RU2753129C1 - Method for determining interval velocity and flow rate of fluid in well - Google Patents

Method for determining interval velocity and flow rate of fluid in well Download PDF

Info

Publication number
RU2753129C1
RU2753129C1 RU2020138390A RU2020138390A RU2753129C1 RU 2753129 C1 RU2753129 C1 RU 2753129C1 RU 2020138390 A RU2020138390 A RU 2020138390A RU 2020138390 A RU2020138390 A RU 2020138390A RU 2753129 C1 RU2753129 C1 RU 2753129C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
packer
pressure drop
flow rate
fluid
flow
Prior art date
Application number
RU2020138390A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Рашид Камилевич Яруллин
Рим Абдуллович Валиуллин
Айрат Рашидович Яруллин
Марат Сальманович Гаязов
Original Assignee
Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Башкирский государственный университет"
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 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Башкирский государственный университет" filed Critical Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Башкирский государственный университет"
Priority to RU2020138390A priority Critical patent/RU2753129C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2753129C1 publication Critical patent/RU2753129C1/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

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 Volume Flow (AREA)

Abstract

FIELD: oil industry.
SUBSTANCE: invention relates to the field of research of wells with working intervals of inflow or absorption, it can be used in the geophysical support of oil field development. The method for determining the interval velocity and flow rate of fluid in the well includes a series of measurements by a downhole device as it moves along the wellbore at various constant speeds, and building a graph of the dependence of the downhole device readings on the velocity of its movement based on these measurements. A hydrodynamic resistance to the flow is created by means of the downhole device packer, which provides a partial overlap of the internal section of the wellbore. The value of the pressure drop on the packer is measured using the pressure sensors of the downhole device. The measurement of the pressure drop on the packer is carried out when the downhole device moves both in the direction of flow and against the flow. Taking into account the functional dependence of the pressure drop on the packer on the velocity of the device movement ΔP=fi(Vdev), the local flow rate of fluid between the inflow/absorption intervals is determined, provided that ΔP=fi(Vdev)=0, where ΔP is the pressure drop on the device packer, Vdev is the velocity of the device movement, i=1…n is the section of the studied fluid inflow/absorption interval.
EFFECT: simplifying the technological process of well research, increasing the range of costs and expanding the range of field wells under study that have several intervals of fluid inflow/absorption.
1 cl, 3 dwg

Description

Изобретение относится к области исследования вертикальных, горизонтальных и наклонных скважин, в частности к способам определения поинтервального и суммарного расхода жидкости (вода + нефть) в скважинах с несколькими работающими интервалами притока и может быть использовано при геофизическом сопровождении разработки нефтяных месторождений, определении профиля притока в условиях многопластовых систем и контроле технического состояния скважины.The invention relates to the field of research of vertical, horizontal and inclined wells, in particular to methods for determining the interval and total fluid flow rate (water + oil) in wells with several operating intervals of inflow and can be used for geophysical support of the development of oil fields, determining the inflow profile under conditions multilayer systems and well technical condition monitoring.

Известен способ определения скорости потока жидкости в скважине, включающий движение скважинного прибора вдоль ствола остановленной скважины с различными постоянными скоростями, регистрацию показаний скважинного прибора и скорости его движения, на основании которых строится градуировочная характеристика скважинного прибора, где скорость потока жидкости определяется с учетом градуировочной характеристики и зарегистрированной в работающей скважине расходограммы. В качестве скважинного прибора используется механический расходомер с турбинкой (Абрукин А.Л. Потокометрия скважин. М., «Недра», 1978, с. 180-184).There is a known method for determining the flow rate of a fluid in a well, including the movement of a downhole tool along the borehole of a stopped well at various constant speeds, recording the readings of the downhole tool and its speed, on the basis of which the calibration characteristic of the downhole tool is built, where the flow rate of the fluid is determined taking into account the calibration characteristics and flow chart recorded in a working well. A mechanical flow meter with a turbine is used as a downhole tool (Abrukin A.L. Well flow measurement. M., Nedra, 1978, pp. 180-184).

Недостатком данного способа являются:The disadvantages of this method are:

- необходимость в остановке работы скважины, что в целом усложняет технологический процесс;- the need to shut down the well, which generally complicates the technological process;

- необходимость в обязательной градуировке расходомера, что также усложняет технологический процесс;- the need for mandatory calibration of the flow meter, which also complicates the technological process;

- погрешность в определении скорости потока из-за изменения скорости вращения турбинки расходомера вследствие механического загрязнения датчика расхода;- error in determining the flow rate due to a change in the rotation speed of the flow meter turbine due to mechanical contamination of the flow sensor;

- погрешность в определении скорости потока из-за влияния на скорость вращения турбинки расходомера гравитационного расслоения потока жидкости при проведении работ в горизонтальных и наклонных скважинах;- error in determining the flow rate due to the effect of gravity stratification of the fluid flow on the rotation speed of the flow meter turbine during operations in horizontal and inclined wells;

- погрешность в определении скорости потока из-за влияния на скорость вращения турбинки расходомера угла наклона скважины при проведении работ в наклонных скважинах.- error in determining the flow rate due to the influence of the well inclination angle on the rotation speed of the flow meter turbine when working in deviated wells.

Наиболее близким по технической сущности к заявляемому изобретению является способ определения скорости потока жидкости в скважине с малыми расходами, включающий серию измерений скважинным прибором при его движении вдоль ствола скважины по направлению потока с различными постоянными скоростями, затем проведение измерения в точке в остановленной скважине и построение на основании этих измерений аппроксимирующего графика зависимости показаний скважинного прибора от скорости его движения в работающей скважине до пересечения с графиком зависимости показания скважинного прибора в остановленной скважине, где по точке пересечения этих зависимостей определяют скорость потока жидкости в скважине. В качестве скважинного прибора используется термодебитомер (RU 2441153, Е21В 47/10, G01P 5/10). Недостатком данного способа являются:The closest in technical essence to the claimed invention is a method for determining the fluid flow rate in a well with low flow rates, including a series of measurements with a downhole tool as it moves along the wellbore in the direction of flow at various constant velocities, then measuring at a point in a stopped well and plotting on On the basis of these measurements, the approximating graph of the dependence of the readings of the downhole tool on the speed of its movement in the operating well until it intersects the graph of the dependence of the readings of the downhole tool in the shut-in well, where the fluid flow rate in the well is determined from the point of intersection of these dependencies. A thermal rate meter (RU 2441153, Е21В 47/10, G01P 5/10) is used as a downhole tool. The disadvantages of this method are:

- необходимость в остановке работы скважины, что в целом усложняет технологический процесс;- the need to shut down the well, which generally complicates the technological process;

- погрешность в определении скорости потока из-за инерционности теплообмена между датчиком термодебитомера и жидкостью;- error in determining the flow rate due to the inertia of the heat exchange between the temperature meter sensor and the liquid;

- погрешность в определении скорости потока из-за влияния состава скважинной жидкости на условия теплообмена между датчиком термодебитомера и жидкостью;- error in determining the flow rate due to the influence of the composition of the well fluid on the conditions of heat exchange between the temperature meter sensor and the fluid;

- погрешность в определении скорости потока из-за влияния на показания датчика термодебитомера гравитационного расслоения потока жидкости при проведении работ в горизонтальных и наклонных скважинах;- the error in determining the flow rate due to the effect of gravity stratification of the fluid flow on the readings of the temperature meter sensor during work in horizontal and inclined wells;

- погрешность в определении скорости потока, связанная с экстраполяцией графика зависимости показаний скважинного прибора от скорости его движения.- the error in determining the flow rate associated with the extrapolation of the graph of the dependence of the readings of the downhole tool on the speed of its movement.

Задача, на решение которой направлено заявляемое техническое решение, состоит в упрощении технологического процесса исследования скважин, повышении диапазона расходов и расширении номенклатуры исследуемых промысловых скважин, имеющих несколько интервалов притока/поглощения жидкости.The problem to be solved by the claimed technical solution consists in simplifying the technological process of well testing, increasing the range of flow rates and expanding the range of investigated production wells with several intervals of fluid inflow / loss.

Данная задача достигается за счет того, что в предлагаемом способе определения поинтервальной скорости и расхода жидкости в скважине, включающем серию измерений скважинным прибором при его движении вдоль ствола скважины с различными постоянными скоростями в диапазоне от минимально возможной до максимально возможной для данного геофизического подъемника, построение на основании этих измерений графика зависимости показаний скважинного прибора от скорости его движения, создают искусственное гидродинамическое сопротивление потоку посредством пакера скважинного прибора, обеспечивающего частичное перекрытие внутреннего сечения ствола скважины, замеряют величину перепада давления на пакере с помощью датчиков давления скважинного прибора, причем измерение перепада давления на пакере осуществляют как при движении скважинного прибора по направлению потока, так и против потока, с учетом функциональной зависимости перепада давления на пакере от скорости движения прибора ΔP=fi(Vпр) определяют локальную скорость потока жидкости между интервалами притока/поглощения при условии, когда ΔP=fi(Vпр)=0, где ΔP - перепад давления на пакере прибора, Vпр - скорость движения прибора, i=1...n - участок исследуемого интервала притока/поглощения жидкости.This task is achieved due to the fact that in the proposed method for determining the interval velocity and fluid flow rate in the well, which includes a series of measurements with a downhole tool as it moves along the wellbore at various constant speeds in the range from the lowest possible to the highest possible for a given geophysical lift, the construction is based on On the basis of these measurements, the graph of the dependence of the readings of the downhole tool on the speed of its movement, create an artificial hydrodynamic resistance to the flow by means of the packer of the downhole tool, which provides partial overlap of the inner section of the wellbore, measure the value of the pressure drop across the packer using pressure sensors of the downhole tool, and measure the pressure drop across the packer is carried out both when the downhole tool moves in the direction of flow, and against the flow, taking into account the functional dependence of the pressure drop across the packer on the speed of the tool ΔP = f i (Vpr), determine the lock the actual fluid flow rate between the inflow / loss intervals provided that ΔP = f i (Vpr) = 0, where ΔP is the pressure drop across the tool packer, Vpr is the tool movement speed, i = 1 ... n is the section of the investigated inflow interval / liquid absorption.

Техническим результатом заявляемого изобретения является снижение эксплуатационных затрат, расширение рабочего диапазона по расходу и повышение точности определения поинтервального распределения скорости потока, поинтервального и суммарного расхода жидкости. Изобретение поясняется рисунками, где:The technical result of the claimed invention is to reduce operating costs, expand the operating range for the flow rate and improve the accuracy of determining the interval distribution of the flow rate, the interval and total flow rate of the liquid. The invention is illustrated by drawings, where:

- на фиг. 1 представлена общая схема способа определения скорости потока жидкости, где 1 - скважинный прибор, 2 - пакер прибора, 3 - скважина, Vпот - скорость потока жидкости, Vпр - скорость движения прибора;- in Fig. 1 shows a general diagram of a method for determining the fluid flow rate, where 1 is a downhole tool, 2 is a tool packer, 3 is a well, Vpot is the fluid flow rate, Vpr is the speed of the tool;

- на фиг. 2 представлена в графическом виде схема проведения измерений в стволе скважины, имеющей рабочие интервалы притока;- in Fig. 2 is a graphical representation of a measurement scheme in a wellbore with working flow intervals;

- на фиг. 3 представлен в графическом виде алгоритм расчета скорости потока.- in Fig. 3 is a graphical representation of an algorithm for calculating the flow rate.

Способ определения скорости потока скважинной жидкости (вода + нефть) осуществляется следующим образом. Скважинный прибор 1 с помощью геофизического подъемника известными способами доставляют в исследуемую область скважины 3, имеющую работающие интервалы H1 - Н2, Н2 - Н3 и Н3 - Н4 с притоками/поглощениями Q2, Q3 и Q4, раскрывают пакер 2 прибора, искусственно создавая тем самым гидродинамическое сопротивление потоку жидкости. Пакер 2 при этом частично, а не полностью перекрывает внутреннее сечение ствола скважины 3 и не препятствует движению прибора вдоль ствола скважины. Сужение проточной части ствола скважины 3 пакером 2 инициирует появление перепада давления ΔP на пакере, которое измеряется с помощью датчиков давления, размещенных в корпусе скважинного прибора 1 (на фиг. 1 датчики давления не показаны).The method for determining the flow rate of the well fluid (water + oil) is carried out as follows. The downhole tool 1 using a geophysical lift by known methods is delivered to the investigated area of the well 3, which has working intervals H 1 - H 2 , H 2 - H 3 and H 3 - H 4 with inflows / losses Q 2 , Q 3 and Q 4 , open packer 2 of the device, thereby artificially creating hydrodynamic resistance to the fluid flow. In this case, the packer 2 partially, but not completely, overlaps the inner section of the wellbore 3 and does not interfere with the movement of the tool along the wellbore. The narrowing of the flowing part of the wellbore 3 by the packer 2 initiates the appearance of a pressure drop ΔP across the packer, which is measured using pressure sensors located in the body of the downhole tool 1 (pressure sensors are not shown in Fig. 1).

Далее с помощью геофизического подъемника осуществляют движение (протяжку) скважинного прибора 1 вдоль ствола скважины по направлению потока с некоторой постоянной скоростью+V1 (знак плюс указывает на движение по направлению потока), захватывая при этом работающие интервалы H1 - Н2, Н2 - Н3 и Н3 - Н4 с притоками/поглощениями Q2, Q3 и Q4 и одновременно измеряя и регистрируя перепад давления ΔP на пакере. После завершения прохода рабочих интервалов притока/поглощения осуществляют реверс в протяжке скважинного прибора. Теперь уже движение прибора происходит против направления потока с той же постоянной скоростью - V1 (знак минус указывает на движение против направления потока), захватывая при этом те же работающие интервалы H1 - Н2, Н2 - Н3 и Н3 - Н4 с притоками/поглощениями Q2, Q3 и Q4 и одновременно измеряя и регистрируя перепад давления ΔP на пакере.Then, using a geophysical elevator, the downhole tool 1 is moved (pulled) along the wellbore in the direction of flow at a certain constant speed + V 1 (the plus sign indicates movement in the direction of flow), while capturing the working intervals H 1 - H 2 , H 2 - H 3 and H 3 - H 4 with inflows / losses Q 2 , Q 3 and Q 4 and at the same time measuring and recording the pressure drop ΔP across the packer. After the completion of the passage of the working intervals of inflow / loss, the reverse is carried out in the broach of the downhole tool. Now the device moves against the direction of the flow with the same constant speed - V 1 (the minus sign indicates movement against the direction of the flow), while capturing the same working intervals H 1 - Н 2 , Н 2 - Н 3 and Н 3 - Н 4 with inflows / losses Q 2 , Q 3 and Q 4 and at the same time measuring and recording the differential pressure ΔP across the packer.

После завершения цикла измерения и регистрации перепада давления ΔP на пакере при движении прибора с постоянной скоростью V1 по направлению потока и против потока осуществляют протяжку прибора с другими постоянными скоростями V2, V3, V4, и V5. Практика показывает, что достаточно выбрать не более пяти значений скоростей движения скважинного прибора Vпр в диапазоне от минимально возможной до максимально возможной при использовании данного геофизического подъемника.After the completion of the measurement cycle and registration of the pressure drop ΔP across the packer when the tool moves at a constant speed V 1 in the direction of flow and against the flow, the tool is pulled at other constant speeds V 2 , V 3 , V 4 , and V 5 . Practice shows that it is enough to select no more than five values of the speeds of movement of the downhole tool V pr in the range from the minimum possible to the maximum possible when using this geophysical lift.

На фиг. 2 представлена в графическом виде схема проведения измерений при движении прибора с различными постоянными скоростями V1, V2, V3, V4 и V5 по направлению потока и против потока (для краткости против потока представлены только скорости V1, V2, где по оси ординат отложены показания скважинного прибора (перепад давления ΔP на пакере), а по оси абсцисс протяженность H исследуемой области скважины с указанием рабочих интервалов H1 - Н2, Н2 - Н3 и Н3 - Н4 с притоками/поглощениями Q2, Q3 и Q4.FIG. 2 is a graphical representation of the measurement scheme when the device moves with different constant velocities V 1 , V 2 , V 3 , V 4 and V 5 in the direction of flow and upstream (for brevity, only the velocities V 1 , V 2 are shown upstream, where the ordinate shows the readings of the downhole tool (pressure drop ΔP across the packer), and the abscissa shows the length H of the investigated area of the well, indicating the working intervals H 1 - Н 2 , Н 2 - Н 3 and Н 3 - Н 4 with inflows / losses Q 2 , Q 3 and Q 4 .

На основании данных измерений строят график зависимости показаний скважинного прибора (перепад давления ΔP на пакере) от скорости движения прибора ΔP=f(Vпр) между работающими интервалами на глубинах H1, Н2, Н3, Н4, а скорость потока жидкости определяют из полученной зависимости, при которой перепад давления на пакере равен нулю (см. фиг. 3). Равенство нулю перепада давления ΔP на пакере будет означать, что скорость движения прибора Vпр совпадает со скоростью потока Vпот (Vпр=Vпот). В свою очередь скорость движения скважинного прибора контролируется и измеряется известными способами и устройствами наземной геофизической станции.Based on the measurement data, a graph of the dependence of the readings of the downhole tool (pressure drop ΔP on the packer) on the speed of the tool ΔP = f (V pr ) between the working intervals at depths H 1 , H 2 , H 3 , H 4 is plotted, and the fluid flow rate is determined from the obtained dependence, at which the pressure drop across the packer is equal to zero (see Fig. 3). Equality to zero of the pressure drop ΔP on the packer will mean that the speed of the device V pr coincides with the flow rate V sweat (V pr = V sweat ). In turn, the speed of movement of the downhole tool is controlled and measured by known methods and devices of a ground geophysical station.

Поинтервальный и суммарный расход жидкости рассчитывается с учетом внутреннего диаметра ствола скважины и измеренной скорости прибора из выражения

Figure 00000001
где S - внутреннее сечение ствола скважины,
Figure 00000002
- скорость движения прибора при перепаде давления на пакере равном нулю.The interval and total fluid flow rate is calculated taking into account the inner diameter of the wellbore and the measured speed of the tool from the expression
Figure 00000001
where S is the inner section of the wellbore,
Figure 00000002
- the speed of the device when the pressure drop across the packer is equal to zero.

Предложенный способ определения скорости потока жидкости позволяет существенно снизить эксплуатационные затраты на проведение исследования скважин, поскольку исключает из технологического процесса такие присущие известным способам операции, как остановка скважины, градуировка скважинного прибора и использование для градуировки прибора гидродинамической модели скважины. Кроме этого, предложенный способ позволяет повысить точность определения скорости потока, поскольку, во-первых, используемый принцип, основанный на измерении перепада давления на месте искусственно созданного гидродинамического сопротивления лишен недостатков, присущих известным способам, использующих механические расходомеры с турбинкой и термодебитомеры.The proposed method for determining the fluid flow rate can significantly reduce the operating costs of conducting well testing, since it excludes from the technological process such operations inherent in known methods as stopping a well, calibrating a downhole tool and using a hydrodynamic model of a well for calibration of the tool. In addition, the proposed method makes it possible to increase the accuracy of determining the flow rate, since, firstly, the principle used, based on measuring the pressure drop at the place of an artificially created hydrodynamic resistance, is devoid of the disadvantages inherent in known methods using mechanical flow meters with a turbine and thermal flow meters.

Claims (1)

Способ определения поинтервальной скорости и расхода жидкости в скважине, включающий серию измерений скважинным прибором при его движении вдоль ствола скважины с различными постоянными скоростями, построение на основании этих измерений графика зависимости показаний скважинного прибора от скорости его движения, отличающийся тем, что создают искусственно гидродинамическое сопротивление потоку посредством пакера скважинного прибора, обеспечивающего частичное перекрытие внутреннего сечения ствола скважины, замеряют величину перепада давления на пакере с помощью датчиков давления скважинного прибора, причем измерение перепада давления на пакере осуществляют как при движении скважинного прибора по направлению потока, так и против потока, с учетом функциональной зависимости перепада давления на пакере от скорости движения прибора ΔP=fi(Vпр) определяют локальную скорость потока жидкости между интервалами притока/поглощения при условии, когда ΔP=fi(Vпр)=0, где ΔΡ - перепад давления на пакере прибора, Vпр - скорость движения прибора, i=1…n - участок исследуемого интервала притока/поглощения жидкости.A method for determining interval velocity and fluid flow rate in a well, including a series of measurements with a downhole tool as it moves along the wellbore at various constant speeds, plotting on the basis of these measurements a graph of the dependence of the readings of a downhole tool on the speed of its movement, characterized in that artificially create hydrodynamic resistance to the flow by means of the packer of the downhole tool, which provides partial overlap of the inner section of the wellbore, the value of the pressure drop across the packer is measured using pressure sensors of the downhole tool, and the measurement of the pressure drop across the packer is carried out both when the downhole tool moves in the direction of flow and upstream, taking into account the functional the dependence of the pressure drop across the packer on the tool speed ΔP = f i (Vpr) determine the local fluid flow rate between the intervals of inflow / loss, provided that ΔP = f i (Vpr) = 0, where ΔΡ is the pressure drop across the packer e of the device, Vpr is the speed of the device, i = 1 ... n is the section of the investigated interval of inflow / absorption of liquid.
RU2020138390A 2020-11-23 2020-11-23 Method for determining interval velocity and flow rate of fluid in well RU2753129C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2020138390A RU2753129C1 (en) 2020-11-23 2020-11-23 Method for determining interval velocity and flow rate of fluid in well

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2020138390A RU2753129C1 (en) 2020-11-23 2020-11-23 Method for determining interval velocity and flow rate of fluid in well

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2753129C1 true RU2753129C1 (en) 2021-08-11

Family

ID=77349101

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2020138390A RU2753129C1 (en) 2020-11-23 2020-11-23 Method for determining interval velocity and flow rate of fluid in well

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2753129C1 (en)

Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU407037A1 (en) * 1971-12-15 1973-11-21 DEVICE FOR MEASUREMENT OF FLOW AND DENSITY OF LIQUID IN THE WELL
US3954006A (en) * 1975-01-31 1976-05-04 Schlumberger Technology Corporation Methods for determining velocities and flow rates of fluids flowing in well bore
SU1079832A1 (en) * 1982-02-26 1984-03-15 Предприятие П/Я В-8948 Down-hole flowmeter
RU2188942C2 (en) * 2000-06-02 2002-09-10 Открытое акционерное общество Научно-производственное предприятие Научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт геофизических исследований геологоразведочных скважин Downhole flowmeter
RU2339811C2 (en) * 2006-11-27 2008-11-27 Общество с Ограниченной Ответственностью "ТНГ-Групп" Instrument for pressure testing of wells
RU2399760C2 (en) * 2008-03-25 2010-09-20 Василий Фёдорович Назаров Method for determining liquid flow rate in well (versions)
RU2441153C2 (en) * 2010-01-14 2012-01-27 Василий Фёдорович Назаров Method of defining extreme fluid flow rates in well (versions)

Patent Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU407037A1 (en) * 1971-12-15 1973-11-21 DEVICE FOR MEASUREMENT OF FLOW AND DENSITY OF LIQUID IN THE WELL
US3954006A (en) * 1975-01-31 1976-05-04 Schlumberger Technology Corporation Methods for determining velocities and flow rates of fluids flowing in well bore
SU1079832A1 (en) * 1982-02-26 1984-03-15 Предприятие П/Я В-8948 Down-hole flowmeter
RU2188942C2 (en) * 2000-06-02 2002-09-10 Открытое акционерное общество Научно-производственное предприятие Научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт геофизических исследований геологоразведочных скважин Downhole flowmeter
RU2339811C2 (en) * 2006-11-27 2008-11-27 Общество с Ограниченной Ответственностью "ТНГ-Групп" Instrument for pressure testing of wells
RU2399760C2 (en) * 2008-03-25 2010-09-20 Василий Фёдорович Назаров Method for determining liquid flow rate in well (versions)
RU2441153C2 (en) * 2010-01-14 2012-01-27 Василий Фёдорович Назаров Method of defining extreme fluid flow rates in well (versions)

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US11480050B2 (en) Device and method for measuring flow velocity and flow direction and geological parameters of groundwater through cross holes of deep wells
US6629564B1 (en) Downhole flow meter
US20040026125A1 (en) Formation testing apparatus and method for optimizing draw down
CN106321065B (en) Method for quantitatively explaining output profile of horizontal gas well
MX2014006711A (en) Method for interpretation of downhole flow measurement during wellbore treatments.
US10174612B2 (en) Method for determining a water intake profile in an injection well
CN112780257A (en) Drilling fluid leakage monitoring system and monitoring method based on distributed optical fiber sensing
CN106401570A (en) Determination method of producing water for shale gas well, determination method of accumulated liquid and liquid drainage method
CN109594981B (en) Method for measuring underground layered yield
RU2751528C1 (en) Method for determining liquid flow rate in well
RU2753129C1 (en) Method for determining interval velocity and flow rate of fluid in well
CN112362121B (en) Horizontal well oil-water two-phase flow measuring method based on thermal method
CN110630243B (en) Method for determining fracturing fracture parameters based on fracturing well production data
RU2569522C1 (en) Borehole pressure determination method
CN109209357B (en) Production logging interpretation method
CN114991690B (en) Formation pressure test method and device while drilling
CN107191179A (en) A kind of Oil/gas Well hydrodynamic face method of testing
RU2651647C1 (en) Determining method for parameters of formation near zone
RU2399760C2 (en) Method for determining liquid flow rate in well (versions)
RU2441153C2 (en) Method of defining extreme fluid flow rates in well (versions)
RU2702042C1 (en) Method of quantitative assessment of inflow profile in low- and medium-rate horizontal oil wells with mhfr
RU2704068C1 (en) Method for assessment of inter-column inter-formation overflow in a well
Haws et al. State-of-the-art simultaneous downhole flow-rate and pressure measurement equipment
RU214738U1 (en) DEVICE FOR DETERMINING FLUID FLOW RATE IN A WELL
RU2728116C1 (en) Method for mutual calibration of borehole fluid temperature sensors installed on a perforating column