RU2735795C1 - Method of determining interval inflow of fluid in production wells - Google Patents

Method of determining interval inflow of fluid in production wells Download PDF

Info

Publication number
RU2735795C1
RU2735795C1 RU2020113171A RU2020113171A RU2735795C1 RU 2735795 C1 RU2735795 C1 RU 2735795C1 RU 2020113171 A RU2020113171 A RU 2020113171A RU 2020113171 A RU2020113171 A RU 2020113171A RU 2735795 C1 RU2735795 C1 RU 2735795C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
well
heating cable
flow rate
fluid
marks
Prior art date
Application number
RU2020113171A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Марат Тохтарович Нухаев
Константин Васильевич Рымаренко
Сергей Вячеславович Грищенко
Галымжан Тлеубекович Айткалиев
Александр Васильевич Зайцев
Original Assignee
Общество с ограниченной ответственностью "Айсико"
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 Общество с ограниченной ответственностью "Айсико" filed Critical Общество с ограниченной ответственностью "Айсико"
Priority to RU2020113171A priority Critical patent/RU2735795C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2735795C1 publication Critical patent/RU2735795C1/en

Links

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

Landscapes

  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Geophysics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Measuring Temperature Or Quantity Of Heat (AREA)

Abstract

FIELD: oil, gas and coke-chemical industries.
SUBSTANCE: invention relates to oil and gas industry, in particular to operation of horizontal and directional wells, and can be used for determination of injectivity profile of injection wells. Method includes use of fluid temperature sources of change of fluid temperature and sensors of measurement of change of this temperature, by which characteristics of inflow of formation fluid are determined. At that, before the beginning of the measurement, the well is stopped, after which the fluid temperature is changed by creating a heat mark with the help of a heater in the form of a heating cable winding located on axisymmetric mandrels in working zones, and distributed temperature sensor in form of optical fiber, located on axisymmetric mandrels between rings of heating cable or rings located after heating cable, and then, after a time interval sufficient for the appearance of heat marks in the given working zone, the well is started, after which the rate of movement of the created heat marks is measured in the well shaft in a certain working area, and in terms of speed of said marks and well known well diameter, flow rate is determined in different working zones of fluid inflow, and for flow rate of well, result is obtained, obtained in the nearest working zone with maximum flow rate before well head.
EFFECT: technical result consists in expansion of arsenal of facilities for determination of flow rate.
6 cl, 3 dwg

Description

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, в частности к области эксплуатации горизонтальных и наклонно-направленных скважин, и может быть использовано для определения профиля приемистости нагнетальных скважин.The invention relates to the field of the oil and gas industry, in particular to the field of operation of horizontal and directional wells, and can be used to determine the injectivity profile of injection wells.

Известен (см. авторское свидетельство СССР №977726, МКИ: Е21В 43/00, 1982 г) способ контроля за разработкой нефтегазового месторождения. Согласно известному способу, для контроля используют метящее вещество, предварительно вводимое в тело продуктивного пласта, причем в качестве метящего вещества используют, по меньшей мере, одно фторуглеродное соединение. Для его качественного и количественного определения в продукции скважины используют метод ядерно-магнитного резонанса.It is known (see USSR inventor's certificate No. 977726, MKI: E21B 43/00, 1982) a method of monitoring the development of an oil and gas field. According to the known method, for control, a labeling substance is used, which is previously introduced into the body of a productive formation, and at least one fluorocarbon compound is used as the labeling substance. For its qualitative and quantitative determination in well production, the method of nuclear magnetic resonance is used.

Недостатками известного способа контроля следует признать его малую информативность, а также использование сложного аналитического оборудования - ЯМР-анализатора.The disadvantages of the known control method should be recognized as its low information content, as well as the use of complex analytical equipment - an NMR analyzer.

Наиболее близким к заявляемому техническому решению является способ мониторинга добывающих или нагнетательных горизонтальных или наклонно-направленных скважин (см. патент РФ №2544923, МКИ: Е21В 47/11, 2015 г). Способ включает использование распределенных внутри скважины источников изменения температуры флюида и датчиков измерения изменения этой температуры, по которым определяют характеристики притока пластового флюида.Closest to the claimed technical solution is a method of monitoring production or injection horizontal or directional wells (see RF patent No. 2544923, MKI: E21B 47/11, 2015). The method includes the use of sources of fluid temperature change distributed inside the well and sensors for measuring the change in this temperature, which determine the characteristics of the formation fluid inflow.

Однако, для измерения дебита флюида в данных скважинах известный способ не раскрывает возможность достижения результата, так как не описывает возможность измерения дебита скважины в приведенных примерах реализации способа.However, for measuring the flow rate of the fluid in these wells, the known method does not reveal the possibility of achieving the result, since it does not describe the possibility of measuring the flow rate of the well in the given examples of the method implementation.

Техническим результатом заявляемого способа является раскрытие возможности применения известного способа для получения результатов, связанных с измерением дебита скважин.The technical result of the proposed method is to disclose the possibility of using the known method to obtain results related to measuring the flow rate of wells.

Указанный технический результат в способе определения поинтервального притока флюида в нефтегазовых скважинах, включающем использование распределенных внутри скважины источников изменения температуры флюида и датчиков измерения изменения этой температуры, по которым определяют характеристики притока пластового флюида, достигается тем, что перед началом измерения осуществляют остановку скважины, после чего выполняют изменение температуры флюида, путем, путем создания тепловой метки с помощью нагревателя в виде обмотки греющего кабеля, расположенного на осесимметричных мандрелях в рабочих зонах, и распределенного датчика температуры в виде оптоволокна расположенного на осесимметричных мандрелях между кольцами греющего кабеля или кольцами расположенными после греющего кабеля, а затем, через интервал времени достаточный для появления тепловых меток в данной рабочей зоне, осуществляют запуск скважины, после чего измеряют скорость движения созданных тепловых меток в стволе скважины в определенной рабочей зоне, а по скорости движения указанных меток и заранее известному диаметру трубы скважины определяют дебит в различных рабочих зонах притока флюида, а за дебит скважины принимают результат, полученный в ближайшей рабочей зоне с максимальным дебитом перед устьем скважины.The specified technical result in the method for determining interval fluid inflow in oil and gas wells, including the use of sources of fluid temperature change distributed inside the well and sensors for measuring this temperature change, which determine the characteristics of the formation fluid inflow, is achieved by the fact that the well is stopped before the measurement starts, after which change the temperature of the fluid, by creating a heat mark using a heater in the form of a heating cable winding located on axisymmetric mandrels in the working zones, and a distributed temperature sensor in the form of an optical fiber located on axisymmetric mandrels between the heating cable rings or rings located after the heating cable, and then, after an interval of time sufficient for the appearance of thermal marks in this working zone, the well is started, after which the speed of movement of the created thermal marks in the wellbore is measured to determine The flow rate in different working zones of the fluid inflow is determined by the speed of movement of these marks and the previously known diameter of the well pipe, and the well flow rate is taken as the result obtained in the nearest working zone with the maximum flow rate in front of the wellhead.

Заявляемый способ позволяет сформировать в насосно-компрессорной трубе (НКТ) в рабочей зоне или рабочих зонах, эффективные тепловые метки, по скорости движения полученных меток в измеряемых рабочих зонах, определить дебит притока в них флюида, выявить зону с максимальным притоком и измерить фактический дебит скважины.The inventive method makes it possible to form in the tubing (tubing) in the working zone or working zones, effective thermal marks, according to the speed of movement of the received marks in the measured working zones, to determine the flow rate of the fluid inflow in them, to identify the zone with the maximum inflow and to measure the actual flow rate of the well ...

Перспективно определять момент запуска скважины по созданной внутри нее тепловой метки, наблюдаемой в режиме остановленной скважины, в случае расположения оптоволокна на осесимметричных мандрелях между кольцами греющего кабеля.It is promising to determine the moment of well start-up by the thermal mark created inside it, observed in the shut-in well mode, in the case of the location of the optical fiber on axisymmetric mandrels between the heating cable rings.

Выгодно располагать витки оптоволокно после греющего кабеля, так как в этом случае при сохранении мощности греющего кабели на определенной длине удается больше создать градиент температуры флюида.It is advantageous to place the turns of the optical fiber after the heating cable, since in this case, while maintaining the power of the heating cables at a certain length, it is possible to create a more fluid temperature gradient.

Целесообразно в качестве рабочей зоны выбирать зону между двумя ближайшими участками перфорированной трубы, либо зону между двумя участками перфорированной трубы, для локализации участка с максимальным притоком флюида в трубе НКТ.It is advisable to select the zone between the two nearest sections of the perforated pipe as the working zone, or the zone between the two sections of the perforated pipe, to localize the section with the maximum fluid flow in the tubing pipe.

Выгодно, определение дебитов зон скважины проводить путем измерения скорости движения по ним тепловой метки, по заранее известному диаметру трубы скважины.It is advantageous to determine the flow rates of the well zones by measuring the speed of movement of the heat mark along them, according to the previously known diameter of the well pipe.

Таким образом, заявляемый способ позволяет внутри мандрели, создавать распределенный источник нагрева флюида совмещенный с распределенным датчиком измерения температуры, что позволяет контролировать тепловую метку по мере ее появления внутри остановленной скважины для определения интервального дебита флюида не только скважины в целом, но и отдельных ее рабочих зон, с максимальным притоком флюида в НКТ, что не имеет аналогов среди известных способов измерения дебита, а значит, соответствует критерию «изобретательский уровень».Thus, the inventive method allows inside the mandrel to create a distributed source of fluid heating combined with a distributed temperature measurement sensor, which makes it possible to control the thermal mark as it appears inside the shut-in well to determine the interval fluid flow rate of not only the well as a whole, but also its individual working zones , with the maximum inflow of fluid into the tubing, which has no analogues among the known methods of measuring the flow rate, and therefore meets the criterion of "inventive step".

На фиг. 1 - 2, представлены рисунки, поясняющие, сущность заявляемого способа.FIG. 1 - 2, pictures are presented that explain the essence of the proposed method.

На фиг. 1 представлен фрагмент скважины, где: 1 - скважина; 2 - НКТ; 3 - затрубное пространство; 4 - пакер хвостовика; 5а - 5n - перфорированные трубы; 6а - 6n - тепловые метки; 7а - 7n - мандрели с греющим кабелем; 8 - электрический провод для питания греющего кабеля; 9 - оптоволокно.FIG. 1 shows a fragment of a well, where: 1 - well; 2 - tubing; 3 - annular space; 4 - liner packer; 5a - 5n - perforated pipes; 6а - 6n - thermal marks; 7а - 7n - mandrels with a heating cable; 8 - electric wire for heating cable supply; 9 - fiber optic.

На фиг. 2 представлен фрагмент осесимметричной мандрели 7а, где: обмотка греющего кабеля 10 и обмотка оптоволокна 11 расположены между кольцами друг друга; 12 - тепловая метка; 13 - газлифтная мандрель.FIG. 2 shows a fragment of an axisymmetric mandrel 7a, where: the heating cable winding 10 and the optical fiber winding 11 are located between the rings of each other; 12 - thermal mark; 13 - gas lift mandrel.

На фиг. 3 представлен фрагмент осесимметричной мандрели 7а, где: обмотка греющего кабеля 14 и обмотка оптоволокна 15, расположены кольцами последовательно друг за другом. Внутри обмотки греющего кабеля 14 изображена тепловая метка 16; 17 - газлифтная мандрель.FIG. 3 shows a fragment of an axisymmetric mandrel 7a, where: heating cable winding 14 and optical fiber winding 15 are arranged in rings in series one after another. A heat mark 16 is shown inside the heating cable winding 14; 17 - gas lift mandrel.

Заявляемое устройство, представленное на фиг. 1 и фиг. 2 работает следующим образом.The inventive device shown in FIG. 1 and FIG. 2 works as follows.

Перед началом измерения осуществляют остановку скважины 1, после чего выполняют изменение температуры флюида, за счет создания тепловой метки 12 с помощью нагревателя в виде обмотки греющего кабеля 10 в мандрелях 7а-7n, запитываемого при помощи электрического провода 8 в определенной рабочей зоне, например, ограниченной двумя перфорированными участками трубы НКТ 5а-5б. В это время при помощи оптоволокна 9, наблюдает за появлением тепловой метки 12 (фиг. 2) или тепловых меток 6а - 6n (фиг. 1) в определенных рабочих зонах между перфорированными трубами 5а - 5n, с контрастом, достаточным для дальнейших измерений. После этого, осуществляют запуск скважины 1, после чего измеряют скорость движения созданных тепловых меток 6а - 6n в стволе скважины в определенной рабочей зоне между перфорированными трубами 5а - 5n, а по скорости движения указанных меток и заранее известному диаметру трубы скважины определяют дебит в различных рабочих зонах притока флюида, а за дебит скважины принимают результат, полученный в ближайшей рабочей зоне с максимальным дебитом перед устьем скважины 1.Before the start of the measurement, the well 1 is stopped, after which the temperature of the fluid is changed, by creating a thermal mark 12 using a heater in the form of a heating cable winding 10 in mandrels 7a-7n, powered by an electric wire 8 in a certain working area, for example, limited two perforated sections of tubing tubing 5a-5b. At this time, using the optical fiber 9, he monitors the appearance of a thermal mark 12 (Fig. 2) or thermal marks 6a - 6n (Fig. 1) in certain working zones between the perforated pipes 5a - 5n, with a contrast sufficient for further measurements. After that, well 1 is launched, after which the speed of movement of the created thermal marks 6a - 6n in the wellbore is measured in a certain working zone between the perforated pipes 5a - 5n, and the rate of movement of these marks and the previously known diameter of the well pipe is determined by the flow rate in various workers zones of fluid inflow, and the well flow rate is taken as the result obtained in the nearest working zone with the maximum flow rate in front of the wellhead 1.

Аналогичным образом работает заявляемое устройство, представленное на фиг. 1 и фиг. 3. Отличием от вышеприведенного варианта будет являться то, что обмотка оптоволокна 15, будет фиксировать до запуска скважины не всю созданную метку, а только начало тепловой метки 16. При этом сама тепловая метка 16 будет иметь повышенный контраст по сравнению с тепловой меткой 12 за счет более высокой плотности витков обмотки 14 греющего кабеля. После запуска скважины вся работа происходит аналогично предыдущему случаю.The inventive device shown in FIG. 1 and FIG. 3. The difference from the above option will be that the winding of the fiber optic 15, will not fix the entire created mark, but only the beginning of the thermal mark 16. Before the well is started, the thermal mark 16 itself will have an increased contrast in comparison with the thermal mark 12 due to higher density of turns of the winding 14 of the heating cable. After the well is started, all work proceeds in the same way as in the previous case.

Для проверки работоспособности заявляемого способа был разработан испытательный стенд, в котором моделировался участок создания и регистрации тепловой метки. За основу конструкции была взята труба, эмулирующая НКТ, на внутренней поверхности которой были размещены: греющий кабель, намотанный спиралью, а также участок распределенного датчика температуры в виде оптоволокна, намотанного спиралью. Мощность греющей спирали составляла 360 Вт, внутренний диаметр спирали составлял 51 мм, длина спиральной намотки греющего кабеля составляла 1 м, диаметр спиральной намотки оптоволокна равен диаметру спиральной намотки греющего кабеля, а длина спиральной намотки оптоволокна составляла 73 см с шагом намотки 1 мм. За счет нагрева греющего кабеля в течении 15 мин. была сформирована тепловая метка с градиентом 5.3 градуса.To test the performance of the proposed method, a test bench was developed, in which the site for creating and registering a thermal mark was simulated. The design was based on a pipe emulating tubing, on the inner surface of which were placed: a heating cable wound in a spiral, as well as a section of a distributed temperature sensor in the form of an optical fiber wound in a spiral. The power of the heating coil was 360 W, the inner diameter of the coil was 51 mm, the length of the spiral winding of the heating cable was 1 m, the diameter of the spiral winding of the optical fiber was equal to the diameter of the spiral winding of the heating cable, and the length of the spiral winding of the optical fiber was 73 cm with a winding pitch of 1 mm. By heating the heating cable for 15 minutes. a 5.3 degree gradient was generated.

Таким образом, заявляемый способ позволяет создать внутри мандрели, тепловую метку и по мере ее прохождения вдоль ствола скважины, контролировать, как дебит скважины в целом, так и отдельные ее рабочие зоны с максимальным притоком флюида в НКТ.Thus, the claimed method makes it possible to create a thermal mark inside the mandrel and, as it passes along the wellbore, to control both the flow rate of the well as a whole and its individual working zones with the maximum fluid flow into the tubing.

Claims (6)

1. Способ определения поинтервального притока флюида в нефтегазовых скважинах, включающий использование распределенных внутри скважины источников изменения температуры флюида и датчиков измерения изменения этой температуры, по которым определяют характеристики притока пластового флюида, отличающийся тем, что перед началом измерения осуществляют остановку скважины, после чего выполняют изменение температуры флюида путем создания тепловой метки с помощью нагревателя в виде обмотки греющего кабеля, расположенного на осесимметричных мандрелях в рабочих зонах, и распределенного датчика температуры в виде оптоволокна, расположенного на осесимметричных мандрелях между кольцами греющего кабеля или кольцами, расположенными после греющего кабеля, а затем, через интервал времени, достаточный для появления тепловых меток в данной рабочей зоне, осуществляют запуск скважины, после чего измеряют скорость движения созданных тепловых меток в стволе скважины в определенной рабочей зоне, а по скорости движения указанных меток и заранее известному диаметру трубы скважины определяют дебит в различных рабочих зонах притока флюида, а за дебит скважины принимают результат, полученный в ближайшей рабочей зоне с максимальным дебитом перед устьем скважины.1. A method for determining interval fluid inflow in oil and gas wells, including the use of sources of fluid temperature change distributed inside the well and sensors for measuring changes in this temperature, which determine the characteristics of the formation fluid inflow, characterized in that the well is stopped before the start of the measurement, after which the change is performed the temperature of the fluid by creating a heat mark using a heater in the form of a heating cable winding located on axisymmetric mandrels in the working zones, and a distributed temperature sensor in the form of an optical fiber located on axisymmetric mandrels between the heating cable rings or rings located after the heating cable, and then, after an interval of time sufficient for the appearance of heat marks in this working zone, the well is started, after which the speed of movement of the created heat marks in the wellbore in a certain working zone is measured, and the speed of two Applying these marks and a well-known diameter of the well pipe determine the flow rate in various working zones of the fluid inflow, and the well flow rate is taken as the result obtained in the nearest working zone with the maximum flow rate in front of the wellhead. 2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что момент запуска скважины определяют исходя из созданной внутри нее тепловой метки, при расположении оптоволокна на осесимметричных мандрелях между кольцами греющего кабеля.2. The method according to claim. 1, characterized in that the moment of well start-up is determined based on the thermal mark created inside it, when the optical fiber is located on axisymmetric mandrels between the heating cable rings. 3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что момент запуска скважины определяют по началу создания тепловой метки, фиксируемой распределенным оптоволоконным датчиком, расположенным после колец греющего кабеля.3. The method according to claim. 1, characterized in that the moment of well start-up is determined at the beginning of the creation of a thermal mark recorded by a distributed fiber-optic sensor located after the heating cable rings. 4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве рабочей зоны выбирают зону между двумя ближайшими участками перфорированной трубы.4. The method according to claim 1, characterized in that the zone between the two nearest sections of the perforated pipe is selected as the working zone. 5. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве рабочей зоны выбирают зону между двумя участками перфорированной трубы.5. The method according to claim 1, characterized in that the zone between two sections of the perforated pipe is selected as the working zone. 6. Способ по п. 1, отличающийся тем, что определение дебитов скважины в различных зонах проводят путем измерения скорости движения по ним тепловой метки, по заранее известному диаметру трубы скважины.6. The method according to claim. 1, characterized in that the determination of the flow rates of the well in different zones is carried out by measuring the speed of movement along them of the thermal mark, according to the previously known diameter of the well pipe.
RU2020113171A 2020-03-27 2020-03-27 Method of determining interval inflow of fluid in production wells RU2735795C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2020113171A RU2735795C1 (en) 2020-03-27 2020-03-27 Method of determining interval inflow of fluid in production wells

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2020113171A RU2735795C1 (en) 2020-03-27 2020-03-27 Method of determining interval inflow of fluid in production wells

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2735795C1 true RU2735795C1 (en) 2020-11-09

Family

ID=73398275

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2020113171A RU2735795C1 (en) 2020-03-27 2020-03-27 Method of determining interval inflow of fluid in production wells

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2735795C1 (en)

Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2108457C1 (en) * 1996-04-18 1998-04-10 Государственная акционерная научно-производственная фирма "Геофизика" Device for measuring fluid inflow in well
US6497279B1 (en) * 1998-08-25 2002-12-24 Sensor Highway Limited Method of using a heater with a fiber optic string in a wellbore
RU2391501C2 (en) * 2005-02-28 2010-06-10 Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. System and method for measuring well thermal parametres of hydrocarbon-bearing formations
RU2544923C1 (en) * 2013-12-02 2015-03-20 Общество с ограниченной ответственностью "ВОРМХОЛС" Monitoring method for horizontal or directional producers or injectors
RU2622974C2 (en) * 2015-08-19 2017-06-21 Общество с ограниченной ответственностью "ВОРМХОЛС Внедрение" Monitoring method for horizontal and directional development or injection wells
RU2698357C2 (en) * 2014-10-01 2019-08-26 Эпплайд Текнолоджиз Эссоушиэйтс, Инк. Well completion with single-wire direction system
RU2702042C1 (en) * 2018-11-21 2019-10-03 Общество с ограниченной ответственностью "Газпромнефть Научно-Технический Центр" (ООО "Газпромнефть НТЦ") Method of quantitative assessment of inflow profile in low- and medium-rate horizontal oil wells with mhfr

Patent Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2108457C1 (en) * 1996-04-18 1998-04-10 Государственная акционерная научно-производственная фирма "Геофизика" Device for measuring fluid inflow in well
US6497279B1 (en) * 1998-08-25 2002-12-24 Sensor Highway Limited Method of using a heater with a fiber optic string in a wellbore
RU2391501C2 (en) * 2005-02-28 2010-06-10 Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. System and method for measuring well thermal parametres of hydrocarbon-bearing formations
RU2544923C1 (en) * 2013-12-02 2015-03-20 Общество с ограниченной ответственностью "ВОРМХОЛС" Monitoring method for horizontal or directional producers or injectors
RU2698357C2 (en) * 2014-10-01 2019-08-26 Эпплайд Текнолоджиз Эссоушиэйтс, Инк. Well completion with single-wire direction system
RU2622974C2 (en) * 2015-08-19 2017-06-21 Общество с ограниченной ответственностью "ВОРМХОЛС Внедрение" Monitoring method for horizontal and directional development or injection wells
RU2702042C1 (en) * 2018-11-21 2019-10-03 Общество с ограниченной ответственностью "Газпромнефть Научно-Технический Центр" (ООО "Газпромнефть НТЦ") Method of quantitative assessment of inflow profile in low- and medium-rate horizontal oil wells with mhfr

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US9631478B2 (en) Real-time data acquisition and interpretation for coiled tubing fluid injection operations
US6997256B2 (en) Use of fiber optics in deviated flows
US6789937B2 (en) Method of predicting formation temperature
US7580797B2 (en) Subsurface layer and reservoir parameter measurements
EP2635770B1 (en) Distributed fluid velocity sensor and associated method
US20150122984A1 (en) Fiber optic sensing systems and methods
RU2610450C2 (en) Method of location determination
US7412881B2 (en) Fluid flowrate determination
EA033702B1 (en) Method for interpretation of distributed temperature sensors during wellbore treatment
US20110090496A1 (en) Downhole monitoring with distributed optical density, temperature and/or strain sensing
GB2408328A (en) Determining fluid hold ups using distributed fibre optic temperature sensors
US20070158064A1 (en) Method of determining a fluid inflow profile of wellbore
US20140358444A1 (en) Method of hydraulic fracture identification using temperature
CA2770296C (en) Systems and methods for monitoring a well
NO322497B1 (en) Method and system for determining fluid mass flow by distributed temperature grinding along a flow tube
US8146656B2 (en) Method to measure injector inflow profiles
WO2017074722A1 (en) Real-time data acquisition and interpretation for coiled tubing fluid injection operations
RU2735795C1 (en) Method of determining interval inflow of fluid in production wells
Karaman et al. A field trial to test fiber optic sensors for downhole temperature and pressure measurements, West Coalinga Field, California
US8011430B2 (en) Method to measure injector inflow profiles
RU2724064C1 (en) Method for determination of liquid rate in marginal wells
RU2781311C1 (en) Method for monitoring producing horizontal boreholes
SU953196A1 (en) Method of investigating oil wells
CN114635688A (en) Temperature well testing method based on distributed optical fiber
SU1680965A1 (en) A method of estimating the interval of seal failure in large-diameter casing