RU2651647C1 - Способ определения параметров ближней зоны пласта - Google Patents
Способ определения параметров ближней зоны пласта Download PDFInfo
- Publication number
- RU2651647C1 RU2651647C1 RU2017100854A RU2017100854A RU2651647C1 RU 2651647 C1 RU2651647 C1 RU 2651647C1 RU 2017100854 A RU2017100854 A RU 2017100854A RU 2017100854 A RU2017100854 A RU 2017100854A RU 2651647 C1 RU2651647 C1 RU 2651647C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- formation
- well
- zone
- pressure
- curve
- Prior art date
Links
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 38
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 21
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims abstract description 18
- 230000002500 effect on skin Effects 0.000 claims abstract description 6
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 15
- 238000012546 transfer Methods 0.000 claims description 7
- 230000008859 change Effects 0.000 claims description 5
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims description 5
- 238000002347 injection Methods 0.000 abstract description 14
- 239000007924 injection Substances 0.000 abstract description 14
- 239000007788 liquid Substances 0.000 abstract description 3
- 238000009529 body temperature measurement Methods 0.000 abstract description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 238000009530 blood pressure measurement Methods 0.000 abstract 1
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 29
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 6
- 238000012886 linear function Methods 0.000 description 6
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 5
- 238000011160 research Methods 0.000 description 4
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 4
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 3
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 3
- 230000002277 temperature effect Effects 0.000 description 3
- 238000010998 test method Methods 0.000 description 3
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 2
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 2
- YBJHBAHKTGYVGT-ZKWXMUAHSA-N (+)-Biotin Chemical compound N1C(=O)N[C@@H]2[C@H](CCCCC(=O)O)SC[C@@H]21 YBJHBAHKTGYVGT-ZKWXMUAHSA-N 0.000 description 1
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 1
- 230000004907 flux Effects 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 230000004941 influx Effects 0.000 description 1
- 230000010354 integration Effects 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 239000000523 sample Substances 0.000 description 1
- 238000011477 surgical intervention Methods 0.000 description 1
- FEPMHVLSLDOMQC-UHFFFAOYSA-N virginiamycin-S1 Natural products CC1OC(=O)C(C=2C=CC=CC=2)NC(=O)C2CC(=O)CCN2C(=O)C(CC=2C=CC=CC=2)N(C)C(=O)C2CCCN2C(=O)C(CC)NC(=O)C1NC(=O)C1=NC=CC=C1O FEPMHVLSLDOMQC-UHFFFAOYSA-N 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
- 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
-
- 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
- E21B47/06—Measuring temperature or pressure
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)
- Geophysics (AREA)
- Investigating Or Analyzing Materials Using Thermal Means (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при планировании проведения технологического воздействия на призабойную зону скважины с целью повышения приемистости нагнетательных скважин. Решается задача увеличения числа оцениваемых параметров и повышение достоверности оценки состояния ближней зоны пласта. Способ включает нагнетание жидкости в пласт при постоянном расходе, остановку скважины, измерение забойного давления и температуры, интерпретацию кривой давления методом кривой падения давления (КПД), определение проницаемости удаленной зоны пласта (k) и скин-фактора (S). Перепад давления (ΔРs) на забое определяют за счет скин-эффекта, графически находят тангенс угла наклона кривой зависимости функции изменения температуры от времени (m1n), вычисляют значения проницаемости (ks) и радиус (rs) ближней зоны пласта по математическим формулам. 5 ил., 3 табл.
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при планировании проведения технологического воздействия на призабойную зону скважины с целью повышения приемистости нагнетательных скважин.
Из уровня техники известны различные способы определения параметров призабойной и удаленной зон пласта.
Способ комплексной оценки состояния призабойной зоны пласта [патент РФ 2522579, кл. E21B 47/00, E21B 49/00, опублик. 20.07.2014] включает эксплуатацию скважины на установившемся режиме перед проведением гидродинамического исследования, гидродинамическое исследование скважины методом восстановления давления, определение забойного давления и продолжающегося притока жидкости из пласта в скважину после ее остановки и обработку результатов замеров. Способ позволяет определить параметры удаленной зоны пласта при использовании нескольких методов с учетом послепритока, в случае ухудшенного состояния призабойной зоны пласта определить размеры и свойства призабойной зоны пласта, используя определенные ранее значения проницаемости удаленной зоны пласта. Состояние призабойной и удаленной зон пласта оценивается по значениям диагностического признака, проницаемости, гидропроводности, пьезопроводности и размеров призабойной зоны пласта.
Способы, предложенные в [патент РФ 2189443, кл. E21B 47/00, опублик. 20.09.2002; патент РФ 2179637, кл. E21B 49/00, E21B 47/00, опублик. 20.02.2002], основаны на импульсной нестационарной закачке реагента. Подходы заключаются в определении накопленного расхода и работы, затрачиваемой на нестационарное течение в призабойной зоне пласта единицы расхода реагента, расчет коэффициента скин-эффекта, измерении режимов закачки реагента при достижении необходимых фильтрационных свойств призабойной зоны пласта. Данный подход позволяет определить гидропроводность, пьезопроводность, радиус призабойной зоны и коэффициент скин-эффекта для каждого замера в условиях импульсной нестационарной закачки пластовой жидкости во время каждого режима закачки.
В патенте [патент США №4799157, кл. E21B 49/00, E21B 047/00; G01F 013/00, опублик. 17.01.1989] описан способ испытания скважины для оценки проницаемости и скин-фактора двух пластов одного коллектора. Способ заключается в выполнении двух последовательных гидродинамических исследований скважины (ГДИС) путем создания депрессии на забое с перестановкой каротажного зонда и последующей интерпретацией данных о дебитах и давлениях.
Общим недостатком указанных патентов является то, что все они требуют специального оборудования или специальных операций в скважине для определения свойств призабойной зоны пласта и не используют промысловых данных по температуре.
Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ гидродинамического исследования скважин [патент США №8116980, кл. G01V 1/40; E21B 47/00, опублик. 14.12.2012], который включает закачку жидкости при постоянном расходе или смене режимов закачки и измерение забойного давления, закрытие скважины и измерение забойного давления и температуры, интерпретацию кривой давления методом кривой падения давления (КПД), определение параметров пласта (проницаемость удаленной зоны пласта, пластовое давление, общий скин-фактор, скин-фактор межфазного взаимодействия), расчет продуктивности скважины.
Недостатком известного способа является малое число измеряемых параметров, невысокая точность определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта и трудности в определении потенциала скважины.
В изобретении решается задача увеличения числа оцениваемых параметров и повышение достоверности оценки состояния ближней зоны пласта.
Техническим результатом является повышение точности определения параметров, характеризующих состояние ближней зоны пласта.
Поставленная задача решается тем, что в способе определения параметров ближней зоны пласта, включающем нагнетание жидкости в пласт при постоянном расходе, остановку скважины, измерение забойного давления и температуры, интерпретацию кривой давления методом КПД, определение проницаемости удаленной зоны пласта (k) и скин-фактора (S), согласно изобретению определяют перепад давления на забое за счет скин-эффекта (ΔPs), находят графически тангенс угла наклона кривой зависимости функции изменения температуры от времени (m1n), вычисляют значения проницаемости (ks) и радиус (rs) ближней зоны пласта по формулам
где α - коэффициент теплообмена с окружающими породами, (cρƒ) - объемная теплоемкость флюида, 
- внутренний радиус скважины, μ - вязкость жидкости.
Изобретение поясняется чертежами, где на фиг. 1 представлена схематическая иллюстрация кривой изменения температуры ΔT и аппроксимация полученной кривой линейной функцией 
; на фиг. 2 - схематическая иллюстрация разности полученной линейной функции и температурной кривой ΔT в полулогарифмических координатах; на фиг. 3 - аппроксимация промысловой кривой ΔT линейной функцией ; на фиг. 4 - производная разности полученной линейной функции и температурной кривой ΔT в полулогарифмических координатах по оси x: на фиг. 5 - разности полученной линейной функции и температурной кривой ΔT в полулогарифмических координатах по оси y.
Сущность изобретения заключается в следующем. Определение параметров призабойной зоны пласта имеет большое значение при испытании скважины на приемистость, определении потенциала скважины и планировании технологического воздействия на призабойную зону. Неточная или несвоевременно полученная информация приводит к перерасходу жидкости или к недостижению задач обработки. Анализ состояния призабойной зоны скважины позволит контролировать параметры технологического воздействия и проводить оперативное вмешательство.
Гидродинамическое исследование скважин позволяет оценить проницаемость удаленной зоны пласта, пластовое давление, значение скин-фактора, который характеризует состояние призабойной зоны пласты. Однако основной проблемой остается бесконечный набор значений проницаемости и радиуса скин-зоны, которые соответствуют определенному значению скин-фактора [1]. Стандартная методика ГДИС [2, 3] предполагает, что температура в пласте постоянна, однако замеры температуры показали, что ее значения могут изменяться существенно. Поскольку температурный фронт распространяется значительно медленнее, чем фронт давления, представляется возможным из данных по температуре, которая зависит от скорости фильтрации, градиента давления, свойств жидкости и породы, определить околоскважинные характеристики пласта, такие как радиус и проницаемость скин-зоны.
Предлагаемое изобретение осуществляется следующим образом. Чтобы провести анализ влияния различных температурных эффектов на изменение температуры во время остановки нагнетательной скважины, был разработан численный код на основе метода контрольного объема. Рассматривалась одномерная радиальная фильтрация жидкости в пласт с учетом влияния ствола скважины и послепритока/послеоттока жидкости. Решалась полная задача, включающая уравнения для расчета распределения давления и температуры в пласте, с учетом следующих температурных эффектов: кондуктивной и конвективной теплопроводности, эффекта Джоуля-Томсона, адиабатического расширения и теплообмена с окружающей средой. Оценка температурных эффектов показала, что во время остановки нагнетательной скважины основным источником тепла является теплообмен с окружающей средой, а основным видом переноса тепла - кондуктивная теплопроводность. Однако на начальных этапах (2-4 часа после остановки скважины) основную роль в переносе тепла в пласте выполняет продолжающийся отток жидкости из скважины (конвективная теплопроводность). Этот начальный этап и представляет существенный интерес, поскольку по скорости оттока жидкости возможно определить недостающие параметры скин-зоны. Ввиду этого для начального этапа остановки изменение температуры в скважине можно записать как
где q1 - приток тепла в единицу объема скважины, q2 - опок тепла из единицы объема скважины, q3 - тепловой поток в скважину за счет теплообмена с окружающей средой (нагрев со стороны обсадной колонны). Отметим, что первые два слагаемых (q1, q2) отвечают за конвективный перенос тепла, третье слагаемое (q3) связано с теплообменом с окружающей средой. Тогда (1) можно переписать как
Уравнение (2) - обыкновенное дифференциальное уравнение (ОДУ), решение которого имеет следующий вид:
Здесь Т - температура, p - давление, v - скорость фильтрации, с - удельная теплоемкость, ρ - плотность, λ - коэффициент теплопроводности, 
- коэффициент теплообмена с окружающей средой, 
- внутренний радиус скважины, 
- внешний радиус скважины, индекс «ƒ» относится к жидкости, «с» - к обсадной колонне, Т0 - температура нагнетаемой жидкости, Те - температура окружающих пород, С' - константа интегрирования.
При начальном условии T(0)=Тe решение (3) можно записать
Полученное аналитическое решение (4) при ряде допущений хорошо согласуется с численными расчетами, полученными для полной модели, описанной выше. Относительная погрешность составляет 0,29%. Таким образом, аналитическая формула (4) хорошо описывает динамику температуры на забое и может быть использована при разработке способа определения фильтрационных параметров ближней зоны пласта для остановленных нагнетательных скважин.
Способ состоит из следующих этапов.
Этап 1. Введение нагнетательной скважины в работу с постоянным расходом Q.
Этап 2. Остановка нагнетательной скважины и измерение забойного давления и температуры.
Этап 3. Интерпретация кривой давления методом КПД.
Этап 4. Определение параметров удаленной зоны пласта по стандартной методике ГДИС: общий скин-фактор S, проницаемость k.
Этап 5. Вычисление перепада давления на забое за счет скин-эффекта
Этап 6. Определение скорости фильтрации в ближней зоне пласта как функции от неизвестных проницаемости скин-зоны ks и ее радиуса rs
Этап 7. Определение по табл. 1 изменения температуры ΔT, функций 
, 
в зависимости от того какая закачка (горячая или холодная) производилась (фиг. 1), где tv - это время после остановки скважины (2-4 часа).
Этап 8. Преобразование аналитического решения (4) к виду
Этап 9. Построение графика функции 
в зависимости от t (график 1) и графика ее производной (график 2)
Этап 10. Нахождение участка, где производная (8) постоянна (график 2), и выделение этого участока на графике 1. Определение тангенса угла наклона прямой на найденном участке m1n (фиг. 2).
Этап 11. Из (6), (7) и найденного тангенса угла наклона получается тождество
Из формулы (9) выражается rs;
Радиус ближней зоны пласта rs также можно выразить из аналитической формулы, связывающий значения скин-фактора, проницаемости и радиуса ближней зоны пласта [1]
Приравнивая (10) и (11), получается нелинейное уравнение на ks
Решая систему уравнений (11) и (12), определяются неизвестные параметры ближней зоны пласта (проницаемость ks и радиус rs загрязнения).
Таким образом, разработанный способ на базе анализа промысловых данных изменения температуры совместно со стандартной методикой ГДИС позволяет определить параметры ближней зоны пласта.
Технико-экономическое преимущество разработанного способа заключается в определении радиуса и степени загрязнения ПЗП. Полученные параметры могут быть использованы при планировании проведения геолого-технических мероприятий (ГТМ) методом соляно-кислотной обработки (СКО) ПЗП.
Пример использования разработанного способа. Исследовалась скважина ХХХХ месторождения Y. Скважина долгое время работала с постоянным дебитом. Затем была остановлена для проведений ГДИС по КПД на 60 часов. Датчик измерения давления и температуры был спущен до верхних дыр перфорации (ВДП), и проводилась запись на протяжении всего этапа остановки скважины. Проведена интерпретация промысловых данных по КПД. Полученные параметры исследования представлены в табл. 2 (исследование хорошей достоверности).
Анализ температурных данных проводился на основе разработанного способа. Закачивалась холодная жидкость, поэтому для вычисления изменения температуры ΔT, функций β(t), 
и коэффициента к использовалась вторая колонка табл. 1. Аппроксимация промысловой кривой ΔT линейной функцией 
представлена на фиг. 3. Согласно этапу 9 строим график функции 
в зависимости от t (фиг. 5) и график ее производной (фиг. 4). Находим участок, где производная, вычисленная по формуле (8), постоянна (фиг. 4), и отмечаем этот участок на фиг. 5. Находим перепад давления (ΔPs) и тангенс угла наклона прямой на этом участке (m1n). Определенные параметры представлены в табл. 3. Согласно этапу 11 получаем нелинейное уравнение на проницаемость ближней зоны пласта ks
Из уравнения (13) находим значение ks=1,41 μД, а по формуле (11) определяем радиус ближней зоны пласта rs
Источники информации
1. Hawkins М.F. A Note on the Skin Effect / M.F. Hawkins // Trans. AIME- 1956. - V. 207. - P. 356-357.
2. Дeева T.A. Гидродинамические исследования скважин: анализ и интерпретация данных / Т.А. Деева. М.Р. Камартдинов, Т.Е. Кулагина. П.В. Мангазеев. - Томск: Издательство ТПУ, 2009. - 243 с.
3. Earlougher R.C. Advances in well test analysis / R.C. Earlougher // Society of Petroleum Engineer's Monograph 5, 1977. - 264 p.
Claims (3)
- Способ определения параметров ближней зоны пласта, включающий нагнетание жидкости в пласт при постоянном расходе, остановку скважины, измерение забойного давления и температуры, интерпретацию кривой давления методом кривой падения давления (КПД), определение проницаемости удаленной зоны пласта (k) и скин-фактора (S), отличающийся тем, что определяют перепад давления на забое за счет скин-эффекта (ΔPs), находят графически тангенс угла наклона кривой зависимости функции изменения температуры от времени (mln), вычисляют значения проницаемости (ks) и радиус (rs) ближней зоны пласта по формулам
- ,,
- где α - коэффициент теплообмена с окружающими породами, (cρ)ƒ - объемная теплоемкость флюида,- внутренний радиус скважины, μ - вязкость жидкости.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017100854A RU2651647C1 (ru) | 2017-01-10 | 2017-01-10 | Способ определения параметров ближней зоны пласта |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017100854A RU2651647C1 (ru) | 2017-01-10 | 2017-01-10 | Способ определения параметров ближней зоны пласта |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2651647C1 true RU2651647C1 (ru) | 2018-04-23 |
Family
ID=62045425
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2017100854A RU2651647C1 (ru) | 2017-01-10 | 2017-01-10 | Способ определения параметров ближней зоны пласта |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2651647C1 (ru) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN111608647A (zh) * | 2020-04-14 | 2020-09-01 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种注水注聚井区地层压力预测方法 |
| CN115680609A (zh) * | 2021-07-27 | 2023-02-03 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种基于注采井组试井资料确立连通关系的方法 |
| RU2808507C2 (ru) * | 2022-03-18 | 2023-11-28 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ определения распределения объема закачанных в скважину жидкостей по зонам пласта вдоль ствола скважины |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2179637C1 (ru) * | 2001-05-08 | 2002-02-20 | Чикин Андрей Егорович | Способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта и устройство для его осуществления |
| US8116980B2 (en) * | 2006-05-19 | 2012-02-14 | Eni S.P.A. | Testing process for hydrocarbon wells at zero emissions |
| RU2455482C2 (ru) * | 2010-09-30 | 2012-07-10 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ определения профиля притока флюидов и параметров околоскважинного пространства |
| RU2460878C2 (ru) * | 2010-09-30 | 2012-09-10 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ определения профиля притока флюидов и параметров околоскважинного пространства |
| RU2522579C1 (ru) * | 2013-04-16 | 2014-07-20 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Пермский национальный исследовательский политехнический университет" | Способ комплексной оценки состояния призабойной зоны пласта |
-
2017
- 2017-01-10 RU RU2017100854A patent/RU2651647C1/ru active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2179637C1 (ru) * | 2001-05-08 | 2002-02-20 | Чикин Андрей Егорович | Способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта и устройство для его осуществления |
| US8116980B2 (en) * | 2006-05-19 | 2012-02-14 | Eni S.P.A. | Testing process for hydrocarbon wells at zero emissions |
| RU2455482C2 (ru) * | 2010-09-30 | 2012-07-10 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ определения профиля притока флюидов и параметров околоскважинного пространства |
| RU2460878C2 (ru) * | 2010-09-30 | 2012-09-10 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ определения профиля притока флюидов и параметров околоскважинного пространства |
| RU2522579C1 (ru) * | 2013-04-16 | 2014-07-20 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Пермский национальный исследовательский политехнический университет" | Способ комплексной оценки состояния призабойной зоны пласта |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN111608647A (zh) * | 2020-04-14 | 2020-09-01 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种注水注聚井区地层压力预测方法 |
| CN115680609A (zh) * | 2021-07-27 | 2023-02-03 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种基于注采井组试井资料确立连通关系的方法 |
| RU2808507C2 (ru) * | 2022-03-18 | 2023-11-28 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ определения распределения объема закачанных в скважину жидкостей по зонам пласта вдоль ствола скважины |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Quinn et al. | Using constant head step tests to determine hydraulic apertures in fractured rock | |
| Barree et al. | Determination of pressure dependent leakoff and its effect on fracture geometry | |
| US9163499B2 (en) | Method of determining reservoir pressure | |
| RU2455482C2 (ru) | Способ определения профиля притока флюидов и параметров околоскважинного пространства | |
| US20150083405A1 (en) | Method of conducting diagnostics on a subterranean formation | |
| Raghavan | Well-test analysis for multiphase flow | |
| Ramazanov et al. | Thermal modeling for characterization of near wellbore zone and zonal allocation | |
| NO325069B1 (no) | Fremgangsmate for a optimere produksjonen fra et flerlags reservoarsystem ved kvantitativ analyse av reservoaregenskaper | |
| RU2580547C1 (ru) | Способ определения профиля закачки воды в нагнетательной скважине | |
| EP3181809A1 (en) | A method for detecting gain or loss of drilling fluid in a drilling installation associated calculation system and associated drilling installation | |
| RU2460878C2 (ru) | Способ определения профиля притока флюидов и параметров околоскважинного пространства | |
| CN102425386B (zh) | 一种符合幂律模式的钻井液流变参数控制方法 | |
| RU2651647C1 (ru) | Способ определения параметров ближней зоны пласта | |
| US9988902B2 (en) | Determining the quality of data gathered in a wellbore in a subterranean formation | |
| RU2476670C1 (ru) | Способ определения фильтрационных свойств совместно работающих пластов (варианты) | |
| US20210381373A1 (en) | Systems and methods for transient testing of hydrocarbon wells | |
| Muradov et al. | Some case studies of temperature and pressure transient analysis in Horizontal, multi-zone, intelligent wells | |
| RU2569522C1 (ru) | Способ определения давления в скважине | |
| RU2474687C1 (ru) | Способ определения профиля притока флюидов многопластовых залежей | |
| Cai et al. | Axial fracture initiation during diagnostic fracture injection tests and Its impact on interpretations | |
| Economides et al. | Step-pressure test for stress-sensitive permeability determination | |
| RU2704068C1 (ru) | Способ оценки межпластовых внутриколонных перетоков в скважине | |
| Billingham et al. | Advanced influx analysis gives more information following a kick | |
| Chevarunotai | Analytical Models for Flowing-Fluid Temperature Distribution in Single-Phase Oil Reservoirs Accounting for Joule-Thomson Effect | |
| Onur et al. | Temperature-Transient Analysis for Matrix Linear Flow Toward Infinite-Conductivity Hydraulically Fractured Wells |