RU2515641C1 - Surveying method of horizontal well - Google Patents
Surveying method of horizontal well Download PDFInfo
- Publication number
- RU2515641C1 RU2515641C1 RU2013103954/03A RU2013103954A RU2515641C1 RU 2515641 C1 RU2515641 C1 RU 2515641C1 RU 2013103954/03 A RU2013103954/03 A RU 2013103954/03A RU 2013103954 A RU2013103954 A RU 2013103954A RU 2515641 C1 RU2515641 C1 RU 2515641C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- packer
- working agent
- injection pressure
- flow rate
- well
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Measuring Fluid Pressure (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к геофизическим исследованиям глубоких скважин, в частности к геофизическим исследованиям горизонтальных и пологих скважин.The invention relates to geophysical exploration of deep wells, in particular to geophysical exploration of horizontal and shallow wells.
При гидродинамических исследованиях горизонтальных скважин важной задачей является определение работающих интервалов ствола скважины. Эта проблема приобретает особую актуальность применительно к анализу разработки низкопроницаемых, анизотропных коллекторов, поскольку оценить при совместной разработке продуктивных интервалов область пласта, охваченного выработкой или поглощением закачиваемого рабочего агента, без знания фактического интервала притока или поглощения и их количественных параметров, невозможно, особенно при исследовании паронагнетательных горизонтальных скважин с высокими термодинамическими параметрами состояния, обеспечивающими повышение температуры пласта до 250-300°C.In hydrodynamic studies of horizontal wells, an important task is to determine the working intervals of the wellbore. This problem is especially relevant for the analysis of the development of low-permeable, anisotropic reservoirs, since it is impossible to evaluate the reservoir area covered by the production or absorption of the injected working agent without joint knowledge of the actual inflow or absorption interval and their quantitative parameters when developing productive intervals together, especially when studying steam injection horizontal wells with high thermodynamic state parameters, providing an increase in the rate formation temperatures up to 250-300 ° C.
Известен способ исследования нагнетательной скважины, включающий спуск насосно-компрессорных труб в скважины, закачку рабочего агента, например воды, в скважину с замером расхода и давления нагнетания на устье скважины. Способ предусматривает изменение режимов работы путем изменения количества нагнетаемой воды. При исследовании в эксплуатационных скважинах несколько раз меняют дебит скважины и также всякий раз при изменении режима замеряют дебит и давление. Полученные данные позволяют построить индикаторные кривые, на основании которых определяют коэффициент приемистости нагнетательных скважин или коэффициент продуктивности добывающих скважин (См. книгу «Технология и техника добычи нефти и газа», авторы: Муравьев И.М., Базлов М.Н., Жуков А.И. и Чернов Б.С., изд-во «Недра», М., 1971. - стр.135).A known method of researching an injection well, including the descent of tubing into the wells, pumping a working agent, for example water, into the well with a measurement of flow rate and injection pressure at the wellhead. The method involves changing operating modes by changing the amount of injected water. When researching production wells, the flow rate of the well is changed several times, and also each time the mode is changed, flow rate and pressure are measured. The data obtained make it possible to construct indicator curves, on the basis of which the injectivity coefficient of injection wells or the productivity coefficient of production wells are determined (See the book “Technology and Technique for Oil and Gas Production”, authors: Muravyev IM, Bazlov MN, Zhukov A . I. and Chernov BS, Publishing House "Nedra", M., 1971. - p. 135).
Однако известный способ не позволяет получить фильтрационные параметры неоднородных продуктивных интервалов по протяженности горизонтального ствола скважины, то есть при зональной неоднородности продуктивного пласта.However, the known method does not allow to obtain the filtration parameters of heterogeneous production intervals along the length of the horizontal wellbore, that is, with zonal heterogeneity of the reservoir.
Также известен способ исследования горизонтальной скважины, принятый авторами за прототип, включающий спуск колонны насосно-компрессорных труб, нагнетание рабочего агента в трубы с замером расхода и давления нагнетания (См. патент РФ №2269000 от 24.06.2003, МПК: E21B 47/00). Способ предусматривает спуск до забоя горизонтального ствола на насосно-компрессорных трубах, выполненных в виде длинномерных гибких труб, расходомера. Затем создают круговую циркуляцию рабочего агента через затрубное пространство и длинномерные гибкие трубы, которые одновременно поднимают для перемещения расходомера по всей длине горизонтального ствола, при этом расходомером фиксируют расход потока рабочего агента по затрубному пространству.Also known is a method of researching a horizontal well, adopted by the authors as a prototype, which includes lowering a tubing string, injecting a working agent into pipes with measuring flow rate and discharge pressure (See RF patent No. 2269000 from 06/24/2003, IPC: E21B 47/00) . The method involves the descent to the bottom of the horizontal trunk on tubing made in the form of long flexible pipes, a flow meter. Then create a circular circulation of the working agent through the annulus and lengthy flexible pipes, which are simultaneously raised to move the flow meter along the entire length of the horizontal barrel, while the flowmeter fixes the flow rate of the working agent through the annulus.
Однако известный способ не может быть использован для исследований паронагнетательных скважин, используемых для закачки теплоносителя (пара, горячей воды) с высокими термодинамическими параметрами состояния, обеспечивающими повышение температуры пласта до 250-300°C, как например, при разработке пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения высоковязкой нефти. Высокие температуры приводят к выходу из строя электрических схем расходомеров, датчиков давления и других приборов, сохраняющих зарегистрированную информацию. В результате чего полученная информация искажается или не фиксируется вовсе. Приборы, исполненные в термостойком состоянии или расположенные в специальных термостойких контейнерах, могут находиться в скважине без выхода из строя не более шести часов, а процесс исследования горизонтальной скважины с длиной ствола около 300 метров проводят более суток. Кроме того, при использовании данного способа в так называемых "горячих" скважинах возвращаемая при циркуляции вода может иметь температуру 150-200°C, которая при атмосферном давлении вскипает и представляет большую опасность для персонала, выполняющего исследования паронагнетательных скважин.However, the known method cannot be used to study steam injection wells used to inject coolant (steam, hot water) with high thermodynamic state parameters that increase the temperature of the formation to 250-300 ° C, as, for example, when developing a perm-carbon deposit in the Usinsky field high viscosity oil. High temperatures lead to the failure of electrical circuits of flowmeters, pressure sensors and other devices that store recorded information. As a result, the received information is distorted or not recorded at all. Devices executed in a heat-resistant state or located in special heat-resistant containers can be in the well without failure for no more than six hours, and the process of studying a horizontal well with a barrel length of about 300 meters is carried out for more than a day. In addition, when using this method in the so-called "hot" wells, the water returned during circulation can have a temperature of 150-200 ° C, which boils at atmospheric pressure and poses a great danger to personnel performing research of steam injection wells.
Задачей изобретения является получение достоверной информации для построения количественного профиля приемистости продуктивных интервалов "горячих" горизонтальных скважин.The objective of the invention is to obtain reliable information for constructing a quantitative injectivity profile of productive intervals of "hot" horizontal wells.
Поставленная задача достигается тем, что в заявляемом способе осуществляют спуск колонны насосно-компрессорных труб в скважину и нагнетание рабочего агента в трубы с замером его расхода и давления нагнетания на устье скважины.This object is achieved by the fact that in the claimed method, the tubing string is lowered into the well and the working agent is pumped into the pipes with a measurement of its flow rate and discharge pressure at the wellhead.
Существенными отличительными признаками заявленного способа являются:The salient features of the claimed method are:
- компонуют насосно-компрессорные трубы перед спуском пакером многократного действия и хвостовиком;- assemble the tubing before lowering with a multi-action packer and a liner;
- устанавливают при спуске насосно-компрессорных труб пакер над кровлей первого продуктивного интервала по ходу бурения горизонтального ствола;- install during the descent of the tubing the packer above the roof of the first productive interval in the direction of drilling the horizontal wellbore;
- фиксируют на устье давление нагнетания после его стабилизации;- fix at the mouth the discharge pressure after its stabilization;
- осуществляют срыв пакера и дальнейший спуск насосно-компрессорных труб с последующей установкой пакера над кровлей следующего продуктивного интервала по ходу бурения горизонтального ствола;- carry out the breakdown of the packer and the subsequent descent of the tubing with the subsequent installation of the packer over the roof of the next productive interval along the horizontal drilling;
- вновь осуществляют нагнетание рабочего агента, причем после стабилизации устьевого давления нагнетания поддерживают его равным давлению нагнетания рабочего агента при предыдущем исследовании и также фиксируют расход рабочего агента;- again carry out the injection of the working agent, and after stabilization of the wellhead pressure of the injection support it equal to the injection pressure of the working agent in the previous study and also record the flow of the working agent;
- срыв пакера, спуск насосно-компрессорных труб и установку пакера над кровлями продуктивных интервалов осуществляют неоднократно в зависимости от количества продуктивных интервалов, пройденных горизонтальным стволом скважины;- disruption of the packer, descent of the tubing and installation of the packer over the roofs of the productive intervals is carried out repeatedly depending on the number of productive intervals covered by the horizontal wellbore;
- давление нагнетания рабочего агента при каждом исследовании поддерживают на устье скважины постоянным, равным давлению нагнетания рабочего агента при установке пакера над кровлей первого продуктивного интервала по ходу бурения горизонтального ствола;- the pressure of the injection of the working agent during each study is maintained at the wellhead constant, equal to the pressure of the injection of the working agent when the packer is installed above the roof of the first production interval along the horizontal well;
- на основании зафиксированных расходов рабочего агента определяют количество рабочего агента, поглощаемого каждым продуктивным интервалом в единицу времени;- based on the recorded costs of the working agent, determine the amount of working agent absorbed by each productive interval per unit time;
- поддержание в процессе исследования на устье скважины давления нагнетания рабочего агента в продуктивные интервалы постоянным, при превышении его значения от первоначального давления нагнетания, осуществляют путем слива в мерную емкость избытка рабочего агента.- maintaining during the study at the wellhead the pressure of the injection of the working agent at productive intervals is constant, if it exceeds the value from the initial pressure of the injection, it is carried out by pouring the excess of the working agent into the measured tank.
Указанная совокупность существенных признаков позволяет осуществлять исследования "горячих" скважин, используемых для закачки рабочих агентов с высокими термодинамическими параметрами состояния, обеспечивающими повышение температуры пласта до 250-300°C без опасения выхода из строя измерительных приборов и не представляет опасности для персонала, осуществляющего исследования, так как сливаемый в мерную емкость, у устья скважины, рабочий агент является холодным. В соответствии с заявляемым способом обеспечиваются условия постоянства давления нагнетания, температуры и состава рабочего агента, то есть в процессе всего полного цикла исследований осуществляются условия идентичности работы продуктивных интервалов в процессе поглощения рабочего агента, что позволяет разновременные измерения принимающей способности каждого из совместно работающих в одинаковых условиях продуктивных интервалов сопоставлять и на этом основании строить профили приемистости.The specified set of essential features allows the study of "hot" wells used to inject working agents with high thermodynamic state parameters, providing an increase in the temperature of the formation to 250-300 ° C without fear of failure of the measuring instruments and does not pose a threat to the personnel conducting the study, since it is discharged into a measured tank at the wellhead, the working agent is cold. In accordance with the inventive method, the conditions of constant injection pressure, temperature and composition of the working agent are provided, that is, during the entire full cycle of studies, the conditions for the identity of the work of productive intervals in the process of absorption of the working agent are fulfilled, which allows simultaneous measurements of the receiving ability of each of the joint working under the same conditions to compare productive intervals and on this basis to build injectivity profiles.
Таким образом, разновременные последовательные определения расходов рабочего агента поглощаемых отдельными работающими продуктивными интервалами, при соблюдении идентичности условий их работы, становятся идентичными условиям одновременности измерений и обеспечивают чистоту исследований, то есть получение достоверной информации для построения количественного профиля приемистости продуктивных интервалов любых "горячих" горизонтальных скважин.Thus, simultaneous sequential determinations of the costs of the working agent absorbed by individual working productive intervals, subject to the identical conditions of their work, become identical to the conditions for simultaneous measurements and ensure the purity of the studies, that is, obtaining reliable information to build a quantitative profile of the injectivity of productive intervals of any “hot” horizontal wells .
Заявленная совокупность существенных признаков не известна нам из уровня техники, поэтому заявленное изобретение является новым. Заявленные отличительные признаки изобретения являются неочевидными для среднего специалиста в данной области. В связи с этим мы считаем, что заявленное изобретение имеет изобретательный уровень. Изобретение промышленно применимо, так как имеющееся оборудование и технология, разработанная нами, позволяют реализовать способ в полном объеме.The claimed combination of essential features is not known to us from the prior art, therefore, the claimed invention is new. The claimed features of the invention are not obvious to the average person skilled in the art. In this regard, we believe that the claimed invention has an inventive level. The invention is industrially applicable, since the available equipment and technology developed by us, allow us to implement the method in full.
На фиг.1 приведена схема проведения исследований в скважине с горизонтальным стволом при наличии трех продуктивных интервалов с установкой пакера в начале исследования над первым продуктивным интервалом по ходу бурения горизонтального ствола. На фиг.2 и 3 приведены схемы проведения исследований в скважине с горизонтальным стволом при различных позициях установки пакера относительно продуктивных интервалов в процессе исследования.Figure 1 shows the scheme of research in a well with a horizontal wellbore in the presence of three productive intervals with the installation of the packer at the beginning of the study above the first productive interval in the direction of drilling the horizontal wellbore. Figure 2 and 3 shows the scheme of research in a well with a horizontal wellbore at various positions of the installation of the packer relative to the productive intervals in the research process.
Способ реализуют следующим образом.The method is implemented as follows.
Для осуществления исследований в скважину 1 с горизонтальным стволом 2 с продуктивными интервалами 3, 4, 5 спускают насосно-компрессорные трубы (НКТ) 6, скомпонованные с пакером 7 многократного действия и хвостовиком 8. При исследованиях используют пакер, например, якорного типа. При необходимости может быть использован пакер с опорой на забой. Рядом со скважиной устанавливают мерную емкость 9, в которую смонтирован сливной патрубок с запорной арматурой, связанный с колонной НКТ (фиг.1). На первом этапе исследований пакер 8 устанавливают над кровлей первого продуктивного интервала 3 по ходу бурения горизонтального ствола и осуществляют нагнетание рабочего агента, например воды, в НКТ. В качестве рабочего агента также может быть использована маловязкая нефть и другие подвижные жидкости. В дальнейшем при описании способа вместо термина "рабочий агент" будет использован термин "вода". После стабилизации давления нагнетания фиксируют на устье его значение и расход воды. Зафиксированный расход воды соответствует общему расходу воды, поглощаемой всеми продуктивными интервалами, и его определяют по формуле 1, независимо от того, какой из расходов равен нулю.To conduct research into a
где q1 - расход воды, поглощенной первым продуктивным интервалом 3 по ходу бурения горизонтальной скважины,where q 1 is the flow rate of water absorbed by the
q2 - расход воды, поглощенной вторым продуктивным интервалом 4 по ходу бурения горизонтальной скважины,q 2 - the flow rate of water absorbed by the
q3 - расход воды, поглощенной третьим продуктивным интервалом 5 по ходу бурения горизонтальной скважины,q 3 - the flow rate of water absorbed by the
qслив. - расход воды, поступившей в мерную емкость у устья скважины.q drain. - the flow rate of water entering the measuring tank at the wellhead.
Затем осуществляют срыв пакера 8 и приспускают НКТ до установки пакера над кровлей следующего по ходу горизонтального ствола продуктивного интервала 4 и вновь осуществляют нагнетание воды в НКТ, при этом после стабилизации давления нагнетания воды на устье скважины его поддерживают постоянным, равным давлению нагнетания воды при первом исследовании при установке пакера над продуктивным интервалом 3. В случае если давление нагнетания превышает давление нагнетания воды в первой позиции пакера над продуктивным интервалом 3, то для поддержания необходимого постоянного давления осуществляют слив воды в мерную емкость 9. Также фиксируют общий расход воды и объем воды поступивший в мерную емкость. Зафиксированный расход воды соответствует расходу воды поглощаемой продуктивными интервалами 4 и 5 за вычетом объема, поступившего в мерную емкость 9 и его определяют по формуле 2, также независимо от того, какой из расходов равен нулю.Then, the
где q2 - расход воды, поглощенной вторым продуктивным интервалом 4 по ходу бурения горизонтальной скважины,where q 2 is the flow rate of water absorbed by the
q3 - расход воды, поглощенной третьим продуктивным интервалом 5 по ходу бурения горизонтальной скважины,q 3 - the flow rate of water absorbed by the
qслив. - расход воды, поступившей в мерную емкость у устья скважины.q drain. - the flow rate of water entering the measuring tank at the wellhead.
Затем вновь осуществляют срыв пакера и приспускают колонну НКТ до установки пакера над продуктивным интервалом 5 и осуществляют, как описано ранее, закачку воды в НКТ с поддержанием постоянного давления нагнетания равным давлению нагнетания рабочего агента в первой позиции установки пакера над продуктивным интервалом 3. Также фиксируют общий расход воды и объем воды, поступивший в мерную емкость. Если слив воды в мерную емкость равен по расходу предыдущему, то в таком случае продуктивный интервал 5 не принимает воду, то есть объем поглощаемой воды равен нулю.Then, the packer is again disengaged and the tubing string is lowered until the packer is installed over the
Зафиксированный расход воды определяют по формуле 3, также независимо от того, какой из расходов равен нулю.The fixed water flow rate is determined by the
где q3 - расход воды, поглощенной третьим продуктивным интервалом 5 по ходу бурения горизонтальной скважины,where q 3 is the flow rate of water absorbed by the
qслив. - расход воды, поступившей в мерную емкость у устья скважины.q drain. - the flow rate of water entering the measuring tank at the wellhead.
Установку пакера над кровлями продуктивных интервалов осуществляют неоднократно в зависимости от количества продуктивных интервалов, пройденных горизонтальным стволом скважины, причем давление нагнетания рабочего агента на устье скважины в каждый продуктивный интервал поддерживают постоянным, равным давлению нагнетания рабочего агента при первом исследовании при установке пакера над кровлей последнего от забоя продуктивного интервала горизонтального ствола. При проведении исследования также обеспечивают условия постоянства температуры и состава воды.The installation of the packer over the roofs of the productive intervals is carried out repeatedly depending on the number of productive intervals covered by the horizontal wellbore, and the injection pressure of the working agent at the wellhead in each production interval is kept constant equal to the injection pressure of the working agent during the first study when installing the packer over the roof of the last slaughter of the productive interval of the horizontal trunk. When conducting research, they also provide conditions for the constancy of temperature and composition of water.
Таким образом, с учетом постоянства давления нагнетания, температуры и состава воды в процессе всего полного цикла исследований осуществляются условия идентичности работы продуктивных интервалов в процессе поглощения, что позволяет сопоставлять разновременные измерения принимающей способности каждого из совместно работающих в одинаковых условиях продуктивных интервалов.Thus, taking into account the constancy of the injection pressure, temperature and water composition during the entire full cycle of studies, the conditions for the identity of the operation of productive intervals in the absorption process are fulfilled, which allows us to compare the simultaneous measurements of the receiving ability of each of the productive intervals working in the same conditions.
Затем на основании зафиксированных расходов воды определяют количество воды, поглощаемой каждым продуктивным интервалом в единицу времени по математическим зависимостям, преобразованным из формул 1, 2, 3.Then, based on the recorded water consumption, the amount of water absorbed by each productive interval per unit time is determined by mathematical dependencies converted from
Таким образом, в общем виде математическая зависимость при "n" количестве будет представлена в следующем виде:Thus, in general terms, the mathematical dependence for the "n" quantity will be presented in the following form:
Qобщ.=q1+q2+q3+…Qn+qслив., Q total = q 1 + q 2 + q 3 + ... Q n + q drain. ,
где q1 - расход воды, поглощаемый всеми продуктивными интервалами перед забоем горизонтального ствола;where q 1 is the flow rate absorbed by all productive intervals before the bottom of the horizontal trunk;
q2 - расход воды, поглощаемый продуктивными интервалами перед забоем горизонтального ствола, кроме последнего интервала от забоя;q 2 is the flow rate absorbed by the productive intervals before the bottom of the horizontal trunk, except for the last interval from the bottom;
q3 - расход воды, поглощаемый продуктивными интервалами перед забоем горизонтального ствола, кроме двух дальних продуктивных интервалов дальних от забоя;q 3 is the flow rate absorbed by the productive intervals before the bottom of the horizontal trunk, except for two long productive intervals farthest from the bottom;
qn - расход воды, поглощаемый продуктивными интервалами перед забоем горизонтального ствола, кроме ранее пройденных продуктивных интервалов по ходу бурения горизонтального ствола;q n is the flow rate absorbed by the productive intervals before the bottom of the horizontal wellbore, except for the previously passed productive intervals in the course of drilling the horizontal wellbore;
qслив. - расход воды, поступившей в мерную емкость у устья скважины.q drain. - the flow rate of water entering the measuring tank at the wellhead.
Для уточнения результатов исследований производят расчеты потерь давления на конце колонны для каждого положения пакера по формулам трубной гидравлики (Дарси-Вейсбаха) и в зависимости от величин потерь либо ими пренебрегают, либо корректируют сливом величину давлении нагнетания на устье, добиваясь выполнения условия: (Ру-Ртрения) предыдущее равно (Ру-Ртрения) последующему.To clarify the results of the studies, pressure losses at the end of the column are calculated for each position of the packer using pipe hydraulics formulas (Darcy-Weisbach) and, depending on the values of the losses, they are either neglected or the discharge pressure is adjusted by the outlet to achieve the condition: (Ru- Mercury) previous equals (Ru-Mercury) subsequent.
Уточненную гидродинамическую характеристику проницаемых зон в горизонтальном стволе можно получить, если исследования проводить неоднократно с разным давлением нагнетания рабочего агента.An updated hydrodynamic characteristic of the permeable zones in the horizontal wellbore can be obtained if the studies are carried out repeatedly with different injection pressures of the working agent.
Заявляемый способ может быть использован при исследовании горизонтальных скважин, пробуренных в продуктивных пластах пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения с явно выраженной зональной неоднородностью, содержащего высоковязкую нефть (вязкость нефти в пластовых условиях, 710 мПа·с), разработка которого осуществляется с помощью теплового воздействия на пласт. В нагнетательные скважины с длиной горизонтального ствола 400 м осуществляют закачку пара при давлении 12,0 МПа и с температурой 320°C. Способ также может быть использован на Ярегском нефтяном месторождении высоковязкой нефти, разрабатываемым как термошахтным способом, так и с поверхности (Лыа-Ельская площадь). Продуктивный пласт залегает на глубине около 200 м и содержит нефть вязкостью около 15 тыс.µПа·с. Для разработки месторождения осуществляют закачку пара с давлением до 1,6 МПа, но не ниже 0,5 МПа. Давление насыщенного пара выше 1,6 МПа для условий термошахтной разработки Ярегского месторождения поднимать нельзя, так как оно соответствует температуре пара 200°C, а возгонка нефти начинается после 200°C, что недопустимо для условий шахтной разработки. При закачке пара в поверхностные нагнетательные скважины закачивают пар с температурой 250-300°C.The inventive method can be used to study horizontal wells drilled in productive formations of the Permian-Carboniferous deposits of the Usinsky field with pronounced zonal heterogeneity, containing highly viscous oil (oil viscosity in reservoir conditions, 710 MPa · s), the development of which is carried out using heat exposure to layer. In injection wells with a horizontal well length of 400 m, steam is injected at a pressure of 12.0 MPa and with a temperature of 320 ° C. The method can also be used at the Yaregskoye oil field of highly viscous oil, developed both by the thermal mine method and from the surface (Lya-El Square). The productive formation lies at a depth of about 200 m and contains oil with a viscosity of about 15 thousand µPa · s. To develop the field, steam is injected with a pressure of up to 1.6 MPa, but not lower than 0.5 MPa. The saturated steam pressure above 1.6 MPa cannot be raised for the conditions of thermal mine development of the Yarega field, since it corresponds to a steam temperature of 200 ° C, and sublimation of oil begins after 200 ° C, which is unacceptable for the conditions of mine development. When steam is injected, steam with a temperature of 250-300 ° C is pumped into surface injection wells.
Таким образом, заявляемый способ обеспечивает получение достоверной информации для построения количественного профиля приемистости продуктивных интервалов "горячих" горизонтальных скважин, исследования которых практически не осуществлялись.Thus, the inventive method provides reliable information for constructing a quantitative injectivity profile of productive intervals of "hot" horizontal wells, the studies of which were practically not carried out.
Claims (2)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2013103954/03A RU2515641C1 (en) | 2013-01-16 | 2013-01-16 | Surveying method of horizontal well |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2013103954/03A RU2515641C1 (en) | 2013-01-16 | 2013-01-16 | Surveying method of horizontal well |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2515641C1 true RU2515641C1 (en) | 2014-05-20 |
Family
ID=50778704
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2013103954/03A RU2515641C1 (en) | 2013-01-16 | 2013-01-16 | Surveying method of horizontal well |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2515641C1 (en) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2810364C1 (en) * | 2023-06-14 | 2023-12-27 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д.Шашина | Method for hydrodynamic diagnostics of open hole of well under construction |
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4570709A (en) * | 1981-03-13 | 1986-02-18 | Institut Francais Du Petrole | Method and device for effecting, by means of specialized tools, such operations as measurements in highly inclined to the vertical or horizontal well portions |
RU2067663C1 (en) * | 1992-01-09 | 1996-10-10 | Василий Иванович Тищенко | Method for studying gas wells with stationary modes of filtration |
RU41081U1 (en) * | 2004-03-05 | 2004-10-10 | Открытое акционерное общество "Сургутнефтегаз" | DEVICE FOR RESEARCHING HORIZONTAL WELLS |
RU2243372C1 (en) * | 2003-11-13 | 2004-12-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for hydrodynamic examination of horizontal wells |
RU2269000C2 (en) * | 2003-06-24 | 2006-01-27 | ОАО НПО "Буровая техника" | Method for permeable well zones determination |
RU2394985C1 (en) * | 2009-09-07 | 2010-07-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Procedure for survey of multi-hole horizontal well |
-
2013
- 2013-01-16 RU RU2013103954/03A patent/RU2515641C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4570709A (en) * | 1981-03-13 | 1986-02-18 | Institut Francais Du Petrole | Method and device for effecting, by means of specialized tools, such operations as measurements in highly inclined to the vertical or horizontal well portions |
RU2067663C1 (en) * | 1992-01-09 | 1996-10-10 | Василий Иванович Тищенко | Method for studying gas wells with stationary modes of filtration |
RU2269000C2 (en) * | 2003-06-24 | 2006-01-27 | ОАО НПО "Буровая техника" | Method for permeable well zones determination |
RU2243372C1 (en) * | 2003-11-13 | 2004-12-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for hydrodynamic examination of horizontal wells |
RU41081U1 (en) * | 2004-03-05 | 2004-10-10 | Открытое акционерное общество "Сургутнефтегаз" | DEVICE FOR RESEARCHING HORIZONTAL WELLS |
RU2394985C1 (en) * | 2009-09-07 | 2010-07-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Procedure for survey of multi-hole horizontal well |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2810364C1 (en) * | 2023-06-14 | 2023-12-27 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д.Шашина | Method for hydrodynamic diagnostics of open hole of well under construction |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US10570729B2 (en) | Thermally induced low flow rate fracturing | |
RU2274747C2 (en) | Optimization method for oil production from multilayer compound beds with the use of dynamics of oil recovery from compound beds and geophysical production well investigation data | |
US7013724B2 (en) | Method for characterizing parameters of wells, well bottom zone and formation, and device for carrying out said method | |
Medina | SAGD: R&D for unlocking unconventional heavy-oil resources | |
EP3631165A1 (en) | Improvements in or relating to injection wells | |
Bradford et al. | Thermal stimulation and injectivity testing at Raft River, ID EGS site | |
US10174612B2 (en) | Method for determining a water intake profile in an injection well | |
Clanton et al. | Real-Time Monitoring of Acid Stimulation Utilizing a Fiber-Optic DTS System | |
US20180128938A1 (en) | Prediction of methane hydrate production parameters | |
Kabir et al. | Interpreting distributed-temperature measurements in deepwater gas-well testing: estimation of static and dynamic thermal gradients and flow rates | |
Nath et al. | Fiber-optic distributed-temperature-sensing technology used for reservoir monitoring in an Indonesia steam flood | |
RU2290507C2 (en) | Method for determining filtration parameters of complex build collectors and multi-layer objects | |
WO2018215763A1 (en) | Improvements in or relating to injection wells | |
Panhuis et al. | Single-Phase Production Profiling in Conventional Oil Producers Using Fiber-Optic Surveillance | |
US20140288836A1 (en) | Method for determining the inflow profile of fluids of multilayer deposits | |
US11236608B2 (en) | Method for injectivity profiling of injection wells | |
RU2515641C1 (en) | Surveying method of horizontal well | |
RU2485310C1 (en) | Well surveying method | |
RU2752802C1 (en) | Method for determining porosity and permeability characteristics of reservoir and method for increasing petroleum recovery thereby | |
Valiullin et al. | Temperature logging in Russia: development history of theory, technology of measurements and interpretation techniques | |
McCullagh et al. | Coupling distributed temperature sensing (DTS) based wellbore temperature models with microseismic data for enhanced characterization of hydraulic fracture stimulation | |
CN104111208A (en) | Method for predicting static density of water-based drilling fluid at bottom of well | |
RU2527960C1 (en) | Well surveying method | |
RU2528307C1 (en) | Well surveying method | |
US20200018153A1 (en) | System and method for modeling a transient fluid level of a well |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
PD4A | Correction of name of patent owner | ||
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20200117 |