RU2593606C1 - Method for monitoring process parameters in stratum tube test - Google Patents

Method for monitoring process parameters in stratum tube test Download PDF

Info

Publication number
RU2593606C1
RU2593606C1 RU2015105707/03A RU2015105707A RU2593606C1 RU 2593606 C1 RU2593606 C1 RU 2593606C1 RU 2015105707/03 A RU2015105707/03 A RU 2015105707/03A RU 2015105707 A RU2015105707 A RU 2015105707A RU 2593606 C1 RU2593606 C1 RU 2593606C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
formation
sensor
testing
test
weight sensor
Prior art date
Application number
RU2015105707/03A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Рафаэль Викторович Хакимов
Original Assignee
Открытое акционерное общество Научно-производственная фирма "Геофизика" (ОАО НПФ "Геофизика")
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Открытое акционерное общество Научно-производственная фирма "Геофизика" (ОАО НПФ "Геофизика") filed Critical Открытое акционерное общество Научно-производственная фирма "Геофизика" (ОАО НПФ "Геофизика")
Priority to RU2015105707/03A priority Critical patent/RU2593606C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2593606C1 publication Critical patent/RU2593606C1/en

Links

Abstract

FIELD: oil industry.
SUBSTANCE: invention relates to investigations of oil wells during pipe testing of productive formations, in particular, to control intensity of formation. Method for monitoring process parameters in stratum tube test involves using weight sensor, flushing fluid flow rate transducers, and gas-air mixture flow sensor, located on drilling site, for process control of stratum test procedure. In this testing method, before starting stratum test procedure, weight sensor is placed in area between chain bloc (or elevator) and upper pipe of testing layout, directly at drilling hook or swivel, and rotor rotation speed sensor is installed on upper pipe of testing layout. According to changes in readings of weight sensor, flushing fluid flow rate transducers, and sensor of gas-air mixture, flow rate of formation fluid supplied to pipe is accounted, control of well shaft tightness is performed, and time of open formation test period is corrected.
EFFECT: technical result is increased information value of investigations during stratum pipe testing, higher labour efficiency of formation testers, ensuring rapid control over test mode, and higher data accuracy concerning hydrodynamic properties of formation.
1 cl

Description

Изобретение относится к области исследований газонефтяных скважин в ходе проведения испытания продуктивных пластов на трубах, в частности - для контроля интенсивности проявления пласта. Из истории вопроса.The invention relates to the field of research of oil and gas wells during the testing of reservoirs on pipes, in particular to control the intensity of manifestations of the reservoir. From the history of the issue.

Испытания пластов на трубах (далее - ИПТ) проводятся, как правило, сервисными компаниями в ходе строительства разведочных и поисковых скважин. Сам процесс ИПТ достаточно формализован, существует достаточное количество нормативной документации, регламентирующей подробности всего цикла подготовки и проведения испытаний [1, 2]. Однако информация об успешности проведения операции, получаемая в процессе проведения ИПТ известными способами, недостаточна. В первую очередь это обусловлено отсутствием информационного канала связи между забойными манометрами и устьем скважины - вся информация бывает доступна только после подъема из скважины испытательной компоновки на буровых трубах и последующей расшифровки записей автономных манометров. Полученная таким образом косвенная информация является субъективной, не отличающейся достоверностью. При этом, как известно. - одним из признаков открытия впускного клапана испытателя пластов является интенсивный выход воздуха из бурильных труб, сопровождаемый притоком жидкости. В зависимости от интенсивности выхода воздуха корректируется время открытого/закрытого периода испытания пласта. Наблюдение за этим процессом ведется с одного из отводов стояка, что не всегда удобно и небезопасно для работающего персонала, причем степень проявления притока персоналом определяется интуитивно, исходя из практического опыта, что в принципе недопустимо!Tests of formations in pipes (hereinafter - IPT) are carried out, as a rule, by service companies during the construction of exploratory and exploratory wells. The process of IPT itself is quite formalized, there is a sufficient amount of regulatory documentation that governs the details of the entire cycle of preparation and testing [1, 2]. However, information on the success of the operation obtained in the process of IPT by known methods is insufficient. First of all, this is due to the lack of an information communication channel between the bottomhole pressure gauges and the wellhead - all information is only available after lifting the test assembly from the well on the drill pipes and then decrypting the records of the autonomous manometers. The indirect information obtained in this way is subjective, not reliable. Moreover, as you know. - one of the signs of opening the inlet valve of the formation tester is an intensive air outlet from the drill pipe, accompanied by an influx of fluid. Depending on the intensity of the air outlet, the time of the open / closed formation testing period is adjusted. Monitoring of this process is carried out from one of the riser branches, which is not always convenient and unsafe for operating personnel, and the degree of manifestation of the inflow by personnel is determined intuitively, based on practical experience, which is in principle unacceptable!

Известно использование диаграммы изменения показаний датчика веса на крюке для оценки количества жидкости, поступающей в скважину в ходе испытания, а также ее плотности [3]. Датчик веса имеется на всех буровых установках и, как правило, дублируется. Сущность метода измерений заключается в контроле степени натяжения неподвижного конца талевого каната в зависимости от объема и плотности поступающей в скважину жидкости по показаниям датчика расхода промывочной жидкости, и датчика расхода газовоздушной смеси. Однако точность таких измерений недостаточна, поскольку датчик веса закрепляется в «мертвой зоне» талевого каната, что приводит к значительным погрешностям, вносимым силой трения талевой системы. При этом примерный дебит скважины оценивают только после завершения испытания и подъема испытательной компоновки путем подсчета погонных метров труб, заполненных пластовым флюидом:It is known to use the diagram of changes in the readings of the weight sensor on the hook to estimate the amount of fluid entering the well during the test, as well as its density [3]. A weight sensor is available on all rigs and is usually duplicated. The essence of the measurement method is to control the degree of tension of the fixed end of the hoist rope, depending on the volume and density of the fluid entering the well according to the readings of the flushing fluid flow sensor and the gas-air flow sensor. However, the accuracy of such measurements is insufficient, since the weight sensor is fixed in the "dead zone" of the hoist rope, which leads to significant errors introduced by the friction force of the hoist system. In this case, the approximate production rate of the well is estimated only after completion of the test and lifting the test assembly by counting running meters of pipes filled with formation fluid:

Q = H π r 2 T

Figure 00000001
Q = H π r 2 T
Figure 00000001

где Q - дебит, Н - прирост жидкости в трубах за весь период испытания,where Q is the flow rate, N is the increase in fluid in the pipes for the entire test period,

r - радиус бурильных труб, Т - время открытого периода испытания.r is the radius of the drill pipe, T is the time of the open test period.

Величина Н определяется визуально по границе уровня жидкости в трубах, и при содержании большого количества газа в жидкости подвержена значительной погрешности. Таким образом, дебит скважины в процессе испытания практически не поддается количественной оценке, а следовательно, корректировка времени притока запаздывает по времени или вообще не происходит при отсутствии косвенных признаков притока, например, таких как интенсивный выход воздуха из труб.The value of H is determined visually from the boundary of the liquid level in the pipes, and when a large amount of gas is contained in the liquid, it is subject to a significant error. Thus, the flow rate of the well during the test process is practically not quantifiable, and therefore, the adjustment of the inflow time is delayed in time or does not occur at all in the absence of indirect signs of inflow, for example, such as an intensive exit of air from the pipes.

Кроме того, время открытого периода испытания пласта задается недропользователем на основании известных способов контроля оценки количества жидкости, поступающей в скважину в ходе испытания, исходя из среднестатистических данных предшествующих испытаний на других скважинах данного региона и не всегда оптимально для качественного определения характеристик отдельного исследуемого пласта. Кроме того, при длительных операциях испытаний пласта существует риск экологического загрязнения окружающей среды продукцией, изливающейся из скважины в процессе проводимых работ.In addition, the time of the open formation testing period is set by the subsoil user on the basis of known methods for controlling the estimation of the amount of fluid entering the well during the test, based on the average statistical data of previous tests on other wells in the region and is not always optimal for the qualitative determination of the characteristics of an individual formation under study. In addition, during long-term operations of formation testing, there is a risk of environmental pollution of the environment by products poured out of the well during the ongoing work.

Задачей настоящего изобретения является увеличение информативности исследований при испытании пласта на трубах, повышение эффективности проведения контроля за работой испытателя пластов, обеспечение оперативного управления режимом испытания и повышение точности данных о гидродинамических свойствах пласта.The objective of the present invention is to increase the information content of studies when testing a formation on pipes, increase the efficiency of monitoring the work of a formation tester, provide operational control of the test mode and increase the accuracy of data on the hydrodynamic properties of the formation.

Поставленная задача решается следующим образом.The problem is solved as follows.

В соответствии со способом контроля технологических параметров в процессе испытания пластов на трубах, включающем использование датчика веса, датчиков расхода промывочной жидкости и датчика расхода газовоздушной смеси для технологического контроля процесса испытания пласта, согласно изобретению, перед началом процесса испытания пласта датчик веса размещают в зоне между талевым блоком (или элеватором) и верхней трубой испытательной компоновки -непосредственно на буровом крюке или вертлюге, а датчик оборотов вращения ротора устанавливают непосредственно на верхней трубе испытательной компоновки, по совокупным изменениям показаний датчика веса, датчиков расхода промывочной жидкости и датчика газовоздушной смеси осуществляют учет дебита поступающей в трубы пластовой жидкости, контроль герметичности ствола скважины и корректируют время открытого периода испытания пласта.In accordance with the method of monitoring technological parameters during the testing of formations on pipes, including the use of a weight sensor, flow rate sensors for flushing fluid and an air-gas mixture flow sensor for technological control of the formation testing process, according to the invention, before starting the formation testing process, the weight sensor is placed in the area between the tackle block (or elevator) and the upper tube of the test assembly - directly on the drill hook or swivel, and the rotor speed sensor installed vayut directly on top of the test tube arrangement, by total weight sensor readings change, the flushing fluid flow sensors and sensor-gas mixture is carried out keeping flow rate entering the tube formation fluid, control the tightness of the wellbore and adjusting the open seam test period.

Предложенный способ контроля технологических параметров в процессе испытания пластов на трубах имеет следующие преимущества:The proposed method for monitoring technological parameters in the process of testing formations on pipes has the following advantages:

- размещение датчика веса в зоне между талевым блоком (или элеватором) и верхней трубой испытателя пластов, а именно - непосредственно на буровом крюке или вертлюге, исключает влияние на его показания сил трения, вносимых талевой системой.- placing the weight sensor in the area between the tackle block (or elevator) and the top pipe of the formation tester, namely, directly on the drill hook or swivel, excludes the influence of friction forces introduced by the tackle system on its readings.

- установка датчика оборотов ротора непосредственно на верхней трубе испытательной компоновки обеспечивает удобство работы персонала, осуществляющего контроль числа оборотов труб при смене позиций «открыто» - «закрыто» впускного клапана, при этом сам датчик не подвергается внешним динамическим воздействиям, (например, при случайных ударах компоновочной трубы о стол ротора в процессе спуска испытательной компоновки на глубину);- installation of the rotor speed sensor directly on the upper pipe of the test assembly provides the convenience of personnel monitoring the number of pipe turns when changing the open-to-closed positions of the intake valve, while the sensor itself is not exposed to external dynamic influences, (for example, during accidental impacts the assembly pipe on the rotor table during the descent of the test assembly to a depth);

- показания датчика веса в совокупности с данными имеющихся на буровой площадке датчиков расхода дают необходимую информацию о дебите жидкости, поступившей из пласта в трубы в период притока; что в совокупности с данными датчика расхода газовоздушной смеси позволяют оперативно скорректировать время открытого периода испытания пласта, а в совокупности с показаниями датчика расхода жидкости на выходной трубе дает информацию о герметичности испытательной колонны и пакера.- the readings of the weight sensor in conjunction with the data of the flow sensors available at the drilling site provide the necessary information about the flow rate of the fluid coming from the formation into the pipes during the inflow period; which, together with the data of the air-gas mixture flow sensor, allows you to quickly adjust the time of the open formation test period, and together with the readings of the fluid flow sensor at the outlet pipe, provides information about the tightness of the test column and packer.

На практике для реализации предложенного способа контроля технологических параметров в процессе испытания пластов на трубах (ИПТ) датчик веса, датчики расхода жидкости и датчик расхода газовоздушной смеси (ГВС), а также датчик оборота ротора монтируются перед началом испытания согласно предложенному изобретению. А именно - датчик веса устанавливают непосредственно на буровом крюке или вертлюге, а датчик вращения устанавливают непосредственно на верхней трубе испытательной компоновки. В зависимости от поставленной задачи проводимых испытаний пласта датчик расхода промывочной жидкости устанавливают на манифольд или в нагнетательную линию бурового насоса - для контроля количества нагнетаемой жидкости, либо на выпускной трубе на выходе из скважины - для контроля поглощения промывочной жидкости. При этом датчик расхода ГВС устанавливают на отводе ведущей трубы - при испытании пласта с обвязкой устья скважины через ведущую трубу, либо на линии отвода продукции из скважины в емкость - при испытаниях с устьевой головкой.In practice, to implement the proposed method for monitoring technological parameters in the process of pipe formation testing (IPT), a weight sensor, liquid flow sensors and a gas-air mixture flow sensor (GVS), as well as a rotor revolution sensor, are mounted before the start of testing according to the proposed invention. Namely, the weight sensor is mounted directly on the drill hook or swivel, and the rotation sensor is mounted directly on the top pipe of the test assembly. Depending on the task of the formation tests, the flushing fluid flow sensor is installed on the manifold or in the injection line of the mud pump to control the amount of pumped fluid, or on the exhaust pipe at the outlet of the well to control the absorption of flushing fluid. At the same time, the DHW flow sensor is installed on the lead pipe outlet - when testing the formation with the wellhead piping through the lead pipe, or on the production line from the well to the tank - when testing with the wellhead.

Для проведения испытания пласта могут использоваться уже имеющиеся на буровой площадке указанные датчики, если схема их расположения соответствует заявляемым в изобретении местам расположения оборудования для проведения испытания пласта.To test the formation, the indicated sensors already available at the drilling site can be used if their layout corresponds to the locations of the equipment for conducting the formation testing as claimed in the invention.

Затем на колонне бурильных труб или насосно-компрессорных труб (НКТ) спускают в скважину комплекс испытательного оборудования, в состав которого входят, как правило, один (или два) пакер, ИПТ, запорно-поворотный клапан, пробоотборник, ясс, циркуляционный клапан. Пакером изолируют интервал скважины с возможно продуктивным пластом, фиксируют показания датчика веса до момента поступления продукции из пласта в колонну труб и открывают впускной клапан испытателя пласта и/или запорно-поворотный клапан. Запорно-поворотный клапан открывают вращением бурильных труб (или НКТ) с устья скважины посредством вращения ротора буровой установки. Имеющийся на верхней трубе датчик вращения позволяет фиксировать количество произведенных оборотов труб и тем самым - точно определить, когда запорно-поворотный клапан установлен в положение «открыто» (серийно выпускаемые запорно-поворотные клапаны (типа ЗПКМ 2-146М), используемые при испытании пластов на трубах переключаются последовательно с позиции «открыто» на «закрыто» вращением труб на 10 оборотов вправо).Then, on a string of drill pipes or tubing (tubing), a set of test equipment is lowered into the well, which usually includes one (or two) packer, IPT, shut-off valve, sampler, jar, circulation valve. The interval of the well with a possibly productive formation is isolated with a packer, the weight sensor readings are recorded until the product arrives from the formation in the pipe string and the formation tester inlet valve and / or shut-off valve are opened. The shut-off valve is opened by rotating the drill pipe (or tubing) from the wellhead by rotating the rotor of the drilling rig. The rotation sensor available on the upper pipe allows you to record the number of pipe revolutions and thereby accurately determine when the shut-off valve is set to the “open” position (commercially available shut-off valves (type ZPKM 2-146M) used to test formations on pipes are switched sequentially from the “open” to “closed” position by rotating the pipes 10 turns to the right).

Данные от датчика веса, датчиков расходов жидкости, датчика расхода ГВС и датчика оборотов ротора по электрическим проводникам поступают на пульт бурильщика (или любую другую систему сбора и обработки сигналов датчиков с выводом на дисплей персонального компьютера или выносной дисплей). После открытия скважины на приток наблюдают за приращением показаний датчика веса, по которым отслеживают заполнение внутреннего объема труб поступающей из пласта продукцией и, в совокупности с показаниями датчика расхода ГВС, осуществляют в случае необходимости коррекцию времени, отведенного на открытый период испытания пласта.Data from the weight sensor, liquid flow sensors, dhw flow sensor and rotor speed sensor via electrical conductors is sent to the driller’s console (or any other system for collecting and processing sensor signals with a personal computer or remote display). After the well is opened for inflow, the weight sensor readings are incremented, by which the filling of the internal volume of the pipes with the product coming from the formation is monitored and, together with the readings of the DHW flow sensor, the time allotted for the open formation testing period is corrected, if necessary.

Далее в процессе работы по совокупности параметров всех указанных датчиков по пульту бурильщика осуществляют контроль за процессом режима испытания пласта. При этом непосредственно в ходе ИПТ производят расчет дебита поступающей из пласта дополнительной жидкости, который определяется по формуле:Further, in the process of working on the totality of the parameters of all these sensors, the driller’s console monitors the process of the formation test mode. In this case, directly during the IPT, the flow rate of the additional fluid coming from the formation is calculated, which is determined by the formula:

Q = Δ P ρ Δ T

Figure 00000002
Q = Δ P ρ Δ T
Figure 00000002

где Q - дебит, - прирост веса на датчике за время ΔТ, ρ - плотность жидкости, предварительно рассчитанная по другим геофизическим исследованиям.where Q is the flow rate, is the weight gain at the sensor over the time ΔТ, ρ is the fluid density previously calculated from other geophysical studies.

Это показывает, что точность определения дебита жидкости, поступающей в трубы в процессе ИПТ, зависит только от разрешающей способности используемого датчика веса (в связи с чем для объектов, характеризующихся малыми дебитами, следует устанавливать более чувствительные датчики веса).This shows that the accuracy of determining the flow rate of the liquid entering the pipes during the IPT process depends only on the resolution of the used weight sensor (in this connection, more sensitive weight sensors should be installed for objects with low flow rates).

Таким образом, по изменениям параметра датчика веса, размещенного в зоне между талевым блоком и верхней трубой испытательной компоновки, в совокупности с показаниями датчиков расхода жидкости можно судить об интенсивности пластовых проявлений и осуществлять своевременную корректировку времени, отведенного на открытый период испытания - уменьшить время открытого периода испытаний при больших дебитах скважины, либо увеличить время открытого периода испытаний при малых дебитах скважины.Thus, by changing the parameter of the weight sensor located in the area between the tackle block and the upper pipe of the test assembly, in conjunction with the readings of the fluid flow sensors, one can judge the intensity of reservoir manifestations and make timely adjustments to the time allotted for the open test period - reduce the time of the open period tests with large flow rates of the well, or increase the time of the open test period with small flow rates of the well.

При этом при отсутствии изменений показаний датчика веса, то есть по Q=0, можно судить о наличии в интервале исследований пласта низкопроницаемых коллекторов, косвенно подтверждаемых отсутствием или очень слабым выходом воздуха из труб, регистрируемое датчиком расхода газовоздушной смеси. А по сравнению показаний датчика расхода промывочной жидкости до и после открытия запорно-поворотного клапана в случае отсутствия их изменений можно судить о герметичности компоновки испытательного оборудования и пакера.In this case, in the absence of changes in the readings of the weight sensor, i.e., by Q = 0, it can be judged on the presence of low-permeability reservoirs in the reservoir study interval, indirectly confirmed by the absence or very weak air exit from the pipes, recorded by the air-gas mixture flow sensor. And by comparing the readings of the flow rate indicator of the washing liquid before and after the opening of the shut-off valve in the absence of their changes, one can judge the tightness of the layout of the test equipment and the packer.

Создавая посредством запорно-поворотного клапана последовательные периоды для притока пластовой жидкости и восстановления давления в трубах, выполняют программу проведения исследований пласта.Creating successive periods for the influx of reservoir fluid and the restoration of pressure in the pipes by means of a shut-off-rotary valve, the program for conducting reservoir research is carried out.

Claims (1)

Способ контроля технологических параметров в процессе испытания пластов на трубах, включающий использование датчика веса, датчиков расхода промывочной жидкости и датчика расхода газовоздушной смеси, находящихся на буровой площадке, для технологического контроля процесса испытания пласта, отличающийся тем, что перед началом процесса испытания пласта датчик веса размещают в зоне между талевым блоком (или элеватором) и верхней трубой испытательной компоновки - непосредственно на буровом крюке или вертлюге, а датчик оборотов вращения ротора устанавливают на верхней трубе испытательной компоновки, по совокупным изменениям показаний датчика веса, датчиков расхода промывочной жидкости и датчика газовоздушной смеси осуществляют учет дебита поступающей в трубы пластовой жидкости, контроль герметичности ствола скважины и корректируют время открытого периода испытания пласта. A method for monitoring technological parameters during the testing of reservoir formations, including the use of a weight sensor, flow rate sensors for flushing fluid and an air-gas mixture flow sensor located at the drilling site for technological control of the formation testing process, characterized in that a weight sensor is placed before the formation testing process in the area between the tackle block (or elevator) and the upper pipe of the test assembly - directly on the drill hook or swivel, and the rotation speed sensor ora is mounted on top of the test tube arrangement, by total weight sensor readings change, the flushing fluid flow sensors and sensor-gas mixture is carried out keeping flow rate entering the tube formation fluid, control the wellbore integrity and correcting the open seam test period.
RU2015105707/03A 2015-02-11 2015-02-11 Method for monitoring process parameters in stratum tube test RU2593606C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2015105707/03A RU2593606C1 (en) 2015-02-11 2015-02-11 Method for monitoring process parameters in stratum tube test

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2015105707/03A RU2593606C1 (en) 2015-02-11 2015-02-11 Method for monitoring process parameters in stratum tube test

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2593606C1 true RU2593606C1 (en) 2016-08-10

Family

ID=56613215

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2015105707/03A RU2593606C1 (en) 2015-02-11 2015-02-11 Method for monitoring process parameters in stratum tube test

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2593606C1 (en)

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU840312A2 (en) * 1979-09-04 1981-06-23 Грозненское Научно-Производственноеобъединение "Промавтоматика" Drilling process control apparatus
SU950905A1 (en) * 1979-10-02 1982-08-15 Всесоюзный Научно-Исследовательский Институт Методики И Техники Разведки Apparatus for controlling well-drilling process
US20020060094A1 (en) * 2000-07-20 2002-05-23 Matthias Meister Method for fast and extensive formation evaluation using minimum system volume
RU2527962C1 (en) * 2013-04-30 2014-09-10 Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "ВНИИГИС-Забойные телеметрические комплексы" (ООО НПФ "ВНИИГИС-ЗТК") Method of terrestrial data transfer and receipt in drilling process and device for its implementation

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU840312A2 (en) * 1979-09-04 1981-06-23 Грозненское Научно-Производственноеобъединение "Промавтоматика" Drilling process control apparatus
SU950905A1 (en) * 1979-10-02 1982-08-15 Всесоюзный Научно-Исследовательский Институт Методики И Техники Разведки Apparatus for controlling well-drilling process
US20020060094A1 (en) * 2000-07-20 2002-05-23 Matthias Meister Method for fast and extensive formation evaluation using minimum system volume
RU2527962C1 (en) * 2013-04-30 2014-09-10 Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "ВНИИГИС-Забойные телеметрические комплексы" (ООО НПФ "ВНИИГИС-ЗТК") Method of terrestrial data transfer and receipt in drilling process and device for its implementation

Similar Documents

Publication Publication Date Title
WO2020037913A1 (en) Horizontal well drilling apparatus for testing lubricity and testing method, taking cuttings bed into account
RU2362875C2 (en) Method of evaluating pressure in underground reservoirs
WO2020258589A1 (en) Method for inversion calculation of coal seam gas parameters by rapid measurement while drilling
US8448703B2 (en) Downhole formation tester apparatus and methods
RU2577568C1 (en) Method for interpreting well yield measurements during well treatment
RU2555984C2 (en) Measurement of gas losses in surface circulation system of drilling rig
NO338490B1 (en) Method, apparatus and system for in-situ determination of a formation parameter
CN107923239A (en) The cracking initiation through hydrocarbon filling carried out before shale pressure break is tested
US8408296B2 (en) Methods for borehole measurements of fracturing pressures
CN104594889B (en) A kind of Accurate Determining oil well remaining oil preserves the devices and methods therefor of position
CN107503727A (en) A kind of layer hydraulic fracturing scope of wearing based on in-situ stress monitoring investigates method
RU2371576C1 (en) Method of simultaneously-divided survey and development of multipay field (versions)
Ibrahim et al. Integration of pressure-transient and fracture area for detecting unconventional wells interference
CN106401557B (en) A kind of method of joint test coal seam gas-bearing capacity and the determining effective extraction radius that drills of gas pressure
CA2900161C (en) Systems and methods for optimizing analysis of subterranean well bores and fluids using noble gases
RU2008134796A (en) METHOD FOR TESTING AND RESEARCHING OIL AND GAS WELLS
Boonstra et al. Well hydraulics and aquifer tests
Alberty et al. The use of modeling to enhance the analysis of formation-pressure integrity tests
RU2593606C1 (en) Method for monitoring process parameters in stratum tube test
RU2693090C1 (en) Method for determining tubing tightness in injection wells
Lee et al. Leak-off test interpretation and modeling with application to geomechanics
RU2366813C1 (en) Method of testing wells and reservoir survey in process of boring and facility for implementation of this method
US10227970B2 (en) Determining pump-out flow rate
CN104213908A (en) Underground storage type flow and water content monitor
RU2551038C2 (en) Method of tightness testing of injection well

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20170212