RU2705683C2 - Method for monitoring tightness of injection well (embodiments) - Google Patents
Method for monitoring tightness of injection well (embodiments) Download PDFInfo
- Publication number
- RU2705683C2 RU2705683C2 RU2017147173A RU2017147173A RU2705683C2 RU 2705683 C2 RU2705683 C2 RU 2705683C2 RU 2017147173 A RU2017147173 A RU 2017147173A RU 2017147173 A RU2017147173 A RU 2017147173A RU 2705683 C2 RU2705683 C2 RU 2705683C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- change
- tightness
- pressure
- temperature
- Prior art date
Links
- 238000002347 injection Methods 0.000 title claims abstract description 22
- 239000007924 injection Substances 0.000 title claims abstract description 22
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 19
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 title claims description 6
- 238000001757 thermogravimetry curve Methods 0.000 claims abstract description 13
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 11
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims abstract description 7
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 22
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 abstract description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 2
- 238000013499 data model Methods 0.000 abstract 1
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 abstract 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 abstract 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 3
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 3
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 2
- 238000012935 Averaging Methods 0.000 description 1
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 238000009529 body temperature measurement Methods 0.000 description 1
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 230000007935 neutral effect Effects 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 1
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 1
- 238000010998 test method Methods 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
- E21B47/10—Locating fluid leaks, intrusions or movements
- E21B47/103—Locating fluid leaks, intrusions or movements using thermal measurements
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01M—TESTING STATIC OR DYNAMIC BALANCE OF MACHINES OR STRUCTURES; TESTING OF STRUCTURES OR APPARATUS, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- G01M3/00—Investigating fluid-tightness of structures
- G01M3/02—Investigating fluid-tightness of structures by using fluid or vacuum
- G01M3/26—Investigating fluid-tightness of structures by using fluid or vacuum by measuring rate of loss or gain of fluid, e.g. by pressure-responsive devices, by flow detectors
- G01M3/28—Investigating fluid-tightness of structures by using fluid or vacuum by measuring rate of loss or gain of fluid, e.g. by pressure-responsive devices, by flow detectors for pipes, cables or tubes; for pipe joints or seals; for valves ; for welds
Landscapes
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geophysics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Examining Or Testing Airtightness (AREA)
- Measuring Fluid Pressure (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам оценки герметичности эксплуатационной колонны нагнетательных скважин, оборудованных насосно-компрессорными трубами (НКТ) и межтрубным пакером.The invention relates to the oil and gas industry, and in particular to methods for assessing the tightness of the production casing of injection wells equipped with tubing and tubing packer.
Известен способ исследования на герметичность эксплуатационной колонны нагнетательной скважины (патент РФ №2225506, МПК Е21 В47/00, опубл. 10.03.2004 г.), включающий спуск в скважину пакера на кабель-канате, приводящегося в рабочее положение с помощью электрического двигателя, перекрытие ствола скважины пакером, создание давления над пакером путем нагнетания жидкости в скважину, регистрацию изменения давления одновременно над и под пакером с помощью манометров, по соответствию или несоответствию изменений показателей которых судят о негерметичности пакера или эксплуатационной колонны, и поднятие пакера на поверхность.A known method of testing the tightness of the production casing of an injection well (RF patent No. 2225506, IPC E21 B47 / 00, published March 10, 2004), which includes lowering the packer into the well on a cable-rope that is brought into operation by an electric motor, overlapping borehole with a packer, creating pressure above the packer by injecting fluid into the well, recording pressure changes simultaneously above and below the packer using manometers, according to whether or not the changes in indicators are judged leaking the packer or production string, and raising the packer to the surface.
Недостатком способа является сложность технической реализации, и необходимость спуска в скважину дополнительного оборудования.The disadvantage of this method is the complexity of the technical implementation, and the necessity of lowering additional equipment into the well.
Известен способ контроля герметичности эксплуатационной колонны нагнетательной скважины (патент РФ №2214508, МПК Е21В 47/00, Е21В 17/00, опубл. 20.10.2003 г.), включающий изменение режима работы скважины и фиксацию изменения давления на устье скважины, при этом изменением режима работы скважины расход рабочей жидкости уменьшают до 70-50% от первоначального, а изменение давления фиксируют в промежутке времени с момента изменения режима работы скважины, в процессе которого наблюдается максимальный темп падения давления до его стабилизации, после чего определяют коэффициент К1 кривой падения давления из соотношения: K1=ΔP1/Δt1, где ΔP1 - изменение давления в промежутке времени Δt1 с момента изменения режима работы скважины, в процессе которого наблюдается максимальный темп падения давления до его стабилизации, МПа; Δt1 - время, в течение которого фиксировалось изменение давления, мин; и аналогично определяют коэффициент К2 кривой падения давления частотой не менее чем один раз в год, при этом эксплуатационная колонна не герметична, если К2>К1, при условии, что после определения К1 в этой скважине не проводились работы по увеличению проницаемости пласта, отличающийся тем, что расход рабочей жидкости уменьшают до 30-49% и 71-80% от первоначального.A known method of monitoring the tightness of the production casing of the injection well (RF patent No. 2214508, IPC ЕВВ 47/00, ЕВВ 17/00, publ. 10/20/2003), including changing the operating mode of the well and fixing the change in pressure at the wellhead, with a change the mode of operation of the well, the flow rate of the working fluid is reduced to 70-50% of the initial one, and the pressure change is fixed in the period from the moment of changing the mode of operation of the well, during which the maximum rate of pressure drop until it stabilizes, after which it is determined elyayut coefficient K1 curve of pressure drop from the relation: K1 = ΔP1 / Δt1, where ΔP1 - pressure change in the interval Δt1 time from the change of the well operation, during which there is the maximum rate of pressure drop to its stabilization, MPa; Δt1 is the time during which a change in pressure was recorded, min; and similarly determine the coefficient K2 of the pressure drop curve with a frequency of at least once a year, while the production string is not tight if K2> K1, provided that after determining K1 in this well no work was done to increase the permeability of the formation, characterized in that the flow rate of the working fluid is reduced to 30-49% and 71-80% of the original.
Недостатком способа является большая длительность испытания на герметичность, сложность технической реализации.The disadvantage of this method is the long duration of the leak test, the complexity of the technical implementation.
Наиболее близким к предложенному является способ контроля герметичности нагнетательной скважины (патент РФ №2246613. МПК Е21В 47/00, опубл. 20.02.2005 г.), включающий остановку скважины, регистрацию изменения давления в межтрубном пространстве, перекрытом пакером, и в скважинном пространстве и определение герметичности межтрубного пространства, отличающийся чем, что при регистрации изменения давления в скважинном пространстве производят замер давления на устье на входе в колонну насосно-компрессорных труб, регистрацию изменения давления проводят по сравнению давлений до и после остановки скважины по скорости падения давления на устье и в межтрубном пространстве после остановки работающей скважины и по сравнению давлений до и после пуска скважины под закачку по скорости повышения давления на устье и в межтрубном пространстве после пуска скважины под закачку, при этом при определении герметичности межтрубного пространства за критерий оценки герметичности межтрубного пространства принимают расчетную величину расхода жидкости, входящей или выходящей из межтрубного пространства скважины.Closest to the proposed one is a method for monitoring the tightness of an injection well (RF patent No. 2246613. IPC ЕВВ 47/00, published on 02.20.2005), which includes shutting down a well, recording pressure changes in the annulus blocked by the packer, and in the borehole and determining the tightness of the annulus, characterized in that when registering a change in pressure in the borehole, pressure is measured at the mouth at the inlet of the tubing string, pressure changes are recorded t compared pressure before and after stopping the well at the rate of pressure drop at the wellhead and in the annulus after stopping the working well and compared pressure before and after starting the well for injection at the rate of increase in pressure at the wellhead and in the annulus after starting the well for injection, in this case, when determining the tightness of the annular space for the criterion for assessing the tightness of the annular space take the estimated value of the flow rate of fluid entering or leaving the annular space va well.
Недостатком способа является невозможность его применения в работающей скважине, испытание проводится перед пуском скважины, кроме того способ является сложным в технической реализации.The disadvantage of this method is the impossibility of its use in a working well, the test is carried out before the start of the well, in addition, the method is difficult in technical implementation.
Задачей изобретения является оперативное выявление негерметичности эксплуатационной колонны, НКТ и межтрубного пакера.The objective of the invention is the rapid detection of leaks production casing, tubing and annular packer.
Технический результат изобретения заключается в упрощении реализации способа, в минимализации затрат по времени и оборудованию.The technical result of the invention is to simplify the implementation of the method, to minimize the time and equipment costs.
Поставленная задача решается и технический результат достигается двумя вариантами способа контроля герметичности нагнетательной скважины.The problem is solved and the technical result is achieved by two variants of a method for monitoring the tightness of an injection well.
По первому варианту скважину останавливают, регистрируют изменение давления в межтрубном пространстве, перекрытом пакером, до и после остановки скважины, оценивают герметичность межтрубного пространства. В отличие от прототипа осуществляют измерение расхода и температуры закачиваемой жидкости в процессе работы скважины, по данным измерений строят модельные термограммы в режиме закачки и остановки, затем находят разностную кривую изменения температуры по стволу скважины, а по ее усредненному значению получают среднюю величину перепада температуры по стволу скважины, по которому рассчитывают изменение давления в межтрубном пространстве, исходя из зависимостиIn the first embodiment, the well is stopped, the change in pressure in the annulus covered by the packer is recorded, before and after the well stops, the tightness of the annulus is assessed. In contrast to the prototype, the flow rate and temperature of the injected fluid are measured during the operation of the well, according to the measurement data, model thermograms are built in the injection and shutdown mode, then the differential temperature curve is found along the wellbore, and its average value gives the average temperature drop across the wellbore wells, which calculate the change in pressure in the annulus, based on the dependence
dPрасч=α/β*dT,dP calc = α / β * dT,
где α - коэффициент термического расширения жидкости, β - коэффициент сжимаемости жидкости, dT - изменение температуры жидкости, причем расчетное значение изменения межтрубного давления dPрасч сравнивают с измеренным изменением межтрубного давления на устье dPизм и по результатам сравнения оценивают герметичность межтрубного пространства скважины, исходя из условия dPизм=dPрасч, соблюдение которого соответствует герметичности системы: насосно-компрессорная труба, эксплуатационная колонна и межтрубный пакер.where α is the coefficient of thermal expansion of the fluid, β is the coefficient of compressibility of the fluid, dT is the change in the temperature of the fluid, and the calculated value of the change in the annular pressure dP calculation is compared with the measured change in the annular pressure at the wellhead dP ism and the tightness of the annular space of the well is estimated based on the comparison conditions dP meas = dP calculation , compliance with which corresponds to the tightness of the system: tubing, production string and annular packer.
По второму варианту скважину останавливают, регистрируют изменение давления в межтрубном пространстве, перекрытом пакером, до и после остановки скважины, оценивают герметичность межтрубного пространства. В отличие от прототипа осуществляют измерение фактической температуры по стволу скважины в процессе работы и после остановки скважины, затем находят разностную кривую изменения температуры по стволу скважины, а по ее усредненному значению получают среднюю величину перепада температуры по стволу скважины, по которому рассчитывают изменение давления в межтрубном пространстве, исходя из зависимостиIn the second embodiment, the well is stopped, the change in pressure in the annulus blocked by the packer is recorded, before and after the well stops, the tightness of the annulus is assessed. Unlike the prototype, the actual temperature is measured along the wellbore during operation and after the well is stopped, then a differential temperature change curve is found along the wellbore, and its average value gives the average temperature drop across the wellbore, from which the pressure change in the annulus is calculated space, based on the dependence
dPрасч=α/β*dT,dP calc = α / β * dT,
где α - коэффициент термического расширения жидкости, β - коэффициент сжимаемости жидкости, dT - изменение температуры жидкости, причем расчетное значение изменения межтрубного давления dPрасч сравнивают с измеренным изменением межтрубного давления на устье dPизм и по результатам сравнения оценивают герметичность межтрубного пространства скважины, исходя из условия dPизм=dPрасч, соблюдение которого соответствует герметичности системы: насосно-компрессорная труба, эксплуатационная колонна и межтрубный пакер.where α is the coefficient of thermal expansion of the fluid, β is the coefficient of compressibility of the fluid, dT is the change in the temperature of the fluid, and the calculated value of the change in the annular pressure dP calculation is compared with the measured change in the annular pressure at the wellhead dP ism and the tightness of the annular space of the well is estimated based on the comparison conditions dP meas = dP calculation , compliance with which corresponds to the tightness of the system: tubing, production string and annular packer.
Сущность изобретения поясняется графиками, где на фиг. 1 показано сопоставление фактических замеров межтрубного давления на устье скважины и забойного давления на глубине 2900 м, на фиг. 2 показана диаграмма фактического распределения температуры, на фиг. 3 показано сопоставление фактических и модельных распределений температуры.The invention is illustrated by graphs, where in FIG. 1 shows a comparison of actual measurements of the annular pressure at the wellhead and the bottomhole pressure at a depth of 2900 m, FIG. 2 shows a diagram of the actual temperature distribution; FIG. Figure 3 shows a comparison of actual and model temperature distributions.
Способ осуществляют следующим образом.The method is as follows.
После остановки скважины (на фиг. 1 время 18.00 час) идет рост межтрубного давления от 0 до 48,5 атм. Как правило после отключения закачки в нагнетательной скважине забойное давление в скважине падает. Из фиг. 1. видно, что забойное давление не коррелирует с межтрубным, что указывает на отсутствие связи межтрубья с НКТ. Рост давления в межтрубье обусловлен эффектом термического расширения жидкости, находящейся в замкнутом объеме межтрубья.After stopping the well (in Fig. 1, the time is 18.00 h), the annular pressure increases from 0 to 48.5 atm. As a rule, after the injection is shut off in the injection well, the bottomhole pressure in the well decreases. From FIG. 1. It can be seen that the bottomhole pressure does not correlate with the annulus, which indicates the absence of an annulus connection with the tubing. The increase in pressure in the annulus is due to the effect of thermal expansion of the fluid located in the closed volume of the annulus.
Рассчитаем изменение давления в межтрубье dPрасч при термическом расширении жидкости.We calculate the change in pressure in the annulus dP calculation during thermal expansion of the fluid.
Запишем формулу для изменения объема жидкости dV при термическом расширении [Котяхов Ф.И. Основы физики нефтяного пласта 1956, с 272]:We write the formula for changing the volume of the liquid dV during thermal expansion [Kotyakhov F.I. Fundamentals of oil reservoir physics 1956, p. 272]:
Где V - замкнутый объем межтрубья,Where V is the closed volume of the annulus,
α - коэффициент термического расширения воды (в диапазоне температур 40-70°С равен 3*10-4 1/К),α is the coefficient of thermal expansion of water (in the temperature range 40-70 ° C is 3 * 10 -4 1 / K),
dT - изменение температуры жидкости.dT is the change in fluid temperature.
Запишем формулу для сжимаемости жидкости β (для воды 4,5* 10-5 1/атм)We write the formula for the compressibility of the liquid β (for water 4.5 * 10 -5 1 / atm)
Где dPрасч - изменение давления в замкнутом объеме межтрубья в атм. Из уравнений 1 и 2 получим выражение для dPрасч Where dP calc is the change in pressure in the closed volume of the annulus in atm. From
Как видно, данная величина не зависит от объема межтрубного пространства, а зависит от постоянных α, β и изменения температуры по стволу скважины. Для того, чтобы оценить перепад температуры по стволу скважины расчетным путем, получим модельные термограммы в режиме закачки Ti(z,t) и остановки скважины Ts, затем получим разностную термограмму по стволу скважины ΔT, которую после усреднения подставим в формулу (3).As you can see, this value does not depend on the annulus volume, but depends on the constants α, β and temperature changes along the wellbore. In order to estimate the temperature differential over the wellbore by calculation, we obtain model thermograms in the injection mode T i (z, t) and well stop Ts, then we obtain a differential thermogram over the wellbore ΔT, which, after averaging, is substituted into formula (3).
Модельное распределение температуры по стволу нагнетательной скважины Ti(z,t) с заданными параметрами расхода и температуры закачиваемой воды определяется формулой [Hasan A. R., Kabir С.S. Fluid Row and Heat Transfer in Wellbores. SPE, Texas 2002. 70 c]:The model temperature distribution along the injection well bore T i (z, t) with the specified flow rate and temperature of the injected water is determined by the formula [Hasan AR, Kabir C.S. Fluid Row and Heat Transfer in Wellbores. SPE, Texas 2002. 70 c]:
где T0 - температура нейтрального геотермического;where T 0 is the temperature of the neutral geothermal;
Tт - температура нагнетаемой воды.T t - temperature of the injected water.
Г - геотермический градиент;G - geothermal gradient;
где Q - расход воды;where Q is the water flow;
cw, ρw - удельная теплоемкость и плотность воды;cw, ρw- specific heat and density of water;
где rc, rw - радиус скважины и радиус потока воды (внутренний диаметр НКТ);where r c , r w is the radius of the well and the radius of the water flow (inner diameter of the tubing);
λw, λf - теплопроводность воды и горных пород;λ w , λ f - thermal conductivity of water and rocks;
λс - эффективная теплопроводность среды между водой и породой (обсадная колонна и цемент);λ c is the effective thermal conductivity of the medium between water and rock (casing and cement);
Nu - число Нуссельта, которое определяется числом Прандтля (Рr) и числом Рейнольдса (Re) [Арнольд Л.В. Техническая термодинамика и теплопередача 1979 327 с.]:Nu is the Nusselt number, which is determined by the Prandtl number (Pr) and the Reynolds number (Re) [Arnold L.V. Technical thermodynamics and heat transfer 1979 327 s.]:
Здесь Re1=2100, Rе2=4000.Here Re 1 = 2100, Re 2 = 4000.
где μw - вязкость воды;where μ w is the viscosity of water;
af - температуропроводность горных пород.a f - thermal diffusivity of rocks.
Пример расчета модельной термограммы в режиме закачки и сопоставление с фактическим замером показан на фиг. 3. Из графиков видно, что полученная модельная кривая хорошо описывает фактическую замеренную термограмму в режиме закачки.An example of calculating a model thermogram in the injection mode and comparing it with the actual measurement is shown in FIG. 3. It can be seen from the graphs that the obtained model curve describes well the actual measured thermogram in the injection mode.
Модельная термограмма в остановленной скважине Ts определяется формулой [Чекалюк Э.Б. Термодинамика нефтяного пласта. М.: Недра, 1965 238 с.]:Model thermogram in a stopped well Ts is determined by the formula [Chekalyuk EB Thermodynamics of the oil reservoir. M .: Nedra, 1965 238 pp.]:
где ts - время после остановки скважины;where t s is the time after stopping the well;
Tt(z, t) - температура в режиме закачки.T t (z, t) is the temperature in the injection mode.
Пример расчета модельной термограммы в режиме остановки и сопоставление с фактическим замером показан на фиг. 3. Из графиков видно, что полученная модельная кривая хорошо описывает фактическую замеренную термограмму в остановленном режиме.An example of calculating a model thermogram in stop mode and comparing it with actual measurement is shown in FIG. 3. It can be seen from the graphs that the obtained model curve describes well the actual measured thermogram in the stopped mode.
После расчета термограммы в режиме закачки Ti(z,t) и термограммы в остановленной скважине Ts(z, ts) определяют разностную кривую ΔT. Полученную разностную кривую усредняют и получают среднюю величину перепада температуры по стволу скважины dT.After calculating the thermogram in the injection mode T i (z, t) and the thermogram in the stopped well T s (z, t s ), a difference curve ΔT is determined. The resulting difference curve is averaged and the average temperature drop across the wellbore dT is obtained.
Окончательный расчет изменения давления dPрасч производят по формуле (3):The final calculation of the pressure change dP calculation is performed according to the formula (3):
Критерии герметичности:Tightness criteria:
если dPизм = dPрасч, то система НКТ, ЭК и межтрубный пакер герметична, где dPизм - измеренное изменение межтрубного давления на устье, dPрасч - расчетное значение изменения межтрубного давления.if dP ISM = dP calculation , then the tubing system, EC and the annular packer are tight, where dP ISM is the measured change in the annular pressure at the wellhead, dP calculation is the calculated value of the change in the annular pressure.
Второй вариант определения герметичности реализуют с использованием замеров температуры пр стволу скважины, осуществляемых при промыслово-геофизических исследованиях скважины (фиг. 2). В отличие от первого варианта вместо модельных термограмм используют фактические замеры. Аналогично первому варианту определяют разностную кривую dT, усредняют и рассчитывают изменение межтрубного давления dPрасч пo формуле (3).The second option for determining tightness is implemented using temperature measurements on the wellbore, carried out during field-geophysical studies of the well (Fig. 2). In contrast to the first option, actual measurements are used instead of model thermograms. Similarly to the first option, the difference curve dT is determined, the change in the annular pressure dP is calculated and calculated by formula (3).
Критерием герметичности аналогично первому варианту является: если dPизм=dPрасч, то система НКТ, ЭК и межтрубный пакер герметична, где dPизм - измеренное изменение межтрубного давления на устье, dPрасч - расчетное значение изменения межтрубного давления.The tightness criterion is similar to the first option: if dP meas = dP calculation , then the tubing system, EC and the annular packer are tight, where dP meas is the measured change in the annular pressure at the wellhead, dP calculation is the calculated value of the change in the annular pressure.
Таким образом, для исследования герметичности нагнетательной скважины по предложенному способу не требуется привлечение специальной техники; способ прост в технической реализации и осуществляется с минимальными затратами времени.Thus, to study the tightness of the injection well according to the proposed method does not require the involvement of special equipment; the method is simple in technical implementation and is carried out with minimal time.
Claims (6)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017147173A RU2705683C2 (en) | 2017-12-29 | 2017-12-29 | Method for monitoring tightness of injection well (embodiments) |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017147173A RU2705683C2 (en) | 2017-12-29 | 2017-12-29 | Method for monitoring tightness of injection well (embodiments) |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2017147173A RU2017147173A (en) | 2019-07-01 |
| RU2017147173A3 RU2017147173A3 (en) | 2019-08-21 |
| RU2705683C2 true RU2705683C2 (en) | 2019-11-11 |
Family
ID=67209762
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2017147173A RU2705683C2 (en) | 2017-12-29 | 2017-12-29 | Method for monitoring tightness of injection well (embodiments) |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2705683C2 (en) |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| FR2692003A1 (en) * | 1992-05-15 | 1993-12-10 | Lagoven Sa | Method and device for controlling the physical integrity of extraction tubes and extraction cladding in gas extraction wells. |
| RU2214508C1 (en) * | 2002-04-24 | 2003-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of leakage test of injection well flow string |
| RU2225506C2 (en) * | 2002-04-24 | 2004-03-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for measuring impermeability of force-pumping well operation string |
| RU2246613C1 (en) * | 2004-04-06 | 2005-02-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for controlling pressurization of force well |
| RU2551038C2 (en) * | 2013-06-10 | 2015-05-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of tightness testing of injection well |
-
2017
- 2017-12-29 RU RU2017147173A patent/RU2705683C2/en active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| FR2692003A1 (en) * | 1992-05-15 | 1993-12-10 | Lagoven Sa | Method and device for controlling the physical integrity of extraction tubes and extraction cladding in gas extraction wells. |
| RU2214508C1 (en) * | 2002-04-24 | 2003-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of leakage test of injection well flow string |
| RU2225506C2 (en) * | 2002-04-24 | 2004-03-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for measuring impermeability of force-pumping well operation string |
| RU2246613C1 (en) * | 2004-04-06 | 2005-02-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for controlling pressurization of force well |
| RU2551038C2 (en) * | 2013-06-10 | 2015-05-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of tightness testing of injection well |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2017147173A (en) | 2019-07-01 |
| RU2017147173A3 (en) | 2019-08-21 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN106124377B (en) | The experimental test procedures of gas reservoir reverse osmosis water suction lock damage evaluation under high-temperature and high-pressure conditions | |
| US7472594B1 (en) | Fluid level indication system and technique | |
| US8800653B2 (en) | Systems and methods for monitoring a well | |
| US9556729B2 (en) | Estimating permeability in unconventional subterranean reservoirs using diagnostic fracture injection tests | |
| AU2010279466B2 (en) | Systems and methods for monitoring a well | |
| CA2864964A1 (en) | Method of conducting diagnostics on a subterranean formation | |
| BRPI0408193B1 (en) | method for determining the quality of a formation fluid sample and apparatus for determining at least one parameter of interest for an underground formation | |
| CN108507734A (en) | Method for detecting sealing performance of salt cavern | |
| AU2010279468A1 (en) | Systems and methods for monitoring corrosion in a well | |
| Nath et al. | Fiber-optic distributed-temperature-sensing technology used for reservoir monitoring in an Indonesia steam flood | |
| US20150112599A1 (en) | Determining the quality of data gathered in a wellbore in a subterranean formation | |
| RU2705683C2 (en) | Method for monitoring tightness of injection well (embodiments) | |
| US10550687B2 (en) | Methods for analyzing formation tester pretest data | |
| RU2474687C1 (en) | Method for determining profile of fluid influx of multiformation deposits | |
| CN205449698U (en) | Anti outer crowded intensity experimental apparatus of sand control pipe under evaluation high temperature environment | |
| RU2490450C2 (en) | Method for determination of working intervals and sources of flooding in horizontal oil well | |
| RU2551038C2 (en) | Method of tightness testing of injection well | |
| Haavik | Annuli Liquid-Level Surveillance Using Distributed Fiber-Optic Sensing Data | |
| Raaen et al. | Pressure testing of barrier integrity | |
| RU2527960C1 (en) | Well surveying method | |
| RU2246613C1 (en) | Method for controlling pressurization of force well | |
| RU2704068C1 (en) | Method for assessment of inter-column inter-formation overflow in a well | |
| RU2741888C1 (en) | Method of evaluation of parameters of fractures of formation hydraulic fracturing for horizontal well | |
| CA3147555A1 (en) | Methods and systems for identifying a liquid level within a reservoir being produced via a thermally-stimulated gravity drainage process | |
| RU2310062C1 (en) | Pressure-testing method for well provided with flow string |