RU2319001C1 - Method for damaged production string section determination in well - Google Patents
Method for damaged production string section determination in well Download PDFInfo
- Publication number
- RU2319001C1 RU2319001C1 RU2007108565/03A RU2007108565A RU2319001C1 RU 2319001 C1 RU2319001 C1 RU 2319001C1 RU 2007108565/03 A RU2007108565/03 A RU 2007108565/03A RU 2007108565 A RU2007108565 A RU 2007108565A RU 2319001 C1 RU2319001 C1 RU 2319001C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- thermometry
- temperature distribution
- temperature
- gamma
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Measurement Of Radiation (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации скважины и определении нарушений сплошности эксплуатационной колонны скважины, определении заколонных перетоков.The invention relates to the oil industry and can find application in the operation of the well and the determination of discontinuities in the production casing of the well, the determination of annular flows.
Известен способ испытания скважины на герметичность, включающий проведение гамма-каротажа, закачку в скважину мягкого меченого снаряда, состоящего из 3-х секций: очищающей, индикаторной и разделяющей, и определение интервалов нарушения герметичности обсадной колонны по повышению интенсивности гамма-активности (Патент РФ № 2184843, кл. Е21В 47/00, опубл. 2002.07.10).A known method of testing a well for leaks, including conducting gamma-ray logging, injecting a soft labeled projectile into the well, consisting of 3 sections: cleaning, indicator and separating, and determining intervals of casing leakage to increase the intensity of gamma activity (RF Patent No. 2184843, CL ЕВВ 47/00, publ. 2002.07.10).
Известный способ требует применения специального оборудования - меченого снаряда. Способ не позволяет с достаточной точностью определить места нарушения обсадной колонны и заколонные перетоки.The known method requires the use of special equipment - labeled shell. The method does not allow with sufficient accuracy to determine the location of the violation of the casing string and annular flow.
Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ эксплуатации скважины, согласно которому ведут гамма-каротаж, проводят контрольный гамма-каротаж и сопоставление их друг с другом. В качестве радиоизотопа при гамма-каротажа используют радиоактивные элементы породы. При сопоставлении гамма-каротажей совмещают последующую и предыдущую кривые гамма-каротажа, строят кривую разницы между значениями гамма-единиц последующей и предыдущей кривой, максимальную разницу между значениями гамма-единиц принимают за 100%, определяют динамику и % изменения гамма-единиц в зонах скважины. При определении нарушения эксплуатационной колонны выше уровня жидкости в скважине нарушение определяют на сухом участке по началу изменения кривой разницы между значениями гамма-единиц последующей и предыдущей кривой гамма-каротажа, а источник поступления воды в заколонное пространство определяют по концу изменения той же кривой, при этом за показатель наличия нарушения выбирают разницу между значениями гамма-единиц 80-100% и отсутствие динамики и скачкообразное изменение показателя гамма-каротажа. При определении нарушения эксплуатационной колонны ниже уровня жидкости в скважине нарушение определяют по началу изменения кривой разницы между значениями гамма-единиц последующей и предыдущей кривой гамма-каротажа, при этом за показатель наличия нарушения выбирают разницу между значениями гамма-единиц 5-60%, отсутствие динамики и скачкообразное изменение показателя гамма-каротажа, интервал заколонных перетоков определяют совместно с термометрией по изменению температурных аномалий и выполаживанию термокривой. Выявленные нарушения ремонтируют (Патент РФ № 2235193, кл. Е21В 43/00, опубл. 2004.08.27 - прототип).Closest to the invention in technical essence is a method of operating a well, according to which gamma-ray logging is carried out, a gamma-ray logging is carried out and their comparison with each other. As a radioisotope in gamma-ray logging, radioactive rock elements are used. When comparing gamma-ray logs, the subsequent and previous gamma-ray logs are combined, a difference curve between the values of the gamma units of the subsequent and previous curves is built, the maximum difference between the values of gamma-units is taken as 100%, the dynamics and% change of gamma-units in the well zones are determined . When determining the violation of the production string above the liquid level in the well, the violation is determined on a dry site at the beginning of the change in the curve of the difference between the values of the gamma units of the subsequent and previous gamma-ray logs, and the source of water in the annulus is determined by the end of the change in the same curve, while for the indicator of the presence of violation, choose the difference between the values of gamma units of 80-100% and the lack of dynamics and a jump change in the gamma-ray index. When determining the violation of the production string below the fluid level in the well, the violation is determined by the beginning of the change in the difference curve between the values of the gamma units of the subsequent and previous gamma-ray logs, while the difference between the values of gamma units of 5-60% is selected for the presence of a violation, the absence of dynamics and an abrupt change in the gamma-ray index, the annular flow interval is determined in conjunction with thermometry by the change in temperature anomalies and the flattening of the thermal curve. Identified violations are being repaired (RF Patent No. 2235193, CL ЕВВ 43/00, publ. 2004.08.27 - prototype).
Известный способ не обладает достаточной достоверностью обнаружения нарушения сплошности эксплуатационной колонны скважины из-за скапливания радиоактивных изотопов на муфтах колонны насосно-компрессорных труб и эксплуатационной колонны.The known method does not have sufficient reliability to detect discontinuities in the production casing of the well due to the accumulation of radioactive isotopes on the couplings of the tubing string and production string.
В предложенном изобретении решается задача повышения достоверности обнаружения нарушений сплошности эксплуатационной колонны скважины.The proposed invention solves the problem of increasing the reliability of detecting discontinuities in the production casing of the well.
Задача решается тем, что в способе определения места нарушения эксплуатационной колонны скважины, включающем гамма-каротаж и термометрию с определением интервала температурных аномалий по кривой распределения температуры по глубине скважины, определение места нарушения по общему интервалу скачкообразного изменения показателя гамма-каротажа и интервала температурных аномалий при термометрии, согласно изобретению перед проведением определения скважину оборудуют колонной насосно-компрессорных труб, закачивают рабочий агент по колонне насосно-компрессорных труб в пласт в течение 3 и более сут., останавливают скважину, проводят технологическую выдержку в течение 1-2 сут., при определении места нарушения гамма-каротаж и термометрию проводят по колонне насосно-компрессорных труб, после термометрии скважины и регистрации кривой фонового распределения температуры по глубине скважины прокачивают воду по колонне насосно-компрессорных труб или по межтрубному пространству в пласт, повторно проводят термометрию скважины и регистрацию кривой распределения температуры по глубине скважины, сравнивают кривые распределения температуры по глубине скважины до и после прокачки воды в пласт, в качестве скачкообразного изменения показателя интервала температурных аномалий рассматривают участок кривой распределения температуры по глубине скважины в виде зигзага или ступени при аналогичности основной конфигурации кривой до и после анализируемого участка.The problem is solved in that in the method for determining the location of the violation of the production casing of the well, including gamma-ray logging and thermometry with the determination of the interval of temperature anomalies by the temperature distribution curve along the depth of the well, determining the location of the violation by the total interval of the jump-like change in the gamma-ray index and the interval of temperature anomalies at thermometry, according to the invention, before determining the well is equipped with a string of tubing, pump the working agent by col I do not pump the tubing into the reservoir for 3 or more days., stop the well, conduct technological exposure for 1-2 days. When determining the location of the violation, gamma-ray logging and thermometry are carried out along the tubing string, after well thermometry and registering the background temperature distribution curve along the depth of the well, pump water through the tubing string or annulus into the formation, re-conduct the well thermometry and record the temperature distribution curve over g Ubin wells compared distribution curves downhole temperature before and after the pumping of water into the reservoir, as hopping temperature anomalies interval index is considered part of the curve of distribution of downhole temperatures in a zigzag or stages under similar basic configuration of the curve before and after the analyte portion.
Признаками изобретения являются:The features of the invention are:
1) оборудование скважины колонной насосно-компрессорных труб;1) well equipment with tubing string;
2) эксплуатация скважины с закачкой рабочего агента по колонне насосно-компрессорных труб в течение 3 и более сут.,2) well operation with the injection of the working agent through the tubing string for 3 or more days.,
3) остановка скважины;3) well shutdown;
4) проведение технологической выдержки в течение 1-2 сут.;4) holding technological exposure for 1-2 days .;
5) гамма-каротаж и термометрия;5) gamma-ray logging and thermometry;
6) гамма-каротаж и термометрия по колонне насосно-компрессорных труб;6) gamma-ray logging and thermometry along the tubing string;
7) после термометрии скважины и регистрации кривой фонового распределения температуры по глубине скважины прокачка воды по колонне насосно-компрессорных труб или по межтрубному пространству в пласт;7) after thermometry of the well and registration of the curve of the background temperature distribution along the depth of the well, water pumping through the tubing string or through the annulus into the formation;
8) повторное проведение термометрии скважины и регистрация кривой распределения температуры по глубине скважины;8) re-conducting the well thermometry and recording the temperature distribution curve along the well depth;
9) сравнение кривых распределения температуры по глубине скважины до и после прокачки воды в пласт;9) comparison of temperature distribution curves along the well depth before and after pumping water into the formation;
10) в качестве скачкообразного изменения показателя интервала температурных аномалий рассматривание участка кривой распределения температуры по глубине скважины в виде зигзага или ступени при аналогичности основной конфигурации кривой до и после анализируемого участка;10) as an abrupt change in the index of the temperature anomaly interval, consider a section of the temperature distribution curve along the depth of the well in the form of a zigzag or step with similarity to the main curve configuration before and after the analyzed section;
11) определение места нарушения по общему интервалу скачкообразного изменения показателя гамма-каротажа и интервала температурных аномалий при термометрии.11) determining the location of the violation by the total interval of the jump-like change in the gamma-ray index and the interval of temperature anomalies during thermometry.
Признаки 5 и 11 являются общими с прототипом, признаки 1-4, 6-10 являются существенными отличительными признаками изобретения.Signs 5 and 11 are common with the prototype, signs 1-4, 6-10 are the essential distinguishing features of the invention.
Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
При эксплуатации скважин возникают нарушения сплошности обсадной колонны, нарушения целостности цементного камня в заколонном пространстве и заколонные перетоки. Эти нарушения приводят к обводнению добываемой нефти, поступлению пластовых вод в водоносные пласты, полезные для жизнедеятельности человека, ослаблению конструкции скважины, к ненормальной работе скважины. В предложенном способе решается задача более точного нахождения таких нарушений. Задача решается следующим образом.During the operation of wells there are violations of the casing continuity, violation of the integrity of the cement stone in the annulus and annulus flow. These violations lead to flooding of the produced oil, formation water entering the aquifers that are useful for human life, weakening of the well structure, and abnormal well operation. The proposed method solves the problem of more accurately finding such violations. The problem is solved as follows.
Нагнетательную, пьезометрическую или контрольную скважину оборудуют колонной насосно-компрессорных труб с воронкой на нижнем конце. Перед проведением исследований проводят эксплуатацию скважины с закачкой рабочего агента, используемого при разработке нефтяной залежи, по колонне насосно-компрессорных труб в течение 3 и более сут. Это время необходимо для насыщения рабочим агентом продуктивного пласта и околоскважинной зоны в месте нарушения эксплуатационной колонны и выравнивания температурного поля в околоскважинной зоне. Останавливают скважину. Проводят технологическую выдержку в течение 1-2 сут. Как показала практика исследований, время нахождения под закачкой должно быть в 2-3 раза больше времени простоя после остановки. Проводят термометрию и гамма-каротаж скважины по колонне насосно-компрессорных труб с записью фонового распределения температуры Т0 по стволу скважины и фонового значения естественной радиоактивности пород ГК. Закачивают воду в пласт через колонну насосно-компрессорных труб или межтрубное пространство. При закачке воды через колонну насосно-компрессорных труб объем закачиваемой воды составляет не менее суммы объемов колонны насосно-компрессорных труб и объема эксплуатационной колонны от воронки до подошвы продуктивного пласта. При закачке через межтрубное пространство объем закачиваемой воды составляет от трети до половины объема эксплуатационной колонны. Закачку останавливают и проводят термометрию скважины с записью текущего распределения температуры по стволу скважины T1. Анализируют полученные данные. Интервал нарушений эксплуатационной колонны определяют по совпадению скачкообразного изменения показателя гамма-каротажа и интервала температурных аномалий. При отсутствии одного из условий проводят дополнительные исследования. Отсутствием одного из условий обнаружения интервала нарушения может быть неявное проявление нарушения. Причиной отсутствия температурных аномалий могут служить неправильно подобранные условия проведения исследований по выдержке, давлению, объему и температуре закачиваемой воды. В этом случае меняют режимы закачки воды. Повторно закачивают воду через колонну насосно-компрессорных труб или через межтрубное пространство скважины. Закачку останавливают и проводят термометрию скважины с записью текущего распределения температуры по стволу скважины Т2.An injection, piezometric or control well is equipped with a tubing string with a funnel at the lower end. Before carrying out the research, a well is operated with the injection of the working agent used in the development of the oil reservoir along the tubing string for 3 or more days. This time is necessary to saturate the productive formation and the near-wellbore zone with the working agent at the site of disturbance in the production string and equalize the temperature field in the near-wellbore. Stop the well. Spend technological exposure for 1-2 days. As research practice has shown, the time spent under injection should be 2-3 times longer than the downtime after a stop. Thermometry and gamma-ray logging of the well are carried out along the tubing string with the recording of the background temperature distribution T 0 along the wellbore and the background value of the natural radioactivity of the rock formations. Water is pumped into the formation through a tubing string or annulus. When water is pumped through the tubing string, the volume of water injected is at least the sum of the tubing string volumes and the production tubing volume from the funnel to the bottom of the reservoir. When injected through the annulus, the volume of injected water is from one third to half the volume of the production string. The injection is stopped and the well thermometry is carried out, recording the current temperature distribution along the well bore T 1 . Analyze the data. The interval of violations of the production string is determined by the coincidence of the spasmodic change in the gamma-ray index and the interval of temperature anomalies. In the absence of one of the conditions, additional studies are conducted. The absence of one of the conditions for detecting the violation interval may be an implicit manifestation of the violation. The reason for the absence of temperature anomalies can serve as improperly selected conditions for conducting studies on the exposure, pressure, volume and temperature of the injected water. In this case, change the modes of water injection. Water is re-pumped through the tubing string or through the annulus of the well. The injection is stopped and the well thermometry is carried out, recording the current temperature distribution along the T 2 wellbore.
В качестве температурных аномалий рассматривают температурный зигзаг или температурную ступень. Температурный зигзаг имеет вид, представленный на фиг.1. На кривой зависимости температуры от глубины скважины на фоне плавно изменяющейся кривой выделяют явное отклонение от общего вида кривой в виде зигзага. При этом основная конфигурация кривой до и после зигзага совпадают. Температурный зигзаг может быть направлен в сторону повышения или понижения температуры. Это зависит от температуры закачиваемой воды.As temperature anomalies, a temperature zigzag or a temperature step is considered. The temperature zigzag has the form shown in figure 1. On the curve of temperature versus depth of the well, against the background of a smoothly changing curve, a clear deviation from the general form of the curve in the form of a zigzag is distinguished. In this case, the main configuration of the curve before and after the zigzag coincide. The temperature zigzag can be directed towards increasing or decreasing the temperature. It depends on the temperature of the injected water.
Температурная ступень имеет вид, представленный на фиг.2. Здесь на кривой зависимости температуры от глубины скважины на фоне плавно изменяющейся кривой выделяется явное отклонение от общего вида кривой в виде ступени. При этом основная конфигурация кривой до и после ступени совпадают. Ступень может быть как в сторону увеличения температуры, так и в сторону ее уменьшения. Это зависит от температуры закачиваемой воды. Если температура закачиваемой воды меньшей температуры окружающих пород, то ступень направляется в сторону увеличения температуры.The temperature step has the form shown in figure 2. Here, on the curve of temperature versus depth of the well, against the background of a smoothly changing curve, a clear deviation from the general form of the curve in the form of a step is highlighted. In this case, the main configuration of the curve before and after the stage coincide. The step can be both in the direction of increasing temperature, and in the direction of decreasing it. It depends on the temperature of the injected water. If the temperature of the injected water is lower than the temperature of the surrounding rocks, then the stage is directed towards increasing temperature.
В способе определения мест нарушений эксплуатационной колонны скважины при выявлении в качестве скачкообразного изменения показателя интервала температурных аномалий участка кривой распределения температуры по глубине скважины в виде ступени при аналогичности основной конфигурации кривой до и после анализируемого участка делают заключение о наличии места нарушения в колонне насосно-компрессорных труб.In the method for determining the locations of violations of the production casing of a well when a step-like change in the indicator of the interval of temperature anomalies of a portion of the temperature distribution curve along the depth of the borehole is detected in the form of a step with the similarity of the main curve configuration before and after the analyzed section, it is concluded that there is a place of violation in the tubing string .
Перед проведением термометрии создают условия для проявления температурных аномалий. Как было указано выше, время нахождения под закачкой должно быть в 2-3 раза больше времени простоя скважины после остановки. Давление закачки жидкости выбирают таким, которое обеспечивает поступление воды не только в продуктивный пласт, но и в нарушение сплошности эксплуатационной колонны. Как правило, продуктивный пласт имеет большую приемистость, чем нарушение. Поэтому при неоправданно низком давлении вода может не поступать в нарушение. Давление подбирают опытным путем. Давление подбирают не менее рабочего давления при закачке рабочего агента в пласт при разработке залежи. Температура закачиваемой воды соответствует температуре подведенной воды к устью скважины. Однако температуру закачиваемой воды лучше подбирать меньшей или большей температуры в околоскважинном пространстве. Чем больше эта разность температур, тем большей амплитудой аномалий проявляются нарушения сплошности в эксплуатационной колонне и тем в наибольшей степени проявляются нарушения сплошности в эксплуатационной колонне.Before carrying out thermometry, conditions are created for the manifestation of temperature anomalies. As mentioned above, the time spent under injection should be 2-3 times longer than the shutdown time of the well. The fluid injection pressure is chosen such that it ensures the flow of water not only into the reservoir, but also in violation of the continuity of the production string. As a rule, the reservoir has a greater throttle response than disruption. Therefore, with unreasonably low pressure, water may not flow in violation. Pressure is selected empirically. The pressure is selected not less than the working pressure when injecting the working agent into the reservoir during the development of the reservoir. The temperature of the injected water corresponds to the temperature of the supplied water to the wellhead. However, the temperature of the injected water is better to choose a lower or higher temperature in the near-wellbore space. The larger this temperature difference, the greater the amplitude of the anomalies shows discontinuities in the production casing and the more manifested the discontinuities in the production casing.
Интервал нарушений эксплуатационной колонны определяют по совпадению скачкообразного изменения показателя гамма-каротажа и интервала температурных аномалий.The interval of violations of the production string is determined by the coincidence of the spasmodic change in the gamma-ray index and the interval of temperature anomalies.
Пример конкретного выполнения способаAn example of a specific implementation of the method
Эксплуатируют нагнетательную скважину, снабженную колонной насосно-компрессорных труб с воронкой на нижнем конце. Перед проведением исследований проводят эксплуатацию скважины с закачкой рабочего агента по колонне насосно-компрессорных труб в течение 7 сут. Останавливают скважину. Проводят технологическую выдержку в течение 2 сут. Проводят термометрию и гамма-каротаж скважины по колонне насосно-компрессорных труб с записью фонового распределения температуры Т0 по стволу скважины и фонового значения естественной радиоактивности пород ГК. Закачивают воду в колонну насосно-компрессорных труб объемом не менее суммы объемов колонны насосно-компрессорных труб и объема обсадной колонны от воронки до подошвы продуктивного пласта, т.е. в объеме 6 м3. Давление закачки составляет 9 МПа. Температура закачиваемой воды составляет 10°C. Закачку останавливают и проводят термометрию скважины с записью текущего распределения температуры по стволу скважины T1.An injection well is operated, equipped with a tubing string with a funnel at the lower end. Before carrying out the research, the well is operated with the injection of the working agent through the tubing string for 7 days. Stop the well. Spend technological exposure for 2 days. Thermometry and gamma-ray logging of the well are carried out along the tubing string with the recording of the background temperature distribution T 0 along the wellbore and the background value of the natural radioactivity of the rock formations. Water is pumped into the tubing string with a volume of at least the sum of the tubing string volumes and the casing string from the funnel to the bottom of the reservoir, i.e. in the amount of 6 m 3 . The injection pressure is 9 MPa. The temperature of the injected water is 10 ° C. The injection is stopped and the well thermometry is carried out, recording the current temperature distribution along the well bore T 1 .
Результаты термометрии и гамма-каротажа представлены на фиг.3.The results of thermometry and gamma-ray logging are presented in figure 3.
На фиг.3 кривая 1 - гамма-каротаж скважины, кривая 2 - термометрия Т0, кривая 3 - термометрия T1, 4 - термометрия T2.In Fig. 3,
Из фиг.3 следует, что среднее значение показателя гамма-каротажа составляет 1000 имп/мин. Основной разброс показателя гамма-каротажа по глубине скважины составляет от 500 до 2000 имп/мин. На глубине 1550 м отмечается скачкообразное изменение показателя гамма-каротажа с 1000 до 24000 имп/мин. Кривая термометрии плавно изменяется до глубины 1525 м, а на глубине 1525-1575 м образуется температурная аномалия - температурный зигзаг. Достижение результата подтверждается дублированием термометрии на кривой 3 и кривой 4.From figure 3 it follows that the average value of the index of gamma-ray logging is 1000 imp / min The main dispersion of gamma-ray logging index over the well depth is from 500 to 2000 imp / min. At a depth of 1550 m, an abrupt change in the gamma-ray index from 1000 to 24000 imp / min is noted. The thermometry curve smoothly changes to a depth of 1525 m, and at a depth of 1525-1575 m a temperature anomaly is formed - a temperature zigzag. The achievement of the result is confirmed by duplication of thermometry on
Наличие скачкообразного изменения показателя гамма-каротажа и термометрии на глубине 1525 м свидетельствует о нарушении сплошности эксплуатационной колонны.The presence of a spasmodic change in the gamma-ray logging and thermometry at a depth of 1525 m indicates a violation of the continuity of the production string.
Проводят работы по ликвидации нарушения сплошности эксплуатационной колонны скважины. Проверку сплошности после ремонта выполняют опрессовкой скважины.Work is underway to eliminate discontinuities in the production casing of the well. Continuity check after repair is performed by pressure testing of the well.
Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения достоверности обнаружения нарушений сплошности эксплуатационной колонны скважины.The application of the proposed method will solve the problem of increasing the reliability of detecting discontinuities in the production casing of the well.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2007108565/03A RU2319001C1 (en) | 2007-03-09 | 2007-03-09 | Method for damaged production string section determination in well |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2007108565/03A RU2319001C1 (en) | 2007-03-09 | 2007-03-09 | Method for damaged production string section determination in well |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2319001C1 true RU2319001C1 (en) | 2008-03-10 |
Family
ID=39280967
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2007108565/03A RU2319001C1 (en) | 2007-03-09 | 2007-03-09 | Method for damaged production string section determination in well |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2319001C1 (en) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN112282730A (en) * | 2020-10-28 | 2021-01-29 | 中国石油天然气集团有限公司 | Real-time monitoring and evaluating method for deformation of underground casing induced by reservoir fracturing modification |
| CN112761602A (en) * | 2021-02-05 | 2021-05-07 | 西南石油大学 | Far well reserve potential excavating method for fracture-cavity oil reservoir |
| 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 |
-
2007
- 2007-03-09 RU RU2007108565/03A patent/RU2319001C1/en active
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN112282730A (en) * | 2020-10-28 | 2021-01-29 | 中国石油天然气集团有限公司 | Real-time monitoring and evaluating method for deformation of underground casing induced by reservoir fracturing modification |
| CN112761602A (en) * | 2021-02-05 | 2021-05-07 | 西南石油大学 | Far well reserve potential excavating method for fracture-cavity oil reservoir |
| CN112761602B (en) * | 2021-02-05 | 2022-02-22 | 西南石油大学 | Far well reserve potential excavating method for fracture-cavity oil reservoir |
| 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 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2384698C1 (en) | Method of well investigation | |
| Islam et al. | Real time risk analysis of kick detection: testing and validation | |
| US12006819B2 (en) | Hydraulic integrity analysis | |
| CN111734399A (en) | Intelligent leakage blocking method and system in drilling process | |
| Ibrahim et al. | Integration of pressure-transient and fracture area for detecting unconventional wells interference | |
| Richard et al. | Detecting a defective casing seal at the top of a bedrock aquifer | |
| RU2319001C1 (en) | Method for damaged production string section determination in well | |
| Al-Mulhim et al. | Integrated production logging approach for successful leak detection between two formations: a case study | |
| Wei et al. | A comprehensive performance evaluation methodology for miscible gas flooding: A case study in a giant carbonate reservoir in Middle East | |
| Das et al. | Simulations comparing different initial responses to kicks taken during managed pressure drilling | |
| Wu et al. | Research on rapid identification and evaluation technology for gas formation during underbalanced drilling | |
| Sadigov et al. | Production Optimisation Using a 24/7 Distributed Fibre Optic DFO Sensing Based Multiphase Inflow Profiling Capability | |
| Al-Qasim | Monitoring and surveillance of subsurface multiphase flow and well integrity | |
| RU2235193C1 (en) | Method of well operation | |
| Bin Marta et al. | Diagnosing and Controlling Excessive Water Production: State-of-the-Art Review | |
| Garofoli et al. | Maximization of downhole tracer profiling evaluation through the integration of different technologies in challenging environments | |
| Fragachan et al. | Pressure monitoring: key for waste management injection assurance | |
| Smith et al. | Steam conformance along horizontal wells at Cold Lake | |
| Al-Ajmi et al. | Risk-Based Approach to Evaluate Casing Integrity in Upstream Wells | |
| Al-Khamis et al. | Proactive Casing Leak Detection Methodologies: A Case History | |
| CN113795648A (en) | Use of chemical inflow tracers in early water breakthrough detection | |
| Volkov et al. | Pre-and Post Stimulation Diagnostics using Spectral Noise Logging. Case Study. | |
| Safar et al. | Rigless pre-workover diagnostic of a dual string completion | |
| Sinha et al. | Unconventional well interference detection using physics informed data-driven model | |
| Dutta et al. | Unlocking the Potential of Fiber-Optic Distributed Temperature Sensing in Resolving Well Integrity Issues |