RU2569522C1 - Способ определения давления в скважине - Google Patents
Способ определения давления в скважине Download PDFInfo
- Publication number
- RU2569522C1 RU2569522C1 RU2014135163/03A RU2014135163A RU2569522C1 RU 2569522 C1 RU2569522 C1 RU 2569522C1 RU 2014135163/03 A RU2014135163/03 A RU 2014135163/03A RU 2014135163 A RU2014135163 A RU 2014135163A RU 2569522 C1 RU2569522 C1 RU 2569522C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- pressure
- fluid
- temperature
- wellbore
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 17
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 39
- 238000009529 body temperature measurement Methods 0.000 claims description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 16
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 abstract description 9
- 238000005259 measurement Methods 0.000 abstract description 7
- 238000012937 correction Methods 0.000 abstract description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 21
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 21
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 12
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 9
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 7
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 7
- 238000009530 blood pressure measurement Methods 0.000 description 4
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 4
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 3
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 3
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 3
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 3
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 3
- 230000002277 temperature effect Effects 0.000 description 3
- 230000001133 acceleration Effects 0.000 description 2
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 2
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 2
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 2
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 230000014759 maintenance of location Effects 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 230000001052 transient effect Effects 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/06—Measuring temperature or pressure
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
- E21B49/008—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells by injection test; by analysing pressure variations in an injection or production test, e.g. for estimating the skin factor
Landscapes
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- Measuring Fluid Pressure (AREA)
Abstract
Изобретение относится к области исследования нефтяных и газовых скважин и предназначено для корректировки результатов измерений давления в высокопродуктивных скважинах, проведенных во время испытания скважины. Техническим результатом является повышение точности определения давления в скважине. Способ включает измерение давления в скважине во время всего исследования скважины, измерение температуры по меньшей мере в одной точке скважины во время всего исследования скважины, определение нестационарных профилей температуры вдоль ствола скважины во время всего исследования скважины, расчет изменения плотности скважинного флюида и изменения длины НКТ в остановленной скважине и корректировку результатов измерения давления в скважине на основе рассчитанных изменений плотности скважинного флюида и длины НКТ. 4 з.п. ф-лы, 6 ил.
Description
Изобретение относится к области исследования нефтяных и газовых скважин и предназначено для корректировки результатов измерений давления в высокопродуктивных скважинах, проведенных во время испытания скважины.
В настоящее время имеет место значительное увеличение точности и надежности датчиков давления. Датчики давления имеют разрешение лучше 0.01 psi и абсолютную точность измерения порядка одного psi. Это особенно важно при исследовании высокопродуктивных пластов, когда после быстрого увеличения давления в скважине в течение длительно времени происходит очень медленное увеличение давления. В этом случае изменения температуры, которые происходят во время испытания скважины, могут изменить даже характер изменения давления во время второй медленной стадии - давление может уменьшаться, а не увеличиваться в остановленной скважине.
Изучение свойств нефтяного/газового пласта путем анализа динамики изменения давления в скважине при изменении дебита (в том числе при закрытии скважины) называется гидродинамическим исследованием скважин (ГДИ). Традиционные методы обработки данных, полученных при ГДИ, не учитывают возможного влияния неизотермических эффектов и предполагают, что датчик давления находится в скважине на некотором (50-100 м) фиксированном расстоянии от верхней границы исследуемого пласта. Современные методы обработки данных ГДИ (см., например, Kuchuk F.J., Onur M., Hollaender F. Monograph series: Vol. 57. Pressure Transient Formation and Well Testing (1 st ed.). ELSEVIER, 2010, стр. xv-xx, 23-26) предполагают вызов притока флюида из пласта, отбор пробы и регистрации дебита и давления, предпочтительно забойного. Данные ГДИ в настоящее время интерпретируют с помощью аналитических решений уравнения пьезопроводности при различных схемах заканчивания скважин и разных граничных условий. Разработанные аналитические методы применимы к трещиноватым, слоистым, горизонтально и радиально композитным пластам. Для еще более сложных гетерогенных систем и многофазных потоков используются методы численного моделирования. Однако в большинстве случаев все аналитические и численные решения предполагают, что течение флюида происходит в изотермических условиях. В этом случае уменьшение давления, зарегистрированное в некоторых высокопродуктивных скважинах, показывает, что традиционные изотермические методы интерпретации результатов измерений в этих скважинах неприменимы.
Технический результат, достигаемый при реализации изобретения, заключается в повышении точности определения давления в скважине за счет учета влияния неизотермических эффектов.
В соответствии с предлагаемым способом измеряют давление в скважине и температуру по меньшей мере в одной точке скважины во время всего исследования скважины. Затем определяют нестационарные профили температуры вдоль ствола скважины во время всего исследования скважины и рассчитывают изменение плотности скважинного флюида и изменение длины НКТ при остановке скважины. На основе рассчитанных изменений плотности скважинного флюида и длины НКТ корректируют результаты измерения давления в скважине.
Нестационарные профили температуры вдоль ствола скважины определяют либо путем проведения измерений температуры вдоль ствола скважины с помощью системы датчиков, распределенных по стволу скважины на разных глубинах, либо посредством численного или аналитического моделирования профиля температуры. При необходимости непрерывные нестационарные профили температуры вдоль ствола скважины получают путем интерполяции измеренных температур.
Измерение давления проводят с помощью по меньшей мере одного датчика, расположенного на фиксированной глубине в скважине.
Изобретение поясняется чертежами, где на фиг. 1 приведено сравнение динамики восстановления забойного давления во время остановки скважины в изотермических и неизотермических условиях, на фиг. 2 - расчетные скважинные температуры на глубине датчика и на поверхности во время исследования скважины, на фиг. 3 - расчетное скважинное давление на глубине датчика во время исследования скважины, на фиг. 4 - нестационарные профили температуры по стволу скважины для режима остановки скважины, используемого для обработки результатов ГДИ, на фиг. 5a - изменение средней температуры скважинного флюида между точкой крепления НКТ и датчиком давления, на фиг. 5b - плотность скважинного флюида между датчиком и верхней границей пласта, на фиг. 5c - изменение длины НКТ (правый график) во времени при остановке скважины, на фиг. 6 - сравнение динамики восстановления давления в нефтяном пласте после добычи без учета неизотермических эффектов и с учетом неизотермических эффектов.
Исследования скважин подразделяется на два периода: период притока и период восстановления давления. На первом периоде скважина открывается на работу с постоянным или переменным дебитом, при этом давление в скважине падает. Через некоторое время, в зависимости от целей испытания скважины, свойств пласта, состояния призабойной зоны пласта, свойств пластового флюида и депрессии на пласт, скважина останавливается и давление восстанавливается к начальному значению.
Обычно датчики давления и температуры размещают на НКТ, приблизительно на расстоянии L0=100 м выше верхней границы пласта. Поскольку температура добываемого флюида существенно выше, чем средняя температура вышележащих пород, при добыче происходит прогрев пород вблизи скважины. После остановки скважины температура около-скважинного пространства уменьшается, охлаждается к геотермальной температуре и, соответственно, уменьшается средняя температура флюида, заполняющего скважину. Расчеты показывают, что в случае глубоких скважин (4000-6000 м) средняя температура скважинного флюида может уменьшаться на 30-40°C.
Это обстоятельство приводит к следующим эффектам:
1) Увеличивается плотность флюида, заполняющего скважину между датчиком измерения давления и пластом.
2) Происходит изменение длины НКТ (закрепленной на поверхности) и изменяется положение датчика относительно пласта.
Оба эти эффекта приводят к уменьшению измеряемого давления. Изменение давления, связанное с изменением температуры в скважине, может быть рассчитано с помощью формулы (1):
где ΔP(t) - изменение давления, Па, 
- средняя плотность флюида в скважине ниже датчика давления, кг/м3, 
- средняя плотность скважинного флюида ниже датчика давления сразу после остановки скважины, кг/м3, L0 - начальное положение датчика давления сразу после остановки скважины, м, ΔL(t) - изменение длины НКТ (от точки крепления у поверхности до датчика) в остановленной скважине, м, g - ускорение свободного падения, м/с2.
Увеличение плотности флюида ниже датчика давления определяется объемным коэффициентом температурного расширения флюида αƒ, K-1 и изменением средней температуры флюида ниже датчика в остановленной скважине ΔT(t), K:
Уменьшение длины НКТ ΔL(t) и соответствующее изменение положения датчика определяется линейным коэффициентом температурного расширения НКТ αt, K-1 и изменением профиля температуры по глубине (от точки крепления у поверхности до датчика) в остановленной скважине.
Для определения величины ΔL(t) предлагается расстояние между точкой крепления НКТ и датчиком давления разбить на n одинаковых секций и рассчитывать уменьшение длины НКТ по формуле (3):
где Ti(t) - температура i-й секции в момент времени t (i=1, …, n) в остановленной скважине, K, Toi - температура i-й секции сразу после остановки остановки скважины, K.
Для количественной оценки обоих эффектов необходимо знать зависимость температуры скважинного флюида от глубины в разные моменты времени после остановки скважины. Нестационарные профили температуры в скважине должны быть измерены во время исследования скважины или получены в результате численного или аналитического моделирования.
Скорректированное значение давления в скважине, в котором исключено влияние изменения плотности флюида и длины НКТ, предлагается рассчитывать по формуле (4):
где Pg(t) - измеренное давление, Па, ΔP(t) - поправка, учитывающая влияние температурных эффектов, которая рассчитывается по формулам (1)-(3).
В случае высокопродуктивных пластов давление в остановленной скважине быстро увеличивается почти до начального давления. После этого происходит длительное, медленное увеличение давления, на динамику которого могут существенно повлиять рассмотренные выше температурные эффекты. В некоторых случаях возможно даже уменьшение измеренного давления со временем.
На фиг. 1 приведено сравнение динамики восстановления забойного давления во время остановки скважины в изотермических и неизотермических условиях. Пунктирной линией (Изотермическая) показана динамика восстановления давления в нефтяном пласте после добычи нефти с дебитом 2000 м3/день в течение 20 часов. Эта зависимость была получена с помощью модуля Saphir в программе Ecrin v4.30 при помощи опции «Test Design» для однородного пласта, имеющего толщину 100 м, проницаемость 2 Д, при скине скажины, равном 5, и внешнем радиусе пласта 1500 м. Предполагалось, что температура в пласте и в скважине постоянна.
Сплошная линия (Неизотермическая) показывает результаты расчета для того же исследования скважины, но с учетом влияния неизотермических эффектов. Предполагалось, что датчик давления находится на НКТ, на глубине 100 м выше верхней границы пласта. Согласно расчету средняя температура флюида, заполняющего НКТ, за время восстановления давления уменьшилась на 37°C, длина НКТ при этом уменьшилась на 1.7 м, а плотность флюида в скважине между датчиком давления и пластом увеличилась на 10 кг/м3.
Уменьшение средней температуры скважинного флюида в остановленной скважине в данном случае составляет 37°C. При обработке кривой давления (Неизотермическая), измеренной в остановленной скважине при таком изменении температуры, с помощью стандартных изотермических методов получают неверную модель пласта, его проницаемость и скин-фактор скважины.
Таким образом, для исключения влияния температурных эффектов необходимо провести корректировку результатов измерения давления в скважине.
Возможность корректировки измеренного давления с использованием предлагаемого способа продемонстрирована на синтетических примерах, подготовленных с помощью численного симулятора T-Mix (Рамазанов А.Ш. и др. Термогидродинамические исследования в скважине для определения параметров прискважинной зоны пласта и дебитов многопластовой системы, 2010, SPE 136256). Это код, позволяющий моделировать нестационарные распределения давления и температуры при течении однофазного флюида в пласте и в скважине и имеющий возможность воспроизводить произвольную последовательность технологических операций в скважине: начало добычи, изменение дебита, остановку скважины и т.д.
Моделирования нестационарного распределения давления в пласте проводится с использованием закона фильтрации Дарси для цилиндрически симметричного течения газа или слабосжимаемой жидкости в слоистой среде. Расчет давления в скважине проводится с использованием квазистационарного закона сохранения импульса с учетом сил трения, силы тяжести, ускорения и эффекта объема ствола скважины, заполненного сжимаемым флюидом.
Нестационарное температурное поле пласта рассчитывается с учетом кондуктивной и конвективной теплопередачи, адиабатического эффекта и эффекта Джоуля-Томсона. Нестационарная тепловая модель скважины учитывает эффект смешения флюидов, теплообмен между скважиной и окружающими породами, а также адиабатический эффект и нагрев флюида за счет сил вязкого трения.
Согласно описанному выше способу проводится измерение нестационарного распределения температур вдоль скважины или численный, или аналитический расчет этого распределения, адекватность которого контролируется по совпадению рассчитанных нестационарных значений давления, температуры и дебита с доступными скважинными измерениями этих величин для всего времени проведения испытания скважины.
Температура, давление и дебит скважины были рассчитаны для значений параметров скважины, пласта и последовательности операций, описанных выше, с помощью численного симулятора T-Mix.
Моделирование проводилось со следующими параметрами:
Свойства пласта: однородный, мощность 100 м, на внешней границе пласта радиусом 1500 м фиксируется начальное пластовое давление 7251.89 psi, проницаемость пласта 2 Д, температура 120°C, скин скважины 5, глубина скважины 4000 м.
Свойства флюида: нефть с плотностью в пластовых условиях 800 кг/м3, теплопроводность 0.14 Вт/м/K, удельная теплоемкость 2000 Дж/кг/K, вязкость 1 сП, сжимаемость 6.9·10-6 psi-1.
Последовательность технологических операций в скважине: циркуляция 70 ч, выстойка скважины 70 ч, добыча с дебитом 2000 м3/день в течение 20 ч (70-90 ч, фиг. 2, 3), выстойка 30 час (90-120 ч, фиг. 2, 3).
Результаты моделирования температуры флюида на верхней границе пласта (TOR), на глубине датчика (100 м выше пласта) и у поверхности приведены на фиг. 2. Результаты расчета давления в скважине на глубине датчика (100 м выше пласта) приведены на фиг. 3. Расчет был проведен с помощью численного симулятора T-Mix для всего времени испытания скважины.
Второй шаг заключается в получении нестационарных скважинных температурных профилей во время остановки скважины из численных расчетов, используя модель с входными параметрами, дающую наилучшее совпадение с имеющимися измерениями. Результаты моделирования нестационарных профилей температуры по стволу скважины для режима остановки скважины, используемого для обработки результатов ГДИ (90-120 ч), приведены на фиг.4.
Полученные нестационарные температурные профили используют для расчета изменения плотности скважинного флюида и длины НКТ при остановке скважины. Расстояние между точкой крепления НКТ и датчиком давления было разбито на 78 одинаковых секций. Изменение во времени средней температуры скважинного флюида между точкой крепления НКТ и датчиком давления 
, плотности скважинного флюида между датчиком и верхней границей пласта и уменьшение длины НКТ в остановленной скважине были рассчитаны по формулам (2) и (3). Результаты моделирования для режима остановки скважины 90-120 ч показаны на фиг. 5a, 5b и 5c. Уменьшение средней температуры скважинного флюида в остановленной скважине в данном случае составило 37°C. Плотность флюида в скважине между датчиком давления и пластом увеличилась на 10 кг/м3 для значения объемного коэффициента температурного расширения флюида αƒ=1.5·10-3 K-1. Длина НКТ при этом уменьшилась на 1.7 м для значения линейного коэффициента температурного расширения НКТ αt=12·10-6 K-1.
Последний этап - это коррекция результатов измерения давления в скважине, с учетом полученных результатов по плотности скважинного флюида и длине НКТ, по формуле (4) для исключения влияния неизотермических эффектов.
На фиг.6 показаны динамика восстановления давления в нефтяном пласте после добычи, соответствующая показаниям датчика, расположенного 100 м выше верхней границы пласта (сплошная кривая), и результаты расчета для того же исследования скважины, но с учетом влияния неизотермических эффектов (пунктирная кривая).
Claims (5)
1. Способ определения давления в скважине, в соответствии с которым:
- измеряют давление в скважине во время всего исследования скважины,
- измеряют температуру по меньшей мере в одной точке скважины во время всего исследования скважины,
- определяют нестационарные профили температуры вдоль ствола скважины во время всего исследования скважины,
- рассчитывают изменение плотности скважинного флюида и изменение длины НКТ в остановленной скважине и
корректируют результаты измерения давления в скважине на основе рассчитанных изменений плотности скважинного флюида и длины НКТ.
- измеряют давление в скважине во время всего исследования скважины,
- измеряют температуру по меньшей мере в одной точке скважины во время всего исследования скважины,
- определяют нестационарные профили температуры вдоль ствола скважины во время всего исследования скважины,
- рассчитывают изменение плотности скважинного флюида и изменение длины НКТ в остановленной скважине и
корректируют результаты измерения давления в скважине на основе рассчитанных изменений плотности скважинного флюида и длины НКТ.
2. Способ по п. 1, в соответствии с которым нестационарные профили температуры вдоль ствола скважины определяют путем проведения измерений температуры вдоль ствола скважины с помощью системы датчиков, распределенных по стволу скважины на разных глубинах.
3. Способ по п. 2, в соответствии с которым нестационарные профили температуры вдоль ствола скважины получают путем интерполяции измеренных температур.
4. Способ по п. 1, в соответствии с которым нестационарные профили температуры вдоль ствола скважины определяют путем численного или аналитического моделирования профиля температуры.
5. Способ по п. 1, в соответствии с которым давление в скважине измеряют по меньшей мере одним датчиком, расположенным на фиксированной глубине в скважине.
Priority Applications (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2014135163/03A RU2569522C1 (ru) | 2014-08-28 | 2014-08-28 | Способ определения давления в скважине |
| US14/804,681 US20160061025A1 (en) | 2014-08-28 | 2015-07-21 | Method for determining downhole pressure |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2014135163/03A RU2569522C1 (ru) | 2014-08-28 | 2014-08-28 | Способ определения давления в скважине |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2569522C1 true RU2569522C1 (ru) | 2015-11-27 |
Family
ID=54753517
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2014135163/03A RU2569522C1 (ru) | 2014-08-28 | 2014-08-28 | Способ определения давления в скважине |
Country Status (2)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US20160061025A1 (ru) |
| RU (1) | RU2569522C1 (ru) |
Families Citing this family (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2018156142A1 (en) * | 2017-02-24 | 2018-08-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore skin effect calculation using temperature measurements |
| US11009897B2 (en) | 2018-12-28 | 2021-05-18 | Rosemount Inc. | Remote seal system with improved temperature compensation |
| CN113294145B (zh) * | 2021-07-14 | 2024-03-19 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种井下压力温度测绘方法 |
Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4010642A (en) * | 1974-05-06 | 1977-03-08 | Sperry-Sun, Inc. | Borehole pressure measurement |
| RU2013537C1 (ru) * | 1989-10-17 | 1994-05-30 | Баройд Текнолоджи Инк. | Устройство для измерения физических параметров в скважине |
| RU2505672C1 (ru) * | 2009-12-31 | 2014-01-27 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ определения профиля притока и параметров околоскважинного пространства в многопластовой скважине |
Family Cites Families (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4790378A (en) * | 1987-02-06 | 1988-12-13 | Otis Engineering Corporation | Well testing apparatus |
| US4836280A (en) * | 1987-09-29 | 1989-06-06 | Halliburton Company | Method of evaluating subsurface fracturing operations |
| NZ524866A (en) * | 2000-09-22 | 2003-06-30 | Jon Steinar Gudmunsson | Method for determining pressure profiles in wellbores, flowlines and pipelines, and use of such method |
| US6450259B1 (en) * | 2001-02-16 | 2002-09-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Tubing elongation correction system & methods |
| US7334483B2 (en) * | 2006-01-27 | 2008-02-26 | Schlumberger Technology Corporation | Thermal compensation of pressure measurements |
| US20090216456A1 (en) * | 2008-02-27 | 2009-08-27 | Schlumberger Technology Corporation | Analyzing dynamic performance of reservoir development system based on thermal transient data |
| US8756019B2 (en) * | 2008-11-28 | 2014-06-17 | Schlumberger Technology Corporation | Method for estimation of SAGD process characteristics |
| US9238961B2 (en) * | 2009-10-05 | 2016-01-19 | Schlumberger Technology Corporation | Oilfield operation using a drill string |
-
2014
- 2014-08-28 RU RU2014135163/03A patent/RU2569522C1/ru active
-
2015
- 2015-07-21 US US14/804,681 patent/US20160061025A1/en not_active Abandoned
Patent Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4010642A (en) * | 1974-05-06 | 1977-03-08 | Sperry-Sun, Inc. | Borehole pressure measurement |
| RU2013537C1 (ru) * | 1989-10-17 | 1994-05-30 | Баройд Текнолоджи Инк. | Устройство для измерения физических параметров в скважине |
| RU2505672C1 (ru) * | 2009-12-31 | 2014-01-27 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ определения профиля притока и параметров околоскважинного пространства в многопластовой скважине |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| Kuchuk F.J., Onur M., Hollaender F. Monograph series: Vol. 57. Pressure Transient Formation and Well Testing (1 st ed.). ELSEVIER, 2010, стр. xv-xx, 23-26. * |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US20160061025A1 (en) | 2016-03-03 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US9163499B2 (en) | Method of determining reservoir pressure | |
| Ramazanov et al. | Thermal modeling for characterization of near wellbore zone and zonal allocation | |
| US7725301B2 (en) | System and method for estimating multi-phase fluid rates in a subterranean well | |
| RU2455482C2 (ru) | Способ определения профиля притока флюидов и параметров околоскважинного пространства | |
| RU2580547C1 (ru) | Способ определения профиля закачки воды в нагнетательной скважине | |
| US20160003026A1 (en) | Method of determining reservoir pressure | |
| US20130138348A1 (en) | Method for determining the profile of an inflow and the parameters of a well-surrounding area in a multipay well | |
| RU2569522C1 (ru) | Способ определения давления в скважине | |
| US9988902B2 (en) | Determining the quality of data gathered in a wellbore in a subterranean formation | |
| Sidorova et al. | Do Not Let Temperature Transients Hinder Your Build-up Pressure Interpretation–Proper Gauge Placement in Highly Productive Reservoirs in Well Testing Operations | |
| Muradov et al. | Some case studies of temperature and pressure transient analysis in Horizontal, multi-zone, intelligent wells | |
| RU2474687C1 (ru) | Способ определения профиля притока флюидов многопластовых залежей | |
| RU2651647C1 (ru) | Способ определения параметров ближней зоны пласта | |
| Liu et al. | A Modern Approach to Analyzing the Flowing Pressures of a Two‐Phase CBM and Water Column in Producing Wellbores | |
| Yang et al. | Novel approach for production transient analysis of shale reservoirs using the drainage volume derivative | |
| CN110630243A (zh) | 基于压裂井生产数据确定压裂裂缝参数的方法 | |
| RU2632800C2 (ru) | Метод определения коэффициента текущей нефтенасыщенности разрабатываемого нефтеносного пласта в скважине | |
| US20150053398A1 (en) | Method for determining an inflow profile of multilayer reservoir fluids in a wellbore | |
| CN110318742B (zh) | 基于压裂井生产数据确定裂缝闭合长度的方法和系统 | |
| US20220010672A1 (en) | The method of determining a production well flow profile, including determination of hydrodynamic characteristics of reservoir pay zone | |
| Chevarunotai | Analytical Models for Flowing-Fluid Temperature Distribution in Single-Phase Oil Reservoirs Accounting for Joule-Thomson Effect | |
| CN110388202A (zh) | 基于高温高压粘度计读数预测的井筒流体流变特性方法 | |
| RU2704068C1 (ru) | Способ оценки межпластовых внутриколонных перетоков в скважине | |
| RU2728116C1 (ru) | Способ взаимной калибровки датчиков температуры скважинного флюида, установленных на перфорационной колонне | |
| Lavery et al. | Determining Produced Fluid Properties for Accurate Production Profiling During a Drill Stem Test Using Thermal Imaging Technology. |