RU2527089C1 - Method of hydrodynamic research for gas-bearing formations without gas release to surface - Google Patents
Method of hydrodynamic research for gas-bearing formations without gas release to surface Download PDFInfo
- Publication number
- RU2527089C1 RU2527089C1 RU2013130373/03A RU2013130373A RU2527089C1 RU 2527089 C1 RU2527089 C1 RU 2527089C1 RU 2013130373/03 A RU2013130373/03 A RU 2013130373/03A RU 2013130373 A RU2013130373 A RU 2013130373A RU 2527089 C1 RU2527089 C1 RU 2527089C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- formation
- research
- viscoelastic
- packer
- Prior art date
Links
Landscapes
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к газонефтедобывающей промышленности и может быть использовано при исследовании скважин с помощью испытательного оборудования на трубах, оснащенного пакером.The invention relates to the gas and oil industry and can be used in the study of wells using test equipment on pipes equipped with a packer.
Из истории вопроса. Как известно, задача гидродинамических исследований скважин заключается в фиксировании параметров статического давления перед пуском скважины, вызове притока, отслеживании процесса стабилизации давления и дебита, а также параметров скважины после стабилизации давления, дебита и температуры и процесса восстановления после закрытия скважины.From the history of the issue. As is known, the task of hydrodynamic research of wells is to fix the parameters of static pressure before starting the well, call the inflow, monitor the process of stabilizing the pressure and flow rate, as well as the parameters of the well after stabilizing the pressure, flow rate and temperature and the recovery process after closing the well.
На основании анализа и обработки информации по дебиту скважины и характера изменения давления и температуры в период восстановления давления, зарегистрированных соответствующими геофизическими датчиками, расчетным путем определяются фильтрационно-емкостные и динамические свойства коллектора, характеристики качества вскрытия пласта и состояния призабойной зоны скважины.Based on the analysis and processing of information on the flow rate of the well and the nature of the pressure and temperature changes during the pressure recovery period recorded by the corresponding geophysical sensors, the reservoir capacity and dynamic properties of the reservoir, the characteristics of the reservoir opening quality and the bottom-hole zone state are determined by calculation.
На достоверность результатов интерпретации кривой восстановления давления (далее КВД) помимо точности используемых измерительных приборов (манометров, термометров и т.п.), большое влияние оказывают условия нестационарного притока газа из пласта в ствол скважины через ее призабойную зону. Стандартная технология исследования пласта с помощью испытателя пластов на трубах подразумевает регистрацию КВД при закрытии скважины на забое при помощи глубинных клапанов. Это позволяет исключить влияние столба газожидкостной смеси в трубах на начальный участок КВД и повысить точность определения значения гидропроводности пласта.In addition to the accuracy of the measuring instruments used (pressure gauges, thermometers, etc.), the reliability of the results of the interpretation of the pressure recovery curve (hereinafter referred to as HPC) is greatly influenced by the conditions of unsteady gas inflow from the formation into the wellbore through its bottom-hole zone. The standard technology for reservoir research using a formation tester on pipes involves the registration of the KVD when closing the well at the bottom using deep valves. This eliminates the influence of the column of gas-liquid mixture in the pipes on the initial section of the HPC and improves the accuracy of determining the value of the hydraulic conductivity of the formation.
Как правило, в качестве буферной жидкости над испытателем пластов на трубах применяется буровой раствор, на котором вскрывался продуктивный пласт. Буферная жидкость регулирует передаваемую депрессию на пласт, но без специальной обработки соответствующими химикатами она легко пропускает газ. Пропуск газа в процессе испытания приводит к снижению плотности буферной жидкости и вносит значительные погрешности при подсчете объема поступившей продукции, что, в свою очередь, влияет на интерпретацию и точность определения параметров пласта.As a rule, drilling fluid is used as a buffer fluid above the formation tester on the pipes, on which the productive formation was opened. Buffer fluid regulates the transmitted depression to the reservoir, but without special treatment with appropriate chemicals, it easily passes gas. Gas leakage during the test leads to a decrease in the density of the buffer fluid and introduces significant errors in the calculation of the volume of incoming products, which, in turn, affects the interpretation and accuracy of determining the parameters of the reservoir.
При этом химические составы для обработки буферной жидкости дорогостоящи и не безопасны в случае аварийных ситуаций на скважине с точки зрения пожаробезопасности и экологичности. Выпуск газа на дневную поверхность создает аварийную ситуацию на скважине и, как следствие, приводит к нарушению режима работ и к увеличению эксплуатационных затрат.At the same time, chemical compositions for processing the buffer fluid are expensive and not safe in case of emergency situations at the well from the point of view of fire safety and environmental friendliness. The release of gas to the surface creates an emergency at the well and, as a result, leads to disruption of the operating mode and to an increase in operating costs.
Авторам известны способы предупреждения миграции газа по заколонному пространству газонефтяных скважин или межколонных газопроявлений, согласно которым производят крепление обсадных колонн цементированием с подъемом цементного раствора выше кровли продуктивного пласта на заданную высоту и установку над ним состава с вязкоупругими свойствами (патент РА №2235858, Е21В 33/14, 2002 г.), а над составом с вязкоупругими свойствами дополнительно размещают тампонажный состав с утяжелителем со сроком схватывания большим, чем у цементного раствора и с регулируемым сроком жизни (патент РФ №2312973, Е21В 33/14, 2007 г.). Наличие над цементной пробкой смеси с вязкоупругими свойствами (далее - ВУС) с более длительными сроками схватывания по сравнению с цементным раствором обеспечивает превышение гидростатического давления над пластовым, предотвращая тем самым миграцию газа по цементному раствору в процессе схватывания последнего. Одновременно ВУС играет роль пакера в затрубном пространстве, предупреждая миграцию газа в вышележащие интервалы.The authors know how to prevent gas migration through the annular space of gas-oil wells or annular gas shows, according to which casing is fixed by cementing with raising the cement slurry above the roof of the productive formation to a predetermined height and installing a composition with viscoelastic properties above it (patent RA No. 2235858, ЕВВ 33 / / 14, 2002), and over the composition with viscoelastic properties an additional cement composition with a weighting agent with a setting time longer than that of the cement mortar and with adjustable life span (RF patent No. 2312973, ЕВВ 33/14, 2007). The presence of a mixture with viscoelastic properties (hereinafter - WCS) with a longer setting time over a cement plug than with a cement mortar ensures that the hydrostatic pressure exceeds the reservoir pressure, thereby preventing gas migration through the cement mortar during the setting process of the latter. At the same time, the WCS plays the role of a packer in the annulus, preventing the migration of gas into overlying intervals.
Известные способы решают задачу качественного цементирования газонефтяных скважин с высоким газовым фактором за счет предупреждения миграции газа из пласта во время ожидания схватывания цемента, а также увеличение срока безаварийной эксплуатации скважин. В известных способах предусматривается применение безглинистого вязкоупругого состава с регулируемым сроком жизни. Срок жизни безглинистого вязкоупругого состава определяется временем его деструкции, после которого происходит выпадение утяжелителя, что приводит к образованию непроницаемой пробки. Это препятствует проведению испытания скважины, так как в случае аварийной ситуации время нахождения испытательного оборудования может превысить время жизни ВУС, и образовавшаяся непроницаемая пробка будет препятствовать циркуляции бурового раствора.The known methods solve the problem of high-quality cementing of oil and gas wells with a high gas factor by preventing the migration of gas from the formation while waiting for cement to set, as well as increasing the period of trouble-free operation of wells. In the known methods provides for the use of clay-free viscoelastic composition with an adjustable lifespan. The lifetime of a clayless viscoelastic composition is determined by the time of its destruction, after which the weighting agent falls out, which leads to the formation of an impermeable cork. This impedes well testing, since in the event of an emergency, the residence time of the test equipment may exceed the life of the hydraulic control system, and the resulting impermeable plug will impede the circulation of the drilling fluid.
Наличие над ВУС тампонажного раствора создает гидростатическое давление, превышающее давления газа в продуктивном пласте и препятствующее миграции газа, что неприменимо для случая испытания скважин, когда для начала движения газожидкостной смеси необходимо снизить гидростатическое давление ниже пластового давления, то есть передать депрессионный импульс вглубь пласта.The presence of cement slurry above the hydraulic slurry creates a hydrostatic pressure that exceeds the gas pressure in the reservoir and prevents gas migration, which is not applicable for the case of well testing, when in order to start the movement of a gas-liquid mixture, it is necessary to reduce the hydrostatic pressure below the reservoir pressure, i.e. to transmit a depression pulse deep into the reservoir.
Известен способ обработки призабойной зоны скважины (патент РФ №2034978, Е21В 33/138, 1995 г.), подразумевающий последовательную закачку в пласт порций кремнийогранического тампонажного материала и освоение скважины с депрессией в пределах 20-40% от гидростатического давления. Задачей известного способа является увеличение эффективности изоляции водопритока.A known method of processing the bottom-hole zone of the well (RF patent No. 2034978, ЕВВ 33/138, 1995), which implies the sequential injection of portions of silicon-cement grouting material into the formation and development of the well with depression within 20-40% of hydrostatic pressure. The objective of the known method is to increase the efficiency of isolation of water inflow.
Задачей настоящего изобретения является повышение точности и эффективности измерений гидродинамических параметров газонасыщенных пластов в процессе исследования скважин пластоиспытательным оборудованием без выпуска газа на поверхность и снижение аварийности работ на скважинах.The objective of the present invention is to improve the accuracy and efficiency of measurements of the hydrodynamic parameters of gas-saturated formations during the study of wells with formation testing equipment without releasing gas to the surface and reduce the accident rate of work in wells.
Поставленная задача решается следующим образом.The problem is solved as follows.
В соответствии со способом гидродинамических исследований газонасыщенных пластов без выпуска газа на поверхность, включающем спуск на колонне бурильных труб или НКТ в скважину компоновки испытательного оборудования в виде испытателя пластов с пакером и геофизическими датчиками в заданный интервал исследования газонасыщенного пласта, изоляцию интервала исследований скважины выше газонасыщенного пласта, создание последовательных режимов притока и восстановления давления и последующую интерпретацию полученных данных, согласно изобретению, в процессе спуска в колонну бурильных труб или НКТ испытательного оборудования дополнительно заливают расчетное количество как минимум двухкомпонентной вязкоупругой смеси с заданными параметрами вязкости и упругости, изготовленной без сшивателя на основе полиакриламида и цеолита или глинопорошка, образующей выше компоновки испытательного оборудования вязкоупругую пробку, обеспечивающую создание депрессии величиной не более 10%-20% от ожидаемого пластового давления, и далее гидродинамические исследования проводят согласно регламенту испытания пластов на трубах.In accordance with the method of hydrodynamic studies of gas-saturated formations without gas being released to the surface, which includes putting on a drill pipe or tubing string into the well the assembly of test equipment in the form of a formation tester with a packer and geophysical sensors in a predetermined gas-saturated formation study interval, isolating the well exploration interval above the gas-saturated formation , the creation of successive modes of inflow and restoration of pressure and the subsequent interpretation of the data obtained, according to In the process of lowering the test equipment into the string of drill pipes or tubing, additionally fill in the calculated amount of at least a two-component viscoelastic mixture with the specified viscosity and elasticity parameters, made without a crosslinker based on polyacrylamide and zeolite or clay powder, forming a viscoelastic tube above the test equipment assembly, which ensures the creation of depressions of no more than 10% -20% of the expected reservoir pressure, and then hydrodynamic studies are carried out according to pipe test regulations.
Вязкоупругая смесь может быть также изготовлена на основе обратного водно-эмульсионного состава, при этом эмульсию образуют путем смешивания расчетного количества водно-солевого раствора, углеводородной жидкости и эмульгатора.A viscoelastic mixture can also be made on the basis of the inverse water-emulsion composition, and the emulsion is formed by mixing the calculated amount of a water-salt solution, a hydrocarbon liquid and an emulsifier.
Преимущество предложенного решения поставленной задачи по сравнению с известными способами гидродинамических исследований газонасыщенных пластов заключается в том, что наличие в трубе вязкоупругой пробкиThe advantage of the proposed solution to the problem compared with the known methods of hydrodynamic studies of gas-saturated formations is that the presence of a viscoelastic tube
- обеспечивает создание депрессии, необходимой и достаточной для проведения качественных испытаний газонасыщенного пласта в открытом стволе;- provides the creation of depression, necessary and sufficient to conduct high-quality testing of a gas-saturated formation in an open hole;
- предотвращает миграцию газа через буферную жидкость по трубе, обеспечивая сохранение постоянного значения плотности буферной жидкости в процессе испытания скважины, тем самым повышает эффективность и точность измеряемых параметров;- prevents gas migration through the buffer fluid through the pipe, ensuring that the density of the buffer fluid remains constant during the well test, thereby increasing the efficiency and accuracy of the measured parameters;
- предотвращает прорыв и выброс газа через трубное пространство на поверхность во время режима притока, исключая аварийную ситуацию на буровой площадке.- prevents the breakthrough and gas ejection through the pipe space to the surface during the inflow mode, excluding the emergency at the drilling site.
- вязкоупругая пробка формируется непосредственно в трубе без химического воздействия на пласт:- viscoelastic tube is formed directly in the pipe without chemical effects on the reservoir:
- предложенный состав ВУС без сшивателя и малый объем, необходимый для проведения гидродинамических исследований, обеспечивают экологическую безопасность его использования при реализации заявленного Способа гидродинамических исследований газонасыщенных пластов без выпуска газа на поверхность. Это достигается тем, что вязкоупругая пробка, образованная предложенным составом ВУС, не содержащим сшивателей (химических агентов), недолговечна и легко разрушается в процессе подъема труб и извлечения компоновки испытательного оборудования.- the proposed composition of the WCS without a crosslinker and the small volume required for conducting hydrodynamic studies ensure the environmental safety of its use in the implementation of the claimed Method of hydrodynamic studies of gas-saturated formations without the release of gas to the surface. This is achieved by the fact that the viscoelastic plug formed by the proposed WCS composition that does not contain crosslinkers (chemical agents) is short-lived and is easily destroyed during pipe lifting and extraction of the test equipment layout.
Испытание газонасыщенных пластов без выпуска газа на поверхность является более безопасным с точки зрения экологии и предотвращения аварийных ситуаций на скважине, снижает материальные затраты на монтаж дополнительного устьевого оборудования (сепаратора и т.д.), не требует участия при проведении работ военизированной противофонтанной службы.Testing gas-saturated formations without releasing gas to the surface is safer from the point of view of ecology and preventing emergencies at the well, reduces material costs for the installation of additional wellhead equipment (separator, etc.), and does not require the participation of paramilitary militarized service.
Таким образом, совокупность отличительных признаков изобретения обеспечивает новый технический результат, а именно - повышение эффективности и точности измерений гидродинамических параметров газонасыщенных пластов в процессе исследования скважин пластоиспытательным оборудованием без выпуска газа на поверхность и снижение аварийности работ на скважинах.Thus, the totality of the distinguishing features of the invention provides a new technical result, namely, increasing the efficiency and accuracy of measuring the hydrodynamic parameters of gas-saturated formations in the process of exploring wells with production testing equipment without releasing gas to the surface and reducing the accident rate of work in wells.
Реализация предложенного изобретения проста на практике, не требует специального дорогостоящего оборудования и материалов, снижает затраты на предупреждение и ликвидации аварийных ситуаций, вызываемых выбросами газа или фонтанированием на скважинах.The implementation of the proposed invention is simple in practice, does not require special expensive equipment and materials, reduces the cost of preventing and eliminating emergencies caused by gas emissions or gushing in wells.
На практике предложенный способ гидродинамических параметров газонасыщенных пластов без выпуска газа на поверхность реализуется следующим образом.In practice, the proposed method of hydrodynamic parameters of gas-saturated formations without the release of gas to the surface is implemented as follows.
В ходе подготовки к скважинным испытаниям непосредственно на буровой площадке готовят рассчитанное количество ВУС с заданными значениями плотности и вязкости. (На практике применялась смесь цеолита NaA:AlCl3 в соотношении 1:5, растворенная в воде, плотностью 1300 кг/м3 и вязкостью 14,25 сСт). Далее на колонне бурильных труб (или насосно-компрессорных труб) в скважину в интервал исследования спускают компоновку испытательного оборудования, состоящего из фильтра, пакер-якоря, ясса, испытателя пластов, циркуляционного клапана и геофизических датчиков, расположенных ниже и выше испытателя пластов. Непосредственно в процессе спуска компоновки испытательного оборудования в трубы заливают расчетное количество буферной жидкости и ВУС. Благодаря смеси буферной жидкости и ВУС, а также значениям плотности и вязкости ВУС, в трубе выше испытательного оборудования образуется вязкоупругая пробка, обеспечивающая создание депрессии, величиной 10%-20% от значения ожидаемого пластового давления. Данное значение депрессии подбирается соотношением объемов буферной жидкости и ВУС.In preparation for the well tests, a calculated amount of hydraulic slurry with specified density and viscosity values is prepared directly at the drilling site. (In practice, a mixture of NaA: AlCl 3 zeolite was used in a 1: 5 ratio, dissolved in water, with a density of 1300 kg / m 3 and a viscosity of 14.25 cSt). Next, on the drill pipe string (or tubing) into the well during the study interval, the test equipment assembly is lowered, consisting of a filter, a packer-anchor, a jar, formation tester, a circulation valve and geophysical sensors located below and above the formation tester. Directly during the descent of the layout of the test equipment, the calculated amount of buffer fluid and WCS are poured into the pipes. Due to the mixture of the buffer fluid and the hydraulic fluid, as well as the density and viscosity of the hydraulic fluid, a viscoelastic plug is formed in the pipe above the test equipment, which creates a depression of 10% -20% of the expected reservoir pressure. This value of depression is selected by the ratio of the volumes of the buffer fluid and the WCS.
Спущенную до интервала исследований компоновку фиксируют в скважине пакером (пакер-якорем), осуществляя разобщение подпакерной зоны от остального ствола скважины. Затем открывают приемный клапан испытателя пластов, сообщая подпакерную зону с внутренней полостью колонны труб. В момент открытия приемного клапана на пласт передается импульс депрессии, в результате которого начинается приток газа из пласта, величина которого зависит от характеристик исследуемого пласта. При этом вязкоупругая пробка ВУС препятствует прохождению газа через буферную жидкость, благодаря чему плотность буферной жидкости остается постоянной, и геофизические датчики регистрируют реальное изменение давления, вызванное притоком газа. Тем самым повышается достоверность определения дебита газа, что в конечном счете повышает точность определения таких гидродинамических параметров, как гидропроводность и продуктивность пласта.The layout, which was lowered to the research interval, is fixed in the well by a packer (packer-anchor), performing isolation of the sub-packer zone from the rest of the wellbore. Then open the receiving valve of the formation tester, communicating the under-packer zone with the internal cavity of the pipe string. At the moment of opening the receiving valve, a depression impulse is transmitted to the formation, as a result of which gas inflow from the formation begins, the magnitude of which depends on the characteristics of the studied formation. In this case, the viscoelastic plug of the WCS prevents the passage of gas through the buffer fluid, so that the density of the buffer fluid remains constant, and the geophysical sensors record a real change in pressure caused by the influx of gas. This increases the reliability of determining the gas flow rate, which ultimately increases the accuracy of determining such hydrodynamic parameters as hydraulic conductivity and reservoir productivity.
По окончании исследований компоновку испытательного оборудования извлекают из скважины. Поскольку вязкоупругая пробка ВУС не содержит сшивателя, она легко разрушается в процессе подъема труб и разборки компоновки и не требует применения специальной технологии утилизации.At the end of the study, the layout of the test equipment is removed from the well. Since the VUS viscoelastic plug does not contain a crosslinker, it easily breaks down during the lifting of pipes and dismantling of the layout and does not require the use of special disposal technology.
Таким образом, предложенный способ обеспечивает высокую точность и эффективность гидродинамических исследований газонасыщенных пластов без выпуска газа на поверхность с помощью испытательного оборудования с пакером (пакер-якорем).Thus, the proposed method provides high accuracy and efficiency of hydrodynamic studies of gas-saturated formations without the release of gas to the surface using test equipment with a packer (packer-anchor).
При этом наличие вязкоупругой пробки ВУС препятствует аварийному выбросу газа на поверхность, обеспечивая тем самым безопасность работ на скважине и повышая экономичность по обеспечению на буровой площадке соблюдений требований по охране окружающей среды.At the same time, the presence of a viscous-elastic plug of the WCS prevents the emergency release of gas to the surface, thereby ensuring the safety of work at the well and increasing the cost-effectiveness of ensuring compliance with environmental requirements at the drilling site.
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2013130373/03A RU2527089C1 (en) | 2013-07-02 | 2013-07-02 | Method of hydrodynamic research for gas-bearing formations without gas release to surface |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2013130373/03A RU2527089C1 (en) | 2013-07-02 | 2013-07-02 | Method of hydrodynamic research for gas-bearing formations without gas release to surface |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2527089C1 true RU2527089C1 (en) | 2014-08-27 |
Family
ID=51456362
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2013130373/03A RU2527089C1 (en) | 2013-07-02 | 2013-07-02 | Method of hydrodynamic research for gas-bearing formations without gas release to surface |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2527089C1 (en) |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1129338A1 (en) * | 1982-12-24 | 1984-12-15 | Всесоюзный научно-исследовательский институт нефтепромысловой геофизики | Formation tester |
| SU1303729A1 (en) * | 1985-07-08 | 1987-04-15 | Московский Горный Институт | Method of interval-wise hydraulic working of producing body |
| RU2003792C1 (en) * | 1991-07-22 | 1993-11-30 | Тимано-Печорское отделение Всероссийского научно-исследов ательского нефт ного геологоразведочного института | Method for testing well gas-bearing sections |
| RU2089728C1 (en) * | 1993-02-15 | 1997-09-10 | Внедренческая научно-производственная фирма "НефтеТестСервис" | Device for testing strata |
| WO2007039836A2 (en) * | 2005-09-01 | 2007-04-12 | Schlumberger Canada Limited | Methods, systems and appartus for coiled tubing testing |
| RU2469178C1 (en) * | 2011-06-27 | 2012-12-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Installation method of cement bridge in well |
-
2013
- 2013-07-02 RU RU2013130373/03A patent/RU2527089C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1129338A1 (en) * | 1982-12-24 | 1984-12-15 | Всесоюзный научно-исследовательский институт нефтепромысловой геофизики | Formation tester |
| SU1303729A1 (en) * | 1985-07-08 | 1987-04-15 | Московский Горный Институт | Method of interval-wise hydraulic working of producing body |
| RU2003792C1 (en) * | 1991-07-22 | 1993-11-30 | Тимано-Печорское отделение Всероссийского научно-исследов ательского нефт ного геологоразведочного института | Method for testing well gas-bearing sections |
| RU2089728C1 (en) * | 1993-02-15 | 1997-09-10 | Внедренческая научно-производственная фирма "НефтеТестСервис" | Device for testing strata |
| WO2007039836A2 (en) * | 2005-09-01 | 2007-04-12 | Schlumberger Canada Limited | Methods, systems and appartus for coiled tubing testing |
| RU2469178C1 (en) * | 2011-06-27 | 2012-12-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Installation method of cement bridge in well |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| М.Л. КАРНАУХОВ и др. Справочник по испытанию скважин. "М.; "Недра". 1984. с.132-135, 171-180 * |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US20170138169A1 (en) | Monitoring diversion degradation in a well | |
| EP2946073B1 (en) | Method and apparatus for characterizing fluid channeling through a cement formation interface of a subterranian wellbore | |
| RU2544343C1 (en) | Hydraulic fracturing method for low-permeable bed with clay layers and bottom water | |
| US8408296B2 (en) | Methods for borehole measurements of fracturing pressures | |
| Checkai et al. | Towards a frequency distribution of effective permeabilities of leaky wellbores | |
| RU2478164C1 (en) | Development method of oil deposit located above gas deposit and separated from it with non-permeable interlayer | |
| RU2670703C9 (en) | Method for monitoring the location of non-conventional hydrocarbon production and development | |
| Jackson et al. | Gas release mechanisms from energy wellbores | |
| CN106401557B (en) | A kind of method of joint test coal seam gas-bearing capacity and the determining effective extraction radius that drills of gas pressure | |
| US2935133A (en) | Formation testing | |
| RU2527089C1 (en) | Method of hydrodynamic research for gas-bearing formations without gas release to surface | |
| RU2382171C1 (en) | Gas and gas condensate wells with leaky casing string repair method | |
| RU2499134C2 (en) | Method of development of oil pool located above gas pool and separated therefrom by impermeable parting | |
| RU2608107C1 (en) | Method of hydrodynamic surveys and thief zones isolation | |
| RU2615188C1 (en) | Well stage cementing method | |
| RU2342516C1 (en) | Method of execution of repair-insulating operations in well | |
| Huenges et al. | The in-situ geothermal laboratory Groß Schönebeck: learning to use low permeability aquifers for geothermal power | |
| CN103161438A (en) | Tubular column of perforation fracturing test system | |
| He et al. | A study of rapid increasing choke pressure method for sour gas kicks during managed pressure drilling | |
| RU2570179C1 (en) | Method of interval-by-interval treatment of producing formation with open horizontal borehole | |
| RU2626500C1 (en) | Method of development of bituminous oil reservoir from horizontal well | |
| EP2397649A1 (en) | Method and system for determining relative mass fluxes | |
| RU2383732C1 (en) | Procedure for trial hole testing | |
| RU2778814C1 (en) | Method for selective sampling of reservoir production of one well | |
| RU2697438C1 (en) | Method of well control under conditions of inertial effect at primary opening of productive oil-gas-saturated stratum |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20180703 |