir pressure is equal to:
The reservoir pressure is equal (see Fig. 1)
p 0 = Δ p 0 + p s
where p s - bottomhole pressure at the time of shutdown.
Рассмотрим пример расчета пластового давления по данным, приведенным в источнике - /Справочная книга по добыче нефти. Под ред. д-ра тех. наук Ш.К. Гиматудинова, М. : "Недра", 1974, 704/ - на странице 179. Эти данные - результаты исследования скважины со снятием кривой восстановления давления на забое - приведены в таблице 1. Consider an example of calculating reservoir pressure from the data provided in the source - / Reference book on oil production. Ed. Dr. Tech. sciences Sh.K. Gimatudinova, M.: "Nedra", 1974, 704 / - on page 179. These data - the results of a well study with the removal of the pressure recovery curve at the bottom - are shown in table 1.
Для расчета возьмем следующие данные:
Забойное давление pз = 120,3 кгс/см2. Время восстановления давления t = 240 мин после остановки скважины или t = 220 мин после начала расчетного участка кривой восстановления давления.For the calculation we take the following data:
Downhole pressure p s = 120.3 kgf / cm 2 . Pressure recovery time t = 240 min after well shutdown or t = 220 min after the start of the calculated section of the pressure recovery curve.
Дебит скважины - 100 т/сут. The flow rate of the well is 100 tons / day.
Расчетные данные после остановки скважины приведены в таблице 2. The calculated data after stopping the well are shown in table 2.
В результате расчета получим следующие значения (см. формулу (7)):
A1 = 0,301; A2 = 0,223; A3 = (1 - A1 - A2) = 0,476;
A1+A2+A3= 0,301+0,223+0,476 = 1.As a result of the calculation, we obtain the following values (see formula (7)):
A 1 = 0.301; A 2 = 0.223; A 3 = (1 - A 1 - A 2 ) = 0.476;
A 1 + A 2 + A 3 = 0.301 + 0.223 + 0.476 = 1.
Текущее расчетное приращение пластового давления:
Δpop= Δpo-Δpн = 3,01397 кгс/см2.Current estimated reservoir pressure increment:
Δp op = Δp o -Δp n = 3.01397 kgf / cm 2 .
Тогда конечное приращение пластового давления равно:
Δpo= Δpop+Δpн = 3,01397 + 5,11 = 8,12397 кгс/см2.Then the final increment of reservoir pressure is equal to:
Δp o = Δp op + Δp n = 3.01397 + 5.11 = 8.12397 kgf / cm 2 .
Пластовое же давление равно:
p0 = Δ p0 + pз = 8,12397 + 120,3 = 128,42397 кгс/см2.The reservoir pressure is equal to:
p 0 = Δ p 0 + p s = 8.12397 + 120.3 = 128.42397 kgf / cm 2 .
По экспериментальным данным, конечное приращение пластового давления равно Δ p0 эксп = 8,10 кгс/см2. Следовательно, пластовое давление для экспериментальных данных равно
p0 эксп = Δ p0 эксп+pз = 8,10+120,3 = 128,4 кгс/см2.According to experimental data, the final increment of reservoir pressure is Δ p 0 exp = 8.10 kgf / cm 2 . Therefore, the reservoir pressure for the experimental data is
p 0 exp = Δ p 0 exp + p s = 8.10 + 120.3 = 128.4 kgf / cm 2 .
Отсюда следует, что разница между расчетными и экспериментальными данными по измерению пластового давления составляет 0,01866%. It follows that the difference between the calculated and experimental data on the measurement of reservoir pressure is 0.01866%.
Для насосных скважин, КВД которых даны на фиг. 1, значения приращения текущего забойного давления по каждой скважине равны (см. формулу (7)):
Для первой кривой:
A1+A2+A3 = 0,847+0,175-0,028 ≈ 1.For pumping wells, the HPC of which are given in FIG. 1, the increment values of the current bottomhole pressure for each well are equal (see formula (7)):
For the first curve:
A 1 + A 2 + A 3 = 0.847 + 0.175-0.028 ≈ 1.
Для второй кривой:
A1+A2+A3 = 0,893+0,218-0,11 ≈ 1.For the second curve:
A 1 + A 2 + A 3 = 0.893 + 0.218-0.11 ≈ 1.
Для фонтанной скважины (см. фиг. 2, кривая 1) зависимость приращения текущего забойного давления имеет следующий вид:
A1+A2+A3 = 0,79+0,439-0,229 ≈ 1.For a fountain well (see Fig. 2, curve 1), the dependence of the increment of the current bottomhole pressure has the following form:
A 1 + A 2 + A 3 = 0.79 + 0.439-0.229 ≈ 1.
В вышеприведенных формулах время измерения t берется в начале снятия расчетных точек, то есть уже учитывая время сдвига tк. Конечное приращение пластового давления и пластовое давление для этих формул рассчитываются по формулам (8) и (9).In the above formulas, the measurement time t is taken at the beginning of the calculation points, that is, taking into account the shear time t to . The final increment of reservoir pressure and reservoir pressure for these formulas are calculated by formulas (8) and (9).
При известном массовом дебите скважины (Q, т/сут) можно определить коэффициент продуктивности скважины как: η = Q/Δp.
Расчетный участок КВД необходимо выбирать после графического построения экспериментальной части кривой, на которой нужно взять точку на явно выраженном выпуклом участке, определяемом стягивающей прямой.With the well-known mass flow rate of the well (Q, t / day), it is possible to determine the well productivity coefficient as: η = Q / Δp.
The calculated section of the HPC must be selected after graphical construction of the experimental part of the curve, on which it is necessary to take a point in a clearly pronounced convex section defined by a contracting line.
Решение базового уравнения (5) было реализовано на ЭВМ, при этом обработано более 70 кривых, снятых в основном на фонтанных скважинах ПО "Куйбышевнефть" и на глубинно-насосных скважинах ПО "Татнефть". Результаты сравнения значений приращений пластовых давлений, полученных расчетным путем, с экспериментальными значениями даны на фиг. 3. The solution of the basic equation (5) was implemented on a computer, while more than 70 curves were processed, taken mainly at the fountain wells of the Kuibyshevneft Production Center and at the deep-pumping wells of the Tatneft Production Association. The results of comparing the values of the increments of reservoir pressures obtained by calculation with the experimental values are given in FIG. 3.
Анализ полученных результатов показал, что расхождения расчетных данных с экспериментальными составили: для 50% скважин - до ±2,5%; для 20% скважин - до ±5%; для 15% скважин - до ±10%; для остальных скважин - более ±10%. The analysis of the results showed that the discrepancy between the calculated data and the experimental ones amounted to: for 50% of the wells - up to ± 2.5%; for 20% of wells - up to ± 5%; for 15% of wells - up to ± 10%; for other wells - more than ± 10%.
Дальнейшие исследования показали, что в скважинах с большим отклонением расчетных данных от экспериментальных КВД были сняты не полностью. При анализе полученных данных не учитывались и возможные различия характеристик скважин. Further studies showed that in wells with a large deviation of the calculated data from the experimental reservoir pressure were not completely removed. When analyzing the obtained data, the possible differences in the characteristics of the wells were not taken into account.
Учитывая необходимость автоматизации процесса исследования скважин, целесообразно использовать в качестве опорных скважин эксплуатационные скважины с электроцентробежными насосами, оборудованными глубинными стационарными манометрами - термометрами с привязкой их к нефтепромысловой автоматизированной информационной системе. Given the need to automate the well research process, it is advisable to use production wells with electric centrifugal pumps equipped with deep stationary pressure gauges - thermometers with their binding to an oilfield automated information system as reference wells.
Источники информации
[1] Щелкачев В.В. Разработка нефтеводоносных пластов при упругом режиме, М.: Гостоптехиздат, 1959.Sources of information
[1] Shchelkachev V.V. Development of oil-bearing strata under elastic mode, M .: Gostoptekhizdat, 1959.
[2] Справочная книга по добыче нефти /Под ред. д.т.н. Ш.К. Гиматудинова, -М.: Недра, 1974. [2] Oil production reference book / Ed. Doctor of Technical Sciences Sh.K. Gimatudinova, -M .: Nedra, 1974.
[3] А.С. СССР N 1265303 A1, кл. E 21 B 47/06, опубл. 23.10.1986. [3] A.S. USSR N 1265303 A1, class E 21 B 47/06, publ. 10/23/1986.
Claims (1)
методом наименьших квадратов вычисляют текущее расчетное приращение пластового давления Δp0р = Δp0-Δpн, а по нему значение конечного приращения пластового давления Δp0 = Δp0р+Δpн постоянные времени T1, Т2, Т3 и коэффициенты А1, А2 путем сравнения в определенный момент времени давлений расчетных и действительных, снятых на начальном участке кривой восстановления давления, и далее экстраполируют кривую восстановления давления до момента, при котором разность значений приращений пластового давления за заданный промежуток времени будет равна нулю, и по найденным значениям вычисляют пластовое давление по формуле р0 = Δр0 + рз.A method for determining reservoir pressure in an oil well, including shutting down the well, taking a pressure recovery curve using a depth gauge, measuring the bottomhole pressure before the well stops, and also some time after it stops, characterized in that the pressure is measured at the initial section of the pressure recovery curve and formulas calculate the value of reservoir pressure p about , for which the bottomhole pressure p s is measured with a depth gauge, then after 2 - 3 min the well is stopped and after a time t k = 10 - 15 minutes bottomhole pressure is measured again, taking this reference point as the origin of the calculated section of the pressure recovery curve with increment of bottomhole pressure from the time the well stopped by Δр n and then every 8-10 minutes for 100 minutes the increment of the current bottomhole pressure is measured Δp, and according to the formula
least squares method is calculated current increment calculated formation pressure Δp = Δp 0 0P -Δp n and thereon finite increment reservoir pressure Δp = Δp 0 0P + Δp n time constants T 1, T 2, T 3 and the coefficients A 1, A 2 by comparing at a certain point in time the actual pressure calculated and taken at the initial pressure transient portion, and further pressure recovery curve is extrapolated to the point at which the difference between the values of the increments of reservoir pressure within a given time interval is p VNA zero, and the values found are calculated formation pressure p 0 by the formula Dp = p 0 + h.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU99101653/03A RU2167289C2 (en) | 1999-01-19 | 1999-01-19 | Method of determining formation pressure in oil well |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU99101653/03A RU2167289C2 (en) | 1999-01-19 | 1999-01-19 | Method of determining formation pressure in oil well |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU99101653A RU99101653A (en) | 2000-10-27 |
| RU2167289C2 true RU2167289C2 (en) | 2001-05-20 |
Family
ID=20215202
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU99101653/03A RU2167289C2 (en) | 1999-01-19 | 1999-01-19 | Method of determining formation pressure in oil well |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2167289C2 (en) |
Cited By (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2515666C1 (en) * | 2013-01-22 | 2014-05-20 | Лев Николаевич Баландин | Method for determination of bottomhole pressure in oil well equipped with electric submersible pump |
| RU2539445C1 (en) * | 2013-10-24 | 2015-01-20 | Лев Николаевич Баландин | Method for determining formation pressure in oil producer equipped with submerged electric-driven pump |
| CN104533393A (en) * | 2014-12-15 | 2015-04-22 | 中国石油天然气股份有限公司 | Oil-gas well tubular column annulus extreme pressure prediction method |
| EA024713B1 (en) * | 2014-04-09 | 2016-10-31 | Институт Кибернетики Национальной Академии Наук Азербайджанской Республики | Method for determination of reservoir pressure |
| RU2659445C1 (en) * | 2017-10-02 | 2018-07-02 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Пермский национальный исследовательский политехнический университет" | Method of investigation of oil producing well |
| US11021948B2 (en) | 2017-01-11 | 2021-06-01 | Tgt Oilfield Services Limited | Method for the hydrodynamic characterization of multi-reservoir wells |
| RU2774380C1 (en) * | 2021-04-12 | 2022-06-20 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Пермский национальный исследовательский политехнический университет" | Method for predicting the duration of the period of hydrodynamic surveys of low-production boreholes |
-
1999
- 1999-01-19 RU RU99101653/03A patent/RU2167289C2/en not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| Справочная книга по добыче нефти, / Под ред. д.т.н. Ш.К.ГИМАТУДИНОВА. - М.: Недра, 1974, с.169. * |
Cited By (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2515666C1 (en) * | 2013-01-22 | 2014-05-20 | Лев Николаевич Баландин | Method for determination of bottomhole pressure in oil well equipped with electric submersible pump |
| RU2539445C1 (en) * | 2013-10-24 | 2015-01-20 | Лев Николаевич Баландин | Method for determining formation pressure in oil producer equipped with submerged electric-driven pump |
| EA024713B1 (en) * | 2014-04-09 | 2016-10-31 | Институт Кибернетики Национальной Академии Наук Азербайджанской Республики | Method for determination of reservoir pressure |
| CN104533393A (en) * | 2014-12-15 | 2015-04-22 | 中国石油天然气股份有限公司 | Oil-gas well tubular column annulus extreme pressure prediction method |
| CN104533393B (en) * | 2014-12-15 | 2017-06-13 | 中国石油天然气股份有限公司 | Oil/gas Well tubing annulus limiting pressure Forecasting Methodology |
| US11021948B2 (en) | 2017-01-11 | 2021-06-01 | Tgt Oilfield Services Limited | Method for the hydrodynamic characterization of multi-reservoir wells |
| RU2659445C1 (en) * | 2017-10-02 | 2018-07-02 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Пермский национальный исследовательский политехнический университет" | Method of investigation of oil producing well |
| RU2774380C1 (en) * | 2021-04-12 | 2022-06-20 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Пермский национальный исследовательский политехнический университет" | Method for predicting the duration of the period of hydrodynamic surveys of low-production boreholes |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Barree et al. | Determination of pressure dependent leakoff and its effect on fracture geometry | |
| Mayerhofer et al. | Pressure transient analysis of fracture calibration tests | |
| US9556729B2 (en) | Estimating permeability in unconventional subterranean reservoirs using diagnostic fracture injection tests | |
| Buell et al. | Analyzing Injectivity off Polymer Solutions with the Hall Plot | |
| US20160305238A1 (en) | Average/initial reservoir pressure and wellbore efficiency analysis from rates and downhole pressures | |
| CN111353205B (en) | Method for calculating formation pressure and dynamic productivity of water-producing gas well of tight gas reservoir | |
| CN108614902B (en) | Shale gas well production data analysis method with changed production system | |
| Wang et al. | Determine in-situ stress and characterize complex fractures in naturally fractured reservoirs from diagnostic fracture injection tests | |
| Wang et al. | A novel approach for estimating formation permeability and revisiting after-closure analysis of diagnostic fracture-injection tests | |
| CN109441415B (en) | Well testing interpretation method of polymer flooding oil reservoir test well based on adjacent well interference | |
| Kazemi et al. | Performance analysis of unconventional shale reservoirs | |
| US10385659B2 (en) | Evaluation of production performance from a hydraulically fractured well | |
| CN108664679B (en) | Oil and gas well production data analysis method | |
| RU2167289C2 (en) | Method of determining formation pressure in oil well | |
| US4862962A (en) | Matrix treatment process for oil extraction applications | |
| CN111963149B (en) | Post-fracturing stratum pressure solving method taking earth stagnation amount pressurization into consideration | |
| CN108664677B (en) | Oil and gas well production data analysis method | |
| CN111734394A (en) | Method for determining unsteady flow bottom pressure of tight reservoir fracturing well | |
| CN112069690A (en) | Evaluation method for test productivity of deep water fault block oil reservoir long horizontal well multistage oil nozzle | |
| RU2651647C1 (en) | Determining method for parameters of formation near zone | |
| CN113065246B (en) | Stratum parameter inversion method based on perforation test combined system | |
| CA2941963A1 (en) | Methods and systems for assessing productivity of a beam pumped hydrocarbon producing well | |
| RU2258137C1 (en) | Survey performing and survey result interpretation method for well opened-up oil-and-gas bed | |
| RU2229592C1 (en) | Method for determining layer pressure | |
| RU2774380C1 (en) | Method for predicting the duration of the period of hydrodynamic surveys of low-production boreholes |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20040120 |