RU2752885C1 - Способ исследования скважин при стационарных и не стационарных режимах работы - Google Patents
Способ исследования скважин при стационарных и не стационарных режимах работы Download PDFInfo
- Publication number
- RU2752885C1 RU2752885C1 RU2020140309A RU2020140309A RU2752885C1 RU 2752885 C1 RU2752885 C1 RU 2752885C1 RU 2020140309 A RU2020140309 A RU 2020140309A RU 2020140309 A RU2020140309 A RU 2020140309A RU 2752885 C1 RU2752885 C1 RU 2752885C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- stationary
- proppant
- oil
- particles
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 23
- 238000011160 research Methods 0.000 title description 3
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims abstract description 46
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 32
- 230000005294 ferromagnetic effect Effects 0.000 claims abstract description 22
- 229920003169 water-soluble polymer Polymers 0.000 claims abstract description 15
- 230000005291 magnetic effect Effects 0.000 claims abstract description 13
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 claims abstract description 12
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 claims abstract description 10
- 239000006148 magnetic separator Substances 0.000 abstract description 11
- 238000011161 development Methods 0.000 abstract description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 15
- 239000008187 granular material Substances 0.000 description 11
- 230000031700 light absorption Effects 0.000 description 7
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 4
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 3
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 3
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 3
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 3
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 2
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 2
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- 230000001364 causal effect Effects 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 1
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 1
- 239000000700 radioactive tracer Substances 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 230000009466 transformation Effects 0.000 description 1
- 238000000844 transformation 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
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/20—Displacing by water
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
- E21B49/08—Obtaining fluid samples or testing fluids, in boreholes or wells
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Investigating Or Analyzing Materials By The Use Of Magnetic Means (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи, представленной коллектором трещинно-порового типа, а также при проведении газодинамических и гидродинамических исследований скважин с вертикальным, субгоризонтальным и горизонтальным окончанием ствола посредством непрерывной диагностики и мониторинга объемного количества потоков флюида. Для повышения точности определения объема флюида, поступающего в скважину из каждого ствола скважины, и/или из каждой трещины в единицу времени при стационарных и нестационарных режимах работы с возможностью построения профилей притока по стволу скважины в режиме реального времени при проведении мониторинга используют проппант с нанесенным на него индикаторными частицами (индикаторами), в качестве индикатора используют нанесенный на проппант маслорастворимый-водорастворимый полимер толщиной от 20 до 200 мкм, с частицами, обладающими ферромагнитными свойствами размером от 500 нм до 10 мкм, и различными оптическими свойствами в ультрафиолетовом, инфракрасном и видимом диапазонах, которые, после освобождения от проппанта, улавливают магнитным полем на магнитном сепараторе, установленном на устье скважины, и упаковывают в индивидуальные контейнеры с пометкой даты, времени их улавливания, а также дополнительными параметрами работы скважины, такими как давление на устье и дебит скважины. 3 ил.
Description
Заявляемое изобретение «Способ исследования скважин при стационарных и нестационарных режимах работы» относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи, представленной коллектором трещинно-порового типа, а также при проведении газодинамических и гидродинамических исследований скважин с вертикальным, субгоризонтальным и горизонтальным окончанием ствола посредством непрерывной диагностики и мониторинга объемного количества потоков флюида нефти, газа, воды, конденсата, и определения природы флюида из забоя скважины.
Известен способ проведения исследований газовых и газоконденсатных скважин на стационарных режимах фильтрации с использованием диафрагменного измерителя критического течения (ДИКТ) [см. Гриценко А.И. и др. «Руководство по исследованию скважин. - М.: Наука, 1995, стр. 21-22, 175-178, 487-489.], включающий остановку скважины, замер статического давления на устье и пластового давления, пуск скважины на факельную линию с определением дебита газа и конденсата на нескольких режимах работы с использованием диафрагменного измерителя критического течения ДИКТ, замер динамического давления на устье и забойного давления на каждом режиме после их стабилизации, снятие кривой стабилизации давления и кривой восстановления давления, замер температуры газа на забое и устье скважины на каждом режиме, пуск скважины в газосборный коллектор, определение коэффициентов фильтрационного сопротивления А и В. Обязательным условием исследования скважины изохронным методом является полное восстановление забойного давления между режимами, которое достигается остановкой скважины.
Существенным недостатком данного способа являются выпуски газа в атмосферу, исчисляемые миллионами кубометров, вследствие значительного времени стабилизации измеряемых параметров.
Известен способ нестационарного отбора жидкости из коллектора трещинно-порового типа, описанный в патенте RU №2695183, МПК Е21В 49/08; Е21В 43/20, опубл. 22.07.19., при котором ведут отбор жидкости из коллектора через добывающие скважины в нестационарном режиме с изменением дебита от максимального до минимального, при этом предварительно проводят гидродинамические исследования скважин для определения времени перетока жидкости из пор в трещины, наличие нестационарного режима определяют по пульсирующему изменению забойного давления при анализе кривой восстановления давления (КВД), величину максимального и минимального дебита определяют по минимальному и максимальному давлению на кривой восстановления давления КВД, при котором начинается и заканчивается пульсирующее изменение давления, и скважину выводят на стационарный режим, а продолжительность периода работы на максимальном и минимальном дебите определяют по времени завершения нестационарного режима. Скважину запускают в работу на режиме минимальной подачи с параллельным отбором проб и проведением исследований оптических свойств нефти для определения коэффициента светопоглощения, кроме того, определяют обводненность, затем проводят изменение режима работы скважины увеличением отбора и параллельно проводят отбор проб для исследования оптических свойств (коэффициента светопоглощения) нефти, далее опять проводят изменение режима работы скважины для определения коэффициента светопоглощения, а соответствующие изменения режима работы и отбор проб для исследований оптических свойств нефти проводят до достижения максимального отбора, определяемого срывом подачи насоса, по результатам исследований определяют режим работы, соответствующий минимальному коэффициенту светопоглощения нефти, что свидетельствует о перетоке непреобразованной нефти из матрицы в трещины, устанавливают данный режим и скважину эксплуатируют на данном режиме, выполняя периодический отбор проб нефти для контроля за оптическими свойствами и обводненностью, при увеличении коэффициента светопоглощения нефти и обводненности выше предельно допустимого уровня или дебита ниже экономической рентабельности скважину останавливают, при этом длительность периода остановки соответствует времени перетока нефти из матрицы в трещины, которое определяют по результатам проведенных гидродинамических исследований, затем скважину запускают в работу на режиме, соответствующем минимальному коэффициенту светопоглощения. Проведение исследований оптических свойств нефти для определения коэффициента светопоглощения в комплексе с определением обводненности позволило бы более точно оценить продолжительность отбора жидкости через добывающие скважины в нестационарном режиме, с учетом и оценкой длительности перетока непреобразованной, ранее не охваченной воздействием нефти из матрицы в трещины.
Однако, данный способ нестационарного отбора жидкости из коллектора трещинно-порового типа нерационален, поскольку отбор жидкости из коллектора ведут через добывающие скважины в нестационарном режиме с изменением дебита от максимального до минимального, предварительно проводя при этом гидродинамические исследования скважин для определения времени перетока жидкости из пор в трещины, а пульсирующее изменение забойного давления при анализе кривой восстановления давления (КВД) и величина максимального и минимального дебита по минимальному и максимальному давлению, при котором начинается и заканчивается пульсирующее изменение давления, на кривой (КВД) определяется со значительными погрешностями.
Данный недостаток обусловлен тем, что с учетом того, что конструкция забоя скважины может иметь вертикальную, горизонтальную, многозабойную конструкцию, с обсаженным или открытым стволом, с применением одностадийного или многостадийного гидроразрыва продуктивного пласта и применение такой конструкции не имеет ограничений по количеству стадий, количеству стволов забоя скважины и их конфигурации и траектории бурения, способов вскрытия пласта и т.д., известный способ нестационарного отбора жидкости из коллектора трещинно-порового типа для определения объема флюида, поступающего в скважину из каждого ствола скважины, является нерациональным.
Технической проблемой заявляемого изобретения «Способ исследования скважин при стационарных и нестационарных режимах работы» является определение объема флюида, поступающего в скважину из каждого ствола скважины, из каждой трещины в единицу времени, а также эффективной дренируемой длины горизонтального участка скважины, с определением динамических параметров дренируемости трещин.
Техническим результатом заявляемого изобретения «Способ исследования скважин при стационарных и нестационарных режимах работы» является повышение точности определения объема флюида, поступающего в скважину из каждого ствола скважины, и/или из каждой трещины в единицу времени при стационарных и нестационарных режимах работы с возможностью построения профилей притока по стволу скважины в режиме реального времени.
Поставленный технический результат достигается тем, что в известном способе исследования скважин при стационарных и нестационарных режимах работы, в котором при проведении мониторинга используют проппант с нанесенным на него индикаторными частицами (индикаторами), согласно изобретению, в качестве индикатора, используют нанесенный на проппант, маслорастворимый-водорастворимый полимер толщиной от 20 до 200 мкм, с частицами, обладающими ферромагнитными свойствами размером от 500 нм до 10 мкм, и различными оптическими свойствами в ультрафиолетовом, инфракрасном и видимом диапазонах, которые, после освобождения от проппанта, улавливают магнитным полем на устройстве, установленном на устье скважины, и упаковывают в индивидуальные контейнеры с пометкой даты, времени их улавливания, а также дополнительными параметрами работы скважины, такими как давление на устье и дебит скважины.
Между отличительными свойствами и заявленным техническим результатом существует следующая причинно - следственная связь.
В отличие от аналогов и прототипа проведение исследования скважин при стационарных и нестационарных режимах работы с использованием при проведении мониторинга проппанта, с нанесенными на него индикаторными частицами (индикаторами), который покрывают маслорастворимым-водорастворимым полимером (ГЛБ от 3 до 15) толщиной от 20 до 200 мкм и частицами, обладающими ферромагнитными свойствами размером от 500 нм до 10 мкм, и имеющими различные оптические свойства в диапазоне 10 нм до 10-4 м, что позволяет улавливать на устье скважины с помощью магнитного устройства упомянутые частицы размером от 500 нм до 10 мкм обладающие ферромагнитными свойствами и свойствами видимости в ультрафиолетовом, инфракрасном и видимых диапазонах. Таким образом, улавливание магнитным устройством на устье скважины, освободившихся от проппанта частиц, обладающих ферромагнитными свойствами, с одновременной конгруэнтной фиксацией расхода флюида в момент улавливания этих обладающих ферромагнитными свойствами частиц, с последующей упаковкой их в индивидуальные контейнеры с пометкой времени их улавливания, позволит не только определить объем флюида в единицу времени, поступающего в скважину из каждой трещины и/или ствола скважины и из каждой трещины этого ствола в многозабойной скважине, но также и с высокой степенью точности определить гидродинамически дренируемой длины участка скважины, с определением динамических параметров дренируемости трещин, что позволит решить техническую проблему и обеспечить возможность определения объема флюида, поступающего в скважину из каждого ствола скважины, из каждой трещины в единицу времени, а также эффективной дренируемой длины горизонтального участка скважины, с определением динамических параметров дренируемости трещин, и достичь поставленный технический результат, а именно, повысить точность определения объема флюида, поступающего в скважину из каждого ствола скважины, и/или из каждой трещины в единицу времени при стационарных и нестационарных режимах работы скважины с возможностью построения профилей притока по стволу скважины в режиме реального времени.
Проведенный заявителем анализ уровня техники, включающий поиск по патентным и научно-техническим источникам информации и выявление источников, содержащих сведения об аналогах заявленного изобретения «Способ исследования скважин при стационарных и нестационарных режимах работы» позволил установить, что заявитель не обнаружил источник, характеризующийся признаками, тождественными совокупности всех существенных признаков заявленного изобретения «Способ исследования скважин при стационарных и нестационарных режимах работы» т.е. по имеющимся у заявителя сведениям, совокупность существенных признаков заявляемого изобретения не известна из уровня техники. Определение из перечня выявленных аналогов прототипа, как наиболее близкого по совокупности признаков аналога, позволил выявить отличительные признаки в заявляемом изобретении, а именно то, что в качестве индикатора, следует использовать нанесенный на проппант, маслорастворимый-водорастворимый полимер толщиной до 20 мкм, с частицами, обладающими ферромагнитными свойствами размером от 500 нм до 10 мкм, и свойствами видимости в ультрафиолетовом и инфракрасном диапазонах, которые, после освобождения от проппанта, следует улавливать магнитным устройством на устье скважины и, далее упаковывать в индивидуальные контейнеры с пометкой времени их улавливания и также фиксацией расхода флюида в момент улавливания этих частиц. Следовательно, заявленное изобретение «Способ исследования скважин при стационарных и нестационарных режимах работы» соответствует критерию "новизна".
Для проверки соответствия заявленного изобретения критерию "изобретательский уровень" заявитель провел дополнительный поиск известных решений, чтобы выявить признаки, совпадающие с отличительными от прототипа признаками заявленного изобретения «Способ исследования скважин при стационарных и нестационарных режимах работы». Результаты поиска показали, что заявленное изобретение «Способ исследования скважин при стационарных и нестационарных режимах работы» не вытекают для специалиста явным образом из известного уровня техники, поскольку из уровня техники, определенного заявителем, не выявлено влияние, предусматриваемое совокупностью существенных признаков заявленного изобретения, т.е. преобразований для достижения технического результата.
Следовательно, заявленное изобретение «Способ исследования скважин при стационарных и нестационарных режимах работы» соответствует критерию "изобретательский уровень".
Таким образом, изложенные сведения свидетельствуют о выполнении при использовании заявленного изобретения технических средств, в описанных в заявке примерах конкретного выполнения, т.е. подтверждена возможность его осуществления. Технические средства, воплощающие заявляемое изобретение способны обеспечить достижение усматриваемого заявителем технического результата, а именно, определить объем флюида, поступающего в скважину из каждого ствола скважины и из каждой трещины в единицу времени, следовательно, заявленное изобретение «Способ исследования скважин при стационарных и нестационарных режимах работы», соответствует критерию "промышленная применимость".
Сущность заявляемого изобретения «Способ исследования скважин при стационарных и нестационарных режимах работы» поясняется описанием примеров конкретного выполнения и рисунками, на которых изображены:
- на рис. 1 - покрытая маслорастворимым-водорастворимым полимером частица гранулы проппанта, обтекаемая флюидом, выносящим к устью скважины индикаторные частицы и движущиеся частицы, обладающими ферромагнитными свойствами и свойствами видимости в ультрафиолетовом и инфракрасном диапазонах;
- на рис. 2 - продуктивный пласт (схематично) с глинистыми перемычками, многостадийным гидроразрывом пласта, стрещиной, образовавшейся после гидроразрыва продуктивного пласта, через которую проходит ствол скважины и включения проппанта с индикаторными частицами пласта, по которому проходит скважина и закаченный в скважину проппант, покрытый различными (указанными под номерами №1-№8) индикаторными частицами;
- на рис. 3 - гранула проппанта с индикаторными частицами; Заявленный «Способ исследования скважин при стационарных и нестационарных режимах работы» реализовывали следующим образом.
В способе исследования скважин при стационарных и нестационарных режимах работ при проведении мониторинга использовали проппант 1 (рис. 1) с нанесенным на него индикаторными частицами 2 (индикаторами), указанными на рис. 2 под номерами №1-№8. Покрытые сверху маслорастворимым-водорастворимым полимером индикаторные частицы 2 гранул проппанта 1, обтекаются флюидом 3 (рис. 1), который выносит к устью 4 скважины 5 индикаторные частицы 2 и движущиеся частицы, обладающими ферромагнитными свойствами и свойствами видимости в ультрафиолетовом и инфракрасном диапазонах. В качестве индикатора (индикаторных частиц 2) использовали нанесенный на проппант 1, маслорастворимый-водорастворимый полимер толщиной до 200 мкм, с частицами, обладающими ферромагнитными свойствами размером от 10 мкм, и различными оптическими свойствами в ультрафиолетовом, инфракрасном и видимом диапазонах. Индикаторные частицы 2 направлялись к устройству по их улавливанию магнитным полем на установленном на устье 4 скважины 5 магнитном сепараторе 6, после освобождения от проппанта 1 при гидроразрыве 7 продуктивного пласта. Улавливаемые магнитным полем и выловленные магнитным сепаратором 6 индикаторные частицы 2 гранул проппанта 1, покрытые сверху маслорастворимым-водорастворимым полимером, упаковывали в индивидуальные контейнеры с пометкой даты, времени их улавливания, а также дополнительными параметрами работы скважины, такими как, давление на устье и дебит скважины.
Пример 1. На предназначенные для гидроразрыва продуктивного пласта гранулы проппанта 1 наносили маслорастворимый-водорастворимый полимер толщиной 28 мкм с индикаторными частицами 2, обладающими ферромагнитными свойствами с медианным размером частиц - 2 мкм и заданным оптическим свойством в ультрафиолетовом диапазоне, поскольку эти свойства различаются и являются индикаторами при проведении мониторинга. Далее проводили гидроразрыв 7 продуктивного пласта (рис. 2). С учетом того, что во время работы, после гидроразрыва 7 продуктивного пласта, происходило растворение маслорастворимого - водорастворимого полимера, нанесенного на гранулы проппанта 1, индикаторные частицы 2 высвобождались от гранул проппанта 1 и, подхваченные потоком флюида 3, двигались к устью 4 скважины 5. Далее эти индикаторные частицы 2, направлялись к устройству по их улавливанию магнитным полем на установленном в устье 4 скважины 5 магнитном сепараторе 6. После чего, индикаторные частицы 2, обладающие ферромагнитными свойствами, выловленные установленным в устье 4 скважины 5 магнитным сепаратором 6, упаковывали в индивидуальные контейнеры с обязательной пометкой даты и времени их улавливания, а также фиксацией расхода флюида 3 в момент улавливания индикаторных частиц 2, обладающих ферромагнитными свойствами.
Пример 2. На предназначенные для гидроразрыва продуктивного пласта гранулы проппанта 1 наносили маслорастворимый-водорастворимый полимер толщиной 20 мкм с индикаторными частицами 2, обладающими ферромагнитными свойствами с медианным размером частиц 5 мкм и заданным оптическим свойством в ультрафиолетовом диапазоне, поскольку эти свойства различаются и являются индикаторами при проведении мониторинга. Далее проводили гидроразрыв 7 продуктивного пласта С учетом того, что во время работы, после гидроразрыва 7 продуктивного пласта, происходило растворение нанесенного на гранулы проппанта 1 маслорастворимого-водорастворимого полимера, индикаторные частицы 2 высвобождались от гранул проппанта 1 и, подхваченные потоком флюида 3, двигались к устью 4 скважины 5. Далее эти индикаторные частицы 2, направлялись к устройству по их улавливанию магнитным полем на установленном в устье 4 скважины 5 магнитном сепараторе 6. В дальнейшем, индикаторные частицы, обладающие ферромагнитными свойствами, улавливались на устье 4 скважины 5 магнитным сепаратором 6. После этого, индикаторные частицы 2, обладающие ферромагнитными свойствами, выловленные магнитным устройством, в частности, магнитным сепаратором 6 упаковывали в индивидуальные контейнеры с обязательной пометкой времени их улавливания, а также фиксацией расхода флюида 3 в момент улавливания индикаторных частиц 2, обладающих ферромагнитными свойствами.
Пример 3. На предназначенные для гидроразрыва продуктивного пласта гранулы проппанта 1 наносили маслорастворимый-водорастворимый полимер толщиной 22 мкм с индикаторными частицами 2, обладающими ферромагнитными свойствами размером 4 мкм и свойствами видимости в ультрафиолетовом и инфракрасном диапазонах, поскольку эти свойства различаются и являются индикаторами при проведении мониторинга. Далее проводили гидроразрыв 7 продуктивного пласта. С учетом того, что во время работы, после гидроразрыва 7 продуктивного пласта, происходило растворение нанесенного на проппант 1 маслорастворимого-водорастворимого полимера, то индикаторные частицы 2, высвобождались от проппанта 1 и, подхваченные потоком флюида 3, двигались к устью 4 скважины 5. Далее эти индикаторные частицы 2, направлялись к устройству по их улавливанию магнитным полем на установленном в устье 4 скважины 5 магнитном сепараторе 6. В дальнейшем, индикаторные частицы, обладающие ферромагнитными свойствами, улавливались на устье 4 скважины 5 магнитным сепаратором 6. После чего, индикаторные частицы 2, обладающие ферромагнитными свойствами, выловленные магнитным устройством, в частности, магнитным сепаратором 6, упаковывали в индивидуальные контейнеры с обязательной пометкой времени их улавливания, а также фиксацией расхода флюида 3 в момент улавливания этих индикаторных частиц 2, обладающих ферромагнитными свойствами.
Способ исследования скважин при стационарных и нестационарных режимах работы повышает точность определения объема флюида, поступающего в скважину из каждого ствола скважины, из каждой трещины в единицу времени при стационарных и нестационарных режимах работы. Таким образом, применение заявленного изобретения «Способ исследования скважин при стационарных и нестационарных режимах работы» позволит повысить точность определения объема флюида, поступающего в скважину из каждого ствола скважины, из каждой трещины в единицу времени при стационарных и нестационарных режимах работы.
Claims (1)
- Способ исследования скважин при стационарных и нестационарных режимах работы, в котором при проведении мониторинга используют проппант с нанесенными на него индикаторами, отличающийся тем, что в качестве индикатора используют нанесенный на проппант маслорастворимый-водорастворимый полимер толщиной от 20 до 200 мкм, с частицами, обладающими ферромагнитными свойствами размером от 500 нм до 10 мкм, и различными оптическими свойствами в ультрафиолетовом и инфракрасном диапазонах, которые после освобождения от проппанта улавливают магнитным устройством на устье скважины и упаковывают в индивидуальные контейнеры с пометкой даты и времени их улавливания и также фиксацией расхода флюида в момент улавливания этих частиц, а также дополнительными параметрами работы скважины, такими как давление на устье и дебит скважины.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020140309A RU2752885C1 (ru) | 2020-12-08 | 2020-12-08 | Способ исследования скважин при стационарных и не стационарных режимах работы |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020140309A RU2752885C1 (ru) | 2020-12-08 | 2020-12-08 | Способ исследования скважин при стационарных и не стационарных режимах работы |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2752885C1 true RU2752885C1 (ru) | 2021-08-11 |
Family
ID=77349077
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2020140309A RU2752885C1 (ru) | 2020-12-08 | 2020-12-08 | Способ исследования скважин при стационарных и не стационарных режимах работы |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2752885C1 (ru) |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20090087912A1 (en) * | 2007-09-28 | 2009-04-02 | Shlumberger Technology Corporation | Tagged particles for downhole application |
| RU2476670C1 (ru) * | 2011-09-15 | 2013-02-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпромнефть Научно-Технический Центр" (ООО "Газпромнефть НТЦ") | Способ определения фильтрационных свойств совместно работающих пластов (варианты) |
| RU2489569C2 (ru) * | 2007-05-15 | 2013-08-10 | ДЖОРДЖИЯ-ПЭСИФИК КЕМИКАЛЗ, ЭлЭлСи | Уменьшение выноса материалов при обработке буровых скважин |
| US20150353817A1 (en) * | 2013-01-08 | 2015-12-10 | Cidra Corporate Services, Inc. | Smart proppant technology for fracking and well production performance monitoring |
| RU2695183C1 (ru) * | 2018-10-31 | 2019-07-22 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" | Способ нестационарного отбора жидкости из коллектора трещинно-порового типа |
-
2020
- 2020-12-08 RU RU2020140309A patent/RU2752885C1/ru active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2489569C2 (ru) * | 2007-05-15 | 2013-08-10 | ДЖОРДЖИЯ-ПЭСИФИК КЕМИКАЛЗ, ЭлЭлСи | Уменьшение выноса материалов при обработке буровых скважин |
| US20090087912A1 (en) * | 2007-09-28 | 2009-04-02 | Shlumberger Technology Corporation | Tagged particles for downhole application |
| RU2476670C1 (ru) * | 2011-09-15 | 2013-02-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпромнефть Научно-Технический Центр" (ООО "Газпромнефть НТЦ") | Способ определения фильтрационных свойств совместно работающих пластов (варианты) |
| US20150353817A1 (en) * | 2013-01-08 | 2015-12-10 | Cidra Corporate Services, Inc. | Smart proppant technology for fracking and well production performance monitoring |
| RU2695183C1 (ru) * | 2018-10-31 | 2019-07-22 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" | Способ нестационарного отбора жидкости из коллектора трещинно-порового типа |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2362875C2 (ru) | Способ определения давления в подземных пластах | |
| CA2624305C (en) | Methods and systems for determining reservoir properties of subterranean formations | |
| RU2008118152A (ru) | Способы и системы для определения коллекторских свойств подземных пластов с уже существующими трещинами | |
| RU2006119432A (ru) | Способы геомеханического моделирования трещин | |
| CN110939438A (zh) | 一种利用主压裂停泵压降进行压后评估的方法 | |
| Wu et al. | Analytical interpretation of hydraulic fracturing initiation pressure and breakdown pressure | |
| CN111894560A (zh) | 一种钻井过程中随钻测漏堵漏方法 | |
| BRPI0409842A (pt) | registrador de dados contìnuo para um tanque de amostras de fundo de poço | |
| US20230184096A1 (en) | Surveillance Using Particulate Tracers | |
| Bohloli et al. | Determination of the fracture pressure from CO2 injection time-series datasets | |
| CN110043254A (zh) | 一种基于电缆地层测试资料地层有效渗透率的获取方法 | |
| Amini et al. | Application of fiber-optic temperature data analysis in hydraulic fracturing evaluation: A case study in Marcellus Shale | |
| EA039438B1 (ru) | Мониторинг состояния колонны труб | |
| RU2290507C2 (ru) | Способ определения фильтрационных параметров сложнопостроенных коллекторов и многопластовых объектов | |
| RU2752885C1 (ru) | Способ исследования скважин при стационарных и не стационарных режимах работы | |
| Ibrahim et al. | Integration of pressure-transient and fracture area for detecting unconventional wells interference | |
| Pirayesh et al. | A New Method To Interpret Fracturing Pressure—Application to Frac Pack | |
| US5492175A (en) | Method for determining closure of a hydraulically induced in-situ fracture | |
| CN112343576A (zh) | 一种利用光纤传感手段监测油气井产量的工艺方法 | |
| RU2354826C2 (ru) | Способ непрерывного дискретного отбора проб вещества метки-индикатора из газовой скважины и устройство для его осуществления | |
| RU2368772C1 (ru) | Способ мониторинга многопластовой скважины с устранением пластовых перетоков | |
| CN112360433B (zh) | 一种在水平井布置监测光纤的方法 | |
| Guo et al. | Crack propagation hypothesis and a model to calculate the optimum water-soaking period in shale gas/oil wells for maximizing well productivity | |
| Carpenter | Downhole sand-ingress detection with fiber-optic distributed acoustic sensors | |
| CN115898379A (zh) | 一种油气井全生命周期生产动态监测解释方法及应用 |