RU2375565C1 - Способ определения негерметичности и места среза эксплуатационной колонны - Google Patents
Способ определения негерметичности и места среза эксплуатационной колонны Download PDFInfo
- Publication number
- RU2375565C1 RU2375565C1 RU2008122730/03A RU2008122730A RU2375565C1 RU 2375565 C1 RU2375565 C1 RU 2375565C1 RU 2008122730/03 A RU2008122730/03 A RU 2008122730/03A RU 2008122730 A RU2008122730 A RU 2008122730A RU 2375565 C1 RU2375565 C1 RU 2375565C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gamma
- diagrams
- ray
- locator
- couplings
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 30
- 230000005251 gamma ray Effects 0.000 claims abstract description 37
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 37
- 238000010586 diagram Methods 0.000 claims abstract description 19
- 230000005855 radiation Effects 0.000 claims abstract description 10
- 230000002159 abnormal effect Effects 0.000 claims abstract description 7
- 239000002184 metal Substances 0.000 claims abstract description 4
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 claims abstract description 4
- 230000008878 coupling Effects 0.000 claims description 40
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 claims description 40
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 claims description 40
- 230000002547 anomalous effect Effects 0.000 claims description 11
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims description 6
- 238000011160 research Methods 0.000 claims description 5
- 239000002361 compost Substances 0.000 claims 1
- 230000010354 integration Effects 0.000 claims 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 abstract description 6
- 239000000463 material Substances 0.000 abstract description 5
- 230000008859 change Effects 0.000 abstract description 3
- 238000011161 development Methods 0.000 abstract description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 2
- 239000003129 oil well Substances 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000004861 thermometry Methods 0.000 description 6
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 4
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 4
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 4
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 3
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 2
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 2
- 238000013461 design Methods 0.000 description 2
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 description 2
- 230000035945 sensitivity Effects 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical group [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 238000009529 body temperature measurement Methods 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 238000002788 crimping Methods 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 230000005670 electromagnetic radiation Effects 0.000 description 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 1
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 1
- 230000004907 flux Effects 0.000 description 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 1
- 230000006698 induction Effects 0.000 description 1
- 238000007689 inspection Methods 0.000 description 1
- 238000000691 measurement method Methods 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 230000000630 rising effect Effects 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
- 238000001757 thermogravimetry curve Methods 0.000 description 1
- 230000003313 weakening effect Effects 0.000 description 1
Images
Landscapes
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Abstract
Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений, в частности к контролю за техническим состоянием эксплуатационных скважин. Способ определения негерметичности и места среза эксплуатационной колонны включает измерение естественного гамма-излучения горных пород по стволу скважины - гамма-каротажа и регистрацию изменения магнитной проводимости металла обсадной колонны, бурильных или насосно-компрессорных труб вследствие нарушения их герметичности локатором муфт. Привязывают по глубине показания всех методов исследований, выполненных в скважине, к геологическому разрезу. Сопоставляют кривые на диаграммах гамма-каротажа и локатора муфт. Фиксируют на совмещенных диаграммах расположение муфтовых соединений. Выявляют совпадения интервалов положительных аномальных значений на диаграммах гамма-каротажа и локатора муфт, по которым определяют нарушение герметичности муфтовых соединений. А по совпадению интервалов положительных аномальных значений на диаграммах гамма-каротажа и локатора муфт на участках между муфтовыми соединениями при увеличении интервала аномальных значений кривых на диаграммах гамма-каротажа от 3 и более метров определяют срез эксплуатационной колонны. Техническим результатом является повышение надежности и точности определения нарушения эксплуатационной колонны, снижение материальных затрат и времени на поиск, определение типа нарушения и ликвидацию его последствий. 1 ил.
Description
Предлагаемый способ относится к области разработки нефтяных месторождений, в частности к контролю за техническим состоянием эксплуатационных скважин, который осуществляется комплексом геофизических методов непосредственно после окончания их бурения и цементирования обсадной колонны, а также на протяжении всего времени эксплуатации скважины.
Известны геофизические методы, такие как термометрия, расходометрия, электромагнитная дефектоскопия, акустическая телеметрия и др. (А.с. №1810516, МКИ Е21В 47/00, 1990 г.; а.с. №1680965, МКИ Е21В 47/00, 1988 г.; пат. США №4926880, МКИ G01М 3/18, 1988 г.), позволяющие оценить герметичность интервалов колонны в скважине. Однако в определенных ситуациях они не эффективны, т.к. возможны искажения результатов. Использование расходометрии имеет ограничение по техническим параметрам, то есть расход жидкости должен быть не ниже порога чувствительности прибора (>4 м3). Для термометрии характерна низкая точность определения негерметичности эксплуатационной колонны, связанная с наличием в закачиваемой воде эмульсии нефти, сгустков парафина, приводящих к снижению чувствительности прибора.
В случаях коррозионного и механического износа обсадных труб, проявляющегося на фотографиях в виде участков потемнений, качество материалов видеокаротажа снижается, что осложняет выявление нарушений колонны методом акустической телеметрии.
Известны промысловые методы опрессовки колонны, но они требуют больших затрат, кроме того, отсутствует контроль за герметичностью цементного моста, залитого цементом интервала перфорации и установленного пакера.
Наиболее близким является способ определения негерметичности и места среза эксплуатационной колонны, включающий измерение и регистрацию показаний исследований гамма-каротажа и локатора муфт, привязку полученных диаграмм к разрезу, анализ соответствия текущих и исходных диаграмм и определение нарушений герметичности эксплуатационных колонн (Головин Б.А., Калинникова М.В., Муха А.А. Контроль за разработкой нефтяных и газовых месторождений геофизическими методами. Учебное пособие. Саратов. 2005. 30 с).
Преимуществом известного способа является то, что гамма-каротаж выполняют во всех без исключения необсаженных и обсаженных скважинах, заполненных любой промывочной жидкостью или газом. Комплекс гамма-каротажа комплексируется с другими измерительными приборами без ограничений.
Недостатком известного способа является неточность в определении типа нарушения на участках эксплуатационной колонны, находящихся между муфтовыми соединениями.
Технической задачей изобретения является повышение надежности и точности способа определения негерметичности и места среза эксплуатационной колонны с использованием стандартного комплекса геофизических исследований скважин и локатора муфт, позволяющих значительно снизить материальные затраты и время на поиск, определение типа нарушения и ликвидацию его последствий.
Техническая задача решается способом определения негерметичности и места среза эксплуатационной колонны, включающим измерение и регистрацию показаний исследований гамма-каротажа и локатора муфт, привязку полученных диаграмм к разрезу, анализ соответствия текущих и исходных диаграмм и определение нарушений герметичности эксплуатационных колонн.
Новым является то, что фиксируют на совмещенных диаграммах расположение муфтовых соединений, выявляют совпадения интервалов положительных аномальных значений на диаграммах гамма-каротажа и локатора муфт, по которым определяют нарушение герметичности муфтовых соединений, а по совпадению интервалов положительных аномальных значений на диаграммах гамма-каротажа и локатора муфт на участках между муфтовыми соединениями при увеличении интервала аномальных значений кривых на диаграммах гамма-каротажа от 3 и более метров определяют срез эксплуатационной колонны.
Проведенные предварительные патентные исследования по патентному фонду и научно-технической библиотеки института «ТатНИПИнефть» показали отсутствие идентичных или эквивалентных технических решений в сравнении с заявляемым способом. Это позволяет сделать вывод о соответствии решения критерию «новизна» и «изобретательский уровень».
На чертеже приведены диаграммы гамма-каротажа и локатора муфт, представляющие собой графики изменения измеряемых параметров с глубиной.
Заявляемый способ осуществляют в следующей последовательности.
Проводят предварительные исследования эксплуатационной колонны. В скважине периодически проводят замер температуры термометром вдоль всего ствола при подъеме от забоя до устья с интервалом от 0,5 до 5,0 ч. Анализируют полученные показания. В каждом выявленном интервале аномалии температуры проводят два дополнительных измерения, причем первое при квазистационарном распределении температуры в стволе в процессе закачки. После остановки скважины и прекращения закачки проводят второе измерение.
Сопоставляют полученные термограммы. Нарушение герметичности эксплуатационной колонны определяют по форме аномалии температуры при первом и втором измерениях. На точность результатов замера температуры оказывает число нарушений колонны. Из имеющихся нарушений с помощью термометрии наиболее точно можно определить самое большое.
Герметичность эксплуатационной колонны нагнетательной скважины определяют в поинтервальном обследовании эксплуатационной колонны в процессе закачки воды в скважину. Интервалы глубин, в которых происходит снижение показаний расходомера, свидетельствуют о наличие мест поглощения закачиваемой жидкости, то есть мест негерметичности эксплуатационной колонны.
Неполадки и осложнения в оборудовании подъема нефти чаще всего связаны с различными конструкционными и технологическими элементами скважины (интервалом перфорации, соединением обсадных или насосных труб, газлифтным клапаном, насосом, пакером и т.д). Возникает необходимость точного определения их местоположения в скважине относительно геологического разреза, с тем чтобы использовать в качестве реперов для привязки по глубине диаграмм различных методов исследований.
Для точного определения негерметичности и места среза эксплуатационной колонны вышеназванные методы применяют в комплексе с гамма-каротажом и методом электромагнитной локации муфт.
Гамма-каротаж основан на измерении естественной гамма-активности горных пород. Гамма-излучение представляет собой высокочастотное электромагнитное излучение, возникающее в результате ядерных процессов, и рассматривается как поток дискретных частиц (гамма-квантов). Работы проводят с помощью скважинных радиометров разных марок. Электрические сигналы, пропорциональные интенсивности гамма-излучения, передаются с них по кабелю в обычную каротажную станцию, где и осуществляется их автоматическая регистрация. В результате гамма-каротажа записывают непрерывную кривую интенсивности гамма-излучения. Величину интенсивности гамма-излучения измеряют в импульсах за минуту или в микрорентгенах в час (мкР/ч.). Кривые гамма-каротажа отражают, в первую очередь, степень глинистости горных пород и наличие в разрезе низкоактивных пород гидрохимического происхождения. Как правило, повышенными интенсивностями на кривых гамма-излучения отмечаются наиболее глинистые разности осадочных горных пород.
Кривую гамма-каротажа, характеризующую интенсивность гамма-излучения пластов вдоль ствола скважины 1, используют для привязки по глубине показаний всех методов исследований, выполненных в скважине, к геологическому разрезу. Конфигурация получаемой кривой, отражающей изменение величины гамма-излучения, зависит от целого ряда факторов, связанных с особенностями исследуемого разреза, конструкции скважины и методики производства измерений.
Состояние целостности эксплуатационной колонны влияет на показания гамма-каротажа, которые проявляются в ослаблении гамма-излучения горных пород вследствие поглощения гамма-лучей эксплуатационной колонной, скважинной жидкостью и цементом. Интенсивность естественного гамма-излучения значительно меньше в обсаженной части скважины по сравнению с необсаженной. В месте нарушения герметичности эксплуатационной колонны прослеживаются аномалии значений кривых гамма-метода.
В действующих эксплуатационных скважинах в качестве приставок к приборам различных методов каротажа, в частности к приборам гамма - каротажа, используются магнитные локаторы муфт.
При нарушении герметичности эксплуатационной колонны изменяется их магнитная проводимость. При перемещении локатора муфт вдоль эксплуатационной колонны в местах нарушения герметичности труб (муфты, перфорационные отверстия, разрывы, трещины, срезы) происходит перераспределение магнитного потока и индуцирование в измерительных катушках электродвижущей силы. Вид кривой диаграммы локатора муфт 2 зависит от характера сплошности эксплуатационной колонны, диаметра обсадных труб, их магнитной характеристики, скорости перемещения локатора муфт и его конструкции.
В магнитном локаторе муфт используют электромагнитный способ индикации нарушения однородности и сплошности металлического тела. Магнитный локатор представляет собой помещенную в герметичный кожух из немагнитного металла многослойную катушку-датчик с железным сердечником и два постоянных магнита. Магниты размещены с обоих концов катушки и одноименными полюсами соприкасаются с торцами ее сердечника. Они создают в катушке и вокруг нее постоянное намагничивающее поле.
При нахождении катушки внутри колонны стальных труб магнитное поле остается неизменным, если в окружающей среде нет существенных изменений магнитных свойств. Когда магнитное поле среды изменяется (в муфтовых соединениях 3 замках, утолщениях, разрывах труб 4, магнитное поле катушки также изменяется (ослабевает или усиливается), в результате чего в ней возникает сигнал, который регистрируется наземной аппаратурой. Поперечные перемещения локатора в трубе (удаление от стенки трубы или приближение к ней) не отражаются на показаниях, так как при использованной в приборе дифференциальной магнитной системе на полюсах ее в этом случае возникают равные, но противоположные по знаку сигналы.
Совпадение интервалов положительных аномальных значений на диаграммах гамма-каротажа и локатора муфт указывают на срез или нарушение герметичности эксплуатационной колонны.
Практически ни одним из геофизических методов в отдельности нельзя однозначно установить негерметичность и место среза эксплуатационной колонн. Их определение должно проводиться на основании комплексных геофизических исследований и последующего совместного анализа диаграмм с учетом геологической документации разрезов скважин.
Пример конкретного выполнения
Осуществление данного способа рассмотрим при совмещении диаграмм термометрии (Т1, Т2, Т3), гамма-каротажа (ПС) и локатора муфт (ЛМ), для чего фиксируют на совмещенных диаграммах расположение муфтовых соединений.
Затем выявляют совпадение интервалов положительных аномальных значений на диаграммах гамма-каротажа и локатора муфт, по которому определяют нарушение герметичности муфтовых соединений.
В нагнетательной скважине №8973 Абдрахмановской площади после проведения предварительных геофизических исследований по определению негерметичностии и места среза эксплуатационной колонны методами термометрии, гамма-каротажа и локатора муфт, нарушений целостности эксплуатационной колонны не обнаружено. Муфтовые соединения 5 герметичны.
При повторном проведении исследований термометрией, гамма-каротажом и локатором муфт в эксплуатационной колонне отмечают изменение термоградиента на глубине 1535-1536 м и на глубине 1563-1568 м в интервале залегания кыновских глин как на контрольном замере, так и на замерах после прокачки. На диаграмме гамма-каротажа аномальные значения кривых достигают значений 85 мкР/ч. Глубина 1535-1536 м соответствует расположению муфтового соединения 6, зафиксированного на диаграмме локатора муфт. На глубине 1563-1568 м муфтовые соединения отсутствуют.
По совпадению интервалов положительных аномальных значений на диаграммах гамма-каротажа и локатора муфт на участках между муфтовыми соединениями при увеличении интервала аномальных значений кривых на диаграммах гамма-каротажа от 3 и более метров определяют срез эксплуатационной колонны.
Установленные факты в первом случае указывают на нарушение герметичности муфтового соединения, во втором - на нарушение герметичности самой эксплуатационной колонны, причем более серьезное, учитывая большой интервал аномальных значений гамма-каротажа по разрезу, достигающий 5 метров.
Проводят в третий и четвертый раз геофизические исследования вышеуказанных интервалов. Аномальные значения кривых на гамма-каротаже повторяются и достигают в интервале 1535-1536 м 47-50 мкР/ч., а в интервале 1564-1568 м - 25-38 мкР/ч. Интервал 3 аномальных значений кривых гамма-каротажа в первом случае составляет один метр, во втором случае - 4,5 м.
Факт нарушения герметичности муфтового соединения на глубине 1535-1536 м подтверждается аномальными значениями кривых гамма-каротажа и локатора муфт 7. На глубине 1563,0-1568,0 м, в кровле кыновских глин установлено нарушение герметичности эксплуатационной колонны в виде среза эксплуатационной колонны со смещением. Данный факт подтвердился в результате непрохождения геофизических приборов в скважине 8 ниже глубины 1563,5 м.
Использование изобретения позволяет оперативно, с минимальными материальными затратами выявлять негерметичность и место среза эксплуатационной колонны со смещением и своевременно принять меры по ее устранению. Эффективность работы по оценке герметичности эксплуатационной колонны повышается кратно за счет упрощения технологии проведения исследований, в данном случае используется стандартный комплекс геофизических исследований скважин.
Claims (1)
- Способ определения негерметичности и места среза эксплуатационной колонны, включающий измерение естественного гамма-излучения горных пород по стволу скважины - гамма-каротажа, регистрацию изменения магнитной проводимости металла обсадной колонны, бурильных или насосно-компрессорных труб вследствие нарушения их герметичности локатором муфт, привязку по глубине показаний всех методов исследований, выполненных в скважине, к геологическому разрезу, комплексирование геофизических методов исследования эксплуатационной колонны, сопоставление кривых на диаграммах гамма-каротажа и локатора муфт, определение участков нарушения герметичности и места среза эксплуатационной колонны, отличающийся тем, что фиксируют на совмещенных диаграммах расположение муфтовых соединений, выявляют совпадения интервалов положительных аномальных значений на диаграммах гамма-каротажа и локатора муфт, по которым определяют нарушение герметичности муфтовых соединений, а по совпадению интервалов положительных аномальных значений на диаграммах гамма-каротажа и локатора муфт на участках между муфтовыми соединениями при увеличении интервала аномальных значений кривых на диаграммах гамма-каротажа от 3 и более метров определяют срез эксплуатационной колонны.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2008122730/03A RU2375565C1 (ru) | 2008-06-04 | 2008-06-04 | Способ определения негерметичности и места среза эксплуатационной колонны |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2008122730/03A RU2375565C1 (ru) | 2008-06-04 | 2008-06-04 | Способ определения негерметичности и места среза эксплуатационной колонны |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2375565C1 true RU2375565C1 (ru) | 2009-12-10 |
Family
ID=41489639
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2008122730/03A RU2375565C1 (ru) | 2008-06-04 | 2008-06-04 | Способ определения негерметичности и места среза эксплуатационной колонны |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2375565C1 (ru) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2462592C1 (ru) * | 2011-05-04 | 2012-09-27 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Энергодиагностика" | Акустический способ выявления места расположения заколонных перетоков флюида |
| CN104153765A (zh) * | 2014-07-31 | 2014-11-19 | 中国石油大学(北京) | 一种油气充注成藏途径的示踪方法及装置 |
| CN104389590A (zh) * | 2014-11-24 | 2015-03-04 | 中国石油大学(北京) | 一种应用地质、地球物理和地球化学方法示踪油气运移路径的方法 |
| RU2651732C1 (ru) * | 2017-04-10 | 2018-04-23 | Общество с ограниченной ответственностью "ТНГ - Групп" | Способ электромагнитной дефектоскопии эксплуатационных колонн нефтяных и газовых скважин |
Citations (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1337698A1 (ru) * | 1986-01-24 | 1987-09-15 | Всесоюзный Научно-Исследовательский И Проектно-Конструкторский Институт Геофизических Методов Исследований,Испытания И Контроля Нефтегазоразведочных Скважин | Способ испытани обсадной колонны на герметичность |
| SU1686140A1 (ru) * | 1989-07-17 | 1991-10-23 | Всесоюзный научно-исследовательский институт нефтепромысловой геофизики | Способ геофизических измерений по глубине скважины |
| US5353873A (en) * | 1993-07-09 | 1994-10-11 | Cooke Jr Claude E | Apparatus for determining mechanical integrity of wells |
| RU2121571C1 (ru) * | 1997-04-21 | 1998-11-10 | Башкирский государственный университет | Способ исследования нагнетательных скважин (варианты) |
| RU2167287C2 (ru) * | 1999-02-02 | 2001-05-20 | АО "Татнефтегеофизика" | Способ исследования действующих скважин |
| RU2168622C1 (ru) * | 2000-04-20 | 2001-06-10 | Нефтегазодобывающее управление "Альметьевнефть" ОАО "Татнефть" | Способ оценки герметичности эксплуатационной колонны нагнетательной скважины, оборудованной насосно-компрессорными трубами (варианты) |
| RU2197614C2 (ru) * | 1999-02-23 | 2003-01-27 | Открытое акционерное общество "Сургутнефтегаз" | Способ определения негерметичностей эксплуатационной колонны |
| RU2225506C2 (ru) * | 2002-04-24 | 2004-03-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ исследования на герметичность эксплуатационной колонны нагнетательной скважины |
| RU2235193C1 (ru) * | 2003-06-21 | 2004-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ эксплуатации скважины |
| RU2262581C1 (ru) * | 2004-06-16 | 2005-10-20 | Общество с ограниченной ответственностью "АЛ" | Способ испытания эксплуатационной колонны на герметичность |
-
2008
- 2008-06-04 RU RU2008122730/03A patent/RU2375565C1/ru not_active IP Right Cessation
Patent Citations (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1337698A1 (ru) * | 1986-01-24 | 1987-09-15 | Всесоюзный Научно-Исследовательский И Проектно-Конструкторский Институт Геофизических Методов Исследований,Испытания И Контроля Нефтегазоразведочных Скважин | Способ испытани обсадной колонны на герметичность |
| SU1686140A1 (ru) * | 1989-07-17 | 1991-10-23 | Всесоюзный научно-исследовательский институт нефтепромысловой геофизики | Способ геофизических измерений по глубине скважины |
| US5353873A (en) * | 1993-07-09 | 1994-10-11 | Cooke Jr Claude E | Apparatus for determining mechanical integrity of wells |
| RU2121571C1 (ru) * | 1997-04-21 | 1998-11-10 | Башкирский государственный университет | Способ исследования нагнетательных скважин (варианты) |
| RU2167287C2 (ru) * | 1999-02-02 | 2001-05-20 | АО "Татнефтегеофизика" | Способ исследования действующих скважин |
| RU2197614C2 (ru) * | 1999-02-23 | 2003-01-27 | Открытое акционерное общество "Сургутнефтегаз" | Способ определения негерметичностей эксплуатационной колонны |
| RU2168622C1 (ru) * | 2000-04-20 | 2001-06-10 | Нефтегазодобывающее управление "Альметьевнефть" ОАО "Татнефть" | Способ оценки герметичности эксплуатационной колонны нагнетательной скважины, оборудованной насосно-компрессорными трубами (варианты) |
| RU2225506C2 (ru) * | 2002-04-24 | 2004-03-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ исследования на герметичность эксплуатационной колонны нагнетательной скважины |
| RU2235193C1 (ru) * | 2003-06-21 | 2004-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ эксплуатации скважины |
| RU2262581C1 (ru) * | 2004-06-16 | 2005-10-20 | Общество с ограниченной ответственностью "АЛ" | Способ испытания эксплуатационной колонны на герметичность |
Non-Patent Citations (2)
| Title |
|---|
| ИТЕНБЕРГ С.С. и др. Геофизические исследования в скважинах. - М.: Недра, 1982, с.281-285. * |
| МОИСЕЕВ В.Н. Применение геофизических методов в процессе эксплуатации скважин. - М.: Недра, 1990, с.80-83. * |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2462592C1 (ru) * | 2011-05-04 | 2012-09-27 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Энергодиагностика" | Акустический способ выявления места расположения заколонных перетоков флюида |
| CN104153765A (zh) * | 2014-07-31 | 2014-11-19 | 中国石油大学(北京) | 一种油气充注成藏途径的示踪方法及装置 |
| CN104389590A (zh) * | 2014-11-24 | 2015-03-04 | 中国石油大学(北京) | 一种应用地质、地球物理和地球化学方法示踪油气运移路径的方法 |
| CN104389590B (zh) * | 2014-11-24 | 2015-10-28 | 中国石油大学(北京) | 一种应用地质、地球物理和地球化学方法示踪油气运移路径的方法 |
| RU2651732C1 (ru) * | 2017-04-10 | 2018-04-23 | Общество с ограниченной ответственностью "ТНГ - Групп" | Способ электромагнитной дефектоскопии эксплуатационных колонн нефтяных и газовых скважин |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN110541702B (zh) | 基于分布式光纤传感的井下流体分布监测系统及监测方法 | |
| CA2501480A1 (en) | System and method for installation and use of devices in microboreholes | |
| Bateman | Cased-hole log analysis and reservoir performance monitoring | |
| CN112780257B (zh) | 基于分布式光纤传感钻井液漏失监测系统及监测方法 | |
| Arbuzov et al. | Memory magnetic imaging defectoscopy | |
| RU2375565C1 (ru) | Способ определения негерметичности и места среза эксплуатационной колонны | |
| US11578584B2 (en) | Well monitoring with magnetic tool | |
| CN111219183A (zh) | 一种水量水压探测装置 | |
| RU2134779C1 (ru) | Способ определения технического состояния обсадных колонн и устройство для его осуществления | |
| Richard et al. | Detecting a defective casing seal at the top of a bedrock aquifer | |
| Reinicke et al. | Measurement strategies to evaluate the integrity of deep wells for CO2 applications | |
| Busse et al. | Field performance of the heat pulse flow meter: Experiences and recommendations | |
| Al-Qasim | Monitoring and surveillance of subsurface multiphase flow and well integrity | |
| WO2024148852A1 (zh) | 一种含水层裂隙渗流通道识别方法及系统 | |
| CN208347764U (zh) | 一种深井跨孔地下水流速流向及地质参数测定装置 | |
| CN212250002U (zh) | 基于分布式光纤传感技术的井下流体识别装置 | |
| Kamgang et al. | Innovative Cement and Casing Corrosion Evaluation Technologies Provide Reliable Well Integrity Information in Natural Gas Storage Wells | |
| RU2235193C1 (ru) | Способ эксплуатации скважины | |
| Miyakawa et al. | Detection of hydraulic pathways in fractured rock masses and estimation of conductivity by a newly developed TV equipped flowmeter | |
| Zemke et al. | Monitoring of well integrity by magnetic imaging defectoscopy (MID) at the Ketzin pilot site, Germany | |
| Ganiev et al. | Sectorial Scanning Electromagnetic Defectoscope: The Next Stage in Well Integrity Diagnostics | |
| CN112780262A (zh) | 基于随钻超声波井径测井的井漏位置识别装置及方法 | |
| Pöllänen et al. | Difference flow measurements in Greenland, drillhole DH-GAP04 in July 2011 | |
| RU2703051C1 (ru) | Способ контроля герметичности муфтовых соединений эксплуатационной колонны и выявления за ней интервалов скоплений газа в действующих газовых скважинах стационарными нейтронными методами | |
| Ofwona | Introduction to geophysical well logging and flow testing |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20160605 |