Способ определения фильтрационных параметров призабойной зоны пласта и обнаружения дефектов в конструкции скважины

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для изучения гидродинамических свойств нефтяных пластов и скважин и обнаружения сквозных повреждений элементов конструкции скважин. Техническим результатом изобретения является повышение точности расчета фильтрационных параметров пласта, экономия времени и средств на проведение промысловых исследований, а также возможность обнаружения сквозных нарушений в конструкции скважин. Для этого проводят промысловые гидродинамические исследования скважин. А именно осуществляют гидродинамическое возмущение давления в исследуемом пласте путем периодического или непериодического во времени изменения дебита скважины, регистрируют временные зависимости дебита и давления. При этом давление и дебит измеряют на устье скважины, давление - одновременно в насосно-компрессорных трубах (НКТ) и в межтрубном пространстве. Получают частотные зависимости отношения амплитуды давления к дебиту и сдвига фаз между ними. Проводят расчет отношения амплитуд и сдвига фаз компонент частотного спектра (гармоник) давления к дебиту, приведенных к забою скважины, т.е. комплексного импеданса призабойной зоны. По формулам, полученным из представления конструктивных объемов скважины эквивалентной электрической схемой, включающей две последовательные коаксиальные линии и сосредоточенную емкость в точке их соединения, для соответствующих точек измерения давления, для расчета фильтрационных параметров пласта для используемого непериодического вида воздействия из частотной зависимости импеданса получают временную зависимость давления или дебита, приведенных к забою скважины. По существенному различию значений комплексного импеданса призабойной зоны, рассчитанных по данным давления, делают вывод о наличии нарушений гидродинамической целостности конструкции скважины в точках, удаленных от забоя. 1 з.п. ф-лы, 6 ил.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для изучения гидродинамических свойств нефтяных пластов и скважин и обнаружения сквозных повреждений элементов конструкции скважин.

Применяемые в современной практике промысловых исследований нестационарные гидродинамические способы исследования нефтеводонасыщенных пластов делятся на два основных класса: способы с однократным изменением дебита исследуемой скважины (способ кривой восстановления давления (КВД) и его производные (Инструкция по гидродинамическим методам исследований пластов и скважин РД 39-3-593-81, М., ВНИИ, 1982) и способ фильтрационных волн давления (ФВД) с периодическим во времени изменением дебита скважины, при условии достижения в пласте квазистационарных колебаний давления, характеризующихся постоянством амплитуды и фазы (Заявка на патент №2008132357. «Способ определения фильтрационных параметров призабойной зоны пласта методом высокочастотных фильтрационных волн давления», 2009 г.).

Известны промысловые нестационарные гидродинамические способы исследования пластов, в которых осуществляют гидродинамическое возмущение давления в исследуемом пласте путем периодического или непериодического во времени изменения дебита скважины, регистрацию временных зависимостей дебита и давления, с последующей математической обработкой полученных результатов исследования для расчета фильтрационных параметров пласта в призабойной зоне скважины. (Бузинов С.Н., Умрихин И.Д. Исследование нефтяных и газовых скважин и пластов. М., Недра, 1984, стр.84-85, 114-115, 127-129).

Недостатком известных нестационарных гидродинамических методов является то, что регистрация дебита и давления, для исключения влияния ствола скважины (влияния притока жидкости в скважину после ее остановки на устье) на результаты измерений, осуществляется на забое скважины с помощью глубинных измерительных приборов. Использование глубинных приборов увеличивает материальные затраты и трудоемкость проведения промысловых исследований. Кроме того, класс точности глубинных приборов существенно ниже по сравнению с устьевыми датчиками, что не позволяет проводить качественные промысловые замеры.

Целью изобретения является повышение точности определения фильтрационных параметров призабойной зоны пласта, упрощение и удешевление процесса проведения промысловых экспериментов нестационарными гидродинамическими методами исследования, а также обнаружение дефектов в конструкции исследуемой скважины при проведении таких исследований.

Технический результат достигается тем, что для определения фильтрационных параметров призабойной зоны пласта и обнаружения дефектов в конструкции скважины проводят промысловые гидродинамические исследования скважин, при которых осуществляют гидродинамическое возмущение давления в исследуемом пласте путем периодического или непериодического во времени изменения дебита скважины, регистрацию временных зависимостей дебита и давления, при этом давление и дебит измеряют на устье скважины, давление измеряют одновременно в насосно-компрессорных трубах (НКТ) и в межтрубном пространстве, получают частотные зависимости отношения амплитуды давления к дебиту и сдвига фаз между ними, проводят расчет отношения амплитуд и сдвига фаз компонент частотного спектра (гармоник) давления к дебиту, приведенных к забою скважины, т.е. комплексного импеданса призабойной зоны, по формулам, полученным из представления конструктивных объемов скважины эквивалентной электрической схемой, включающей две последовательные коаксиальные линии и сосредоточенную емкость в точке их соединения, для соответствующих точек измерения давления, а для расчета фильтрационных параметров пласта для используемого непериодического вида воздействия из частотной зависимости импеданса получают временную зависимость давления или дебита, приведенных к забою скважины.

При периодическом изменении дебита скважины на нескольких значениях периода возмущения период изменяют от большего к меньшему или в прямой и обратной последовательности, по полученным значениям импеданса призабойной зоны производят расчет фильтрационных параметров пласта - приведенной пьезопроводности и гидропроводности.

Для обнаружения нарушений гидродинамической целостности конструкции скважины в точках, удаленных от забоя, производят регистрацию давления на устье скважины одновременно в двух точках: в насосно-компрессорных трубах и в межтрубном пространстве, и по существенному различию значений комплексного импеданса призабойной зоны, рассчитанных для этих точек, делают вывод о наличии нарушений гидродинамической целостности конструкции скважины в точках, удаленных от забоя.

Заявляемое техническое решение осуществляют следующим образом: при проведении гидродинамических исследований системы «пласт-скважина» задание различных режимов работы скважины, а также замеры изменения расхода жидкости и давления осуществляют устьевыми приборами на устье скважины, при этом давление замеряется одновременно как в насосно-компрессорных трубах - НКТ, так и в межтрубном пространстве. Высокий класс точности устьевой аппаратуры по сравнению с глубинными приборами не только позволяет проводить более качественные замеры, но и значительно упрощает и удешевляет сам процесс проведения промыслового эксперимента.

Насосно-компрессорные трубы, область забоя и межтрубное пространство, заполненные сжимаемой жидкостью, вносят существенные погрешности в результаты расчетов гидродинамических характеристик призабойной зоны пласта при измерении дебита и давления на устье скважины, в особенности на начальном участке КВД или коротких периодах ФВД. Для количественного учета влияния конструктивных объемов скважины, при расчетах фильтрационных параметров пласта (ФПП), предлагается воспользоваться инженерными формулами пересчета устьевых давлений и дебита в забойные, представив гидроакустические характеристики скважины в виде эквивалентной электрической схемы, для которой существуют подобные расчеты в области электротехники (см. фиг.1).

В данной схеме измеряемые параметры давления на отводе межтрубного пространства Рмт(t) и на буфере Рбуф(t) эквивалентны напряжению на выходе и входе схемы U(t) и Uвх(t), параметр расхода жидкости на устье q(t) эквивалентен входному току I(t). В случае периодического гармонического воздействия параметры могут быть представлены как частотные зависимости U(ω), Uвx(ω) и I(ω), где

- циклическая частота, Т - период воздействия. Параметры в частотной области являются комплексными, т.е. характеризуются двумя числами - действительной и мнимой частью или, в полярных координатах, амплитудой и фазой. Отношение напряжения к току характеризует импеданс соответствующего участка цепи. Так, входной импеданс:

Измеренный импеданс при контроле давления на межтрубье:

Импеданс призабойной зоны пласта:

Схема состоит из двух последовательно соединенных длинных линий с распределенными параметрами, соответствующих насосно-компрессорным трубам (НКТ) и межтрубному пространству, и сосредоточенной емкости, соответствующей объему обсадной колонны ниже воронки НКТ. Формула для расчета приведенного комплексного импеданса призабойной зоны пласта по данным измерений устьевых давления и дебита в НКТ:

где

- постоянная распространения волны в НКТ,

- удельная индуктивность линии НКТ, c=β·Sт - удельная емкость, r - удельное сопротивление, ρ - плотность жидкости в НКТ, β - сжимаемость жидкости, Sт - сечение НКТ, Lт - длина НКТ;

- волновой импеданс НКТ, - волновое сопротивление межтрубного пространства, удельные индуктивность lмт и емкость cмт линии межтрубного пространства определяются аналогично подобным параметрам НКТ, удельным сопротивлением при этом пренебрегают, поскольку жидкость в межтрубном пространстве практически неподвижна;

- емкость пространства под НКТ, Vзб - объем этого пространства.

Для области НКТ параметр r оценивается по сопротивлению установившемуся потоку жидкости в диапазоне расходов, наблюдаемом в эксперименте:

, где Δq - диапазон изменения дебита, используемый в эксперименте, ΔР - разность падения давления на единицу длины НКТ в этом диапазоне, рассчитывается по формулам для течения вязкой жидкости по трубам.

Формула для расчета импеданса пласта по данным устьевых замеров давления в межтрубном пространстве и дебита в НКТ:

Предпочтительным для определения ФПП является использование замера устьевого давления в межтрубном пространстве, поскольку в этом случае не нужно рассчитывать параметр r. Если в нижней точке межтрубного пространства установлен пакер, для расчета импеданса пласта используется формула (1) без последнего члена.

Формулы для расчета ФПП по методу ФВД [2, 3] включают отношение амплитуд соответствующих компонент частотного спектра (гармоник) дебита и давления и сдвиг фаз между ними. В терминах импеданса пласта отношение давления к дебиту равно модулю импеданса, а сдвиг фаз - его аргументу.

Если в эксперименте замер давления на устье скважины производится одновременно в НКТ и межтрубном пространстве, можно вычислить импеданс забоя по обеим формулам (1) и (2). В этом случае существенное различие результатов расчета, при правильно заданных параметрах скважины и заполняющих ее жидкостей, будет указывать на наличие в скважине дефектов обсадной колонны или НКТ, таких как сквозные повреждения, в точках, удаленных от забоя, или засоры труб. Тогда для идентификации дефектов и их местоположения могут проводиться дополнительные исследования по известным методикам, в том числе с использованием глубинных приборов.

При использовании метода ФВД приведенные формулы для коррекции отношения амплитуд и сдвига фаз между компонентами частотного спектра (гармониками) дебита и давления можно использовать непосредственно.

Для других нестационарных гидродинамических методов исследования пластов с непериодическим воздействием, например метода КВД и его производных, процедура учета влияния ствола скважины следующая:

- Экстраполировать данные временной зависимости давления на бесконечное время.

- Выполнить для полученной функции преобразования Фурье с получением комплексной частотной зависимости давления.

- Вычислить отношение функции Фурье-образа давления к Фурье-образу дебита (для КВД - скачкообразная функция), получив в результате функцию измеренного импеданса Z(ω) или Zизм(ω).

- Использовать формулы (1) или (2) для расчета импеданса пласта Zп(ω).

- Умножить полученный импеданс на Фурье-образ идеальной функции воздействия (идеального скачка для КВД).

- Выполнить обратное преобразование Фурье для полученной функции с получением временной зависимости давления.

- Использовать полученную функцию для расчетов ФПП по принятой методике.

Эксперимент по исследованию призабойной зоны пласта методом высокочастотных ФВД [2, 3] состоит в задании и регистрации временных зависимостей дебита и давления, с применением некоторого набора периодов воздействия, в диапазоне от десятков секунд до тысяч секунд. Здесь предлагается использовать смену периодов возмущения колебаний в убывающем порядке от максимального к минимальному. Такая рекомендация объясняется тем, что при воздействии максимальным периодом пласт во всей призабойной зоне скважины деформируется на максимальную глубину зондирования, при этом остаточная деформация будет иметь длительные характеристические времена релаксации соизмеримые со временем, достаточным для проведения всего эксперимента. Изменение периодов от больших к меньшим позволяет выровнять условия измерений на различных периодах, в результате чего полученная зависимость параметров от периода воздействия будет более адекватно отражать характер радиальных неоднородностей пласта в призабойной зоне. При наличии запаса времени можно проводить эксперимент вначале от малых периодов в сторону возрастания, затем в обратном порядке для оценки влияния остаточной деформации.

Пример реализации способа.

1. В качестве примера представлены данные промыслового эксперимента по измерению параметров пласта методом высокочастотных ФВД в призабойной зоне нагнетательной скважины 23421 Центрально-Азнакаевской площади Ромашкинского нефтяного месторождения (пласт ДI - терригенный пористый коллектор; система - однопластовая; забой на глубине 1798 м). В процессе эксперимента скважина работала в режиме нагнетания воды в пласт через НКТ. В устьевую обвязку скважины для регистрации изменения дебита был установлен устьевой скважинный расходомер типа «Турбоквант». Также на устье скважины в межтрубное пространство для регистрации изменения давления был установлен устьевой электронный дистанционный манометр. В данном примере осуществлялось плавное, периодическое во времени, по форме близкое к гармоническому виду изменение дебита скважины с применением специального кранового устройства (Устройство для регулирования потока жидкости. Описание авт. св. SU №1626035, 1990).

Измерения были проведены на 14 периодах воздействия от 52 до 1224 секунд, в каждом замере зарегистрировано от 3 до 6 периодов. Был выполнен Фурье-анализ данных дебита и давления, определены отношение амплитуд и сдвиги фаз между первыми гармониками функций. По формуле (2) была выполнена коррекция отношения амплитуд и сдвига фаз между дебитом и давлением для приведения их к точке забоя, а затем по формулам (Бузинов С.Н., Умрихин И.Д. Исследование нефтяных и газовых скважин и пластов. М., Недра, 1984, с.128) проведен расчет гидродинамических параметров. На фиг.2 показаны зависимости отношения амплитуды первых гармоник дебита к давлению (обратный модуль импеданса) от периода воздействия для непосредственно измеренных данных и для пересчитанных по формуле (2). На фиг.3 - аналогичные зависимости сдвига фаз (аргумент импеданса) от периода воздействия. На фиг.4 - зависимости рассчитанных значений гидропроводности пласта от периода воздействия. В результате коррекции начальных данных отношение амплитуд дебита к давлению уменьшилось на коротких периодах на 10%, что подтверждает предположение о том, что дебит, измеренный на устье скважины, частично не нагнетается в пласт, а расходуется на сжатие жидкости в ее стволе. Скорректированный на забой сдвиг фаз во всем диапазоне замеров уменьшился примерно на 0.15 рад относительно значений, рассчитанных по стандартной методике. Уточним, что при расчете ФПП по классической модели упругого режима фильтрации сдвиг фаз между соответствующими компонентами частотного спектра (гармониками) дебита и давления не может превышать π/4, тогда как в данных, не учитывающих учета влияния ствола скважины, на коротких периодах он превышает эту величину. В результате учета влияния ствола скважины по предложенным формулам удалось расширить частотный диапазон расчета ФПП, что, в свою очередь, позволяет добиться уменьшения ближней границы зондирования призабойной зоны пласта до десятков и даже единиц метров от стенки скважины.

2. В качестве примера по обнаружению дефекта в насосно-компрессорных трубах - НКТ приведем результат исследования нагнетательной водяной скв. 6209 Лениногорской площади Ромашкинского нефтяного месторождения (пласт ДI - терригенный пористый коллектор; система - однопластовая; забой на глубине 1827 м, длина спуска НКТ - 1750 м). На скважине были проведены гидродинамические исследования по стандартной методике фильтрационных волн давления, причем регистрация давления на устье скважины велась одновременно и в НКТ и в межтрубном пространстве. Результаты обработки данных представлены в графическом виде на фиг.5 (зависимость сдвига фаз от периода воздействия) и на фиг.6 (зависимость отношения амплитуд от периода воздействия). При реальных, заложенных в программу обработки, физических характеристиках скважины: длина НКТ, глубина забоя, коэффициенты плотности и сжимаемости жидкости, заполняющей НКТ и межтрубное пространство, графики, рассчитанные соответственно по формулам (1) и (2) не совпадали во всем диапазоне значений периода колебаний. При уменьшении длины НКТ искусственно в расчетах до 715 метров, соответствующие графики совпали (см. фиг.5 и фиг.6). Этот факт, с определенной степенью вероятности, указывает на то, что на глубине около 700 метров от устья скважины наблюдается переток части жидкости из НКТ в межтрубное пространство и обратно. Для точной локализации дефекта требуются дополнительные исследования с использованием глубинных приборов.

Для количественного учета влияния конструктивных объемов скважины, при расчетах фильтрационных параметров пласта, авторами выведены инженерные формулы, полученные для описания гидроакустических характеристик скважины в виде эквивалентной электрической схемы, включающей две последовательно соединенные длинные линии с распределенными параметрами и сосредоточенной емкостью в точке их соединения.

Расчет фильтрационных параметров пласта ведут исходя из амплитуд и сдвигов фаз давления и дебита на забое скважины по известным формулам в соответствии с выбранной моделью фильтрации.

При обнаружении сквозных нарушений в конструкции скважины используется оценка количественного различия отношений амплитуд и сдвига фаз, приведенных к забою скважины, по данным давлений, измеренных на устье скважины одновременно в насосно-компрессорных трубах и межтрубном пространстве.

Преимуществами заявляемого способа являются:

- Проведение промысловых исследований пластов нестационарными гидродинамическими способами, включая КВД и ФВД, в которых осуществляют гидродинамическое возмущение давления в исследуемом пласте путем периодического или непериодического во времени изменения дебита скважины, регистрацию временных зависимостей дебита и давления на устье скважины, с последующей математической обработкой полученных результатов исследования для расчета фильтрационных параметров пласта в призабойной зоне скважины приводит к удешевлению эксперимента с одновременным повышением точности расчетов ФПП, а в случае применения способа ФВД к расширению диапазона глубины зондирования призабойной зоны пласта в меньшую сторону;

- При регистрации давления на устье скважины одновременно в двух точках: в насосно-компрессорных трубах и в межтрубном пространстве, по существенному различию значений комплексного импеданса призабойной зоны, рассчитанных для этих точек, обнаруживают дефекты конструкции скважины.

Использование заявляемого способа в нефтедобывающей промышленности позволит снизить стоимость и сократить время проведения экспериментов по определению ФПП призабойной зоны скважин, обнаруживать по данным замеров сквозные повреждения НКТ и обсадной колонны скважины.

Заявленное техническое решение соответствует требованию единства изобретения, т.к. относится к объектам одинакового назначения и обеспечивает получение одного и того же технического результата.

Заявленное техническое решение соответствует критерию «новизна», предъявляемому к изобретениям, т.к. из уровня техники не выявлены технические решения, обладающие совокупностью признаков, присущих заявленному способу определения фильтрационных параметров призабойной зоны пласта и обнаружения дефектов в конструкции скважины.

Заявленное техническое решение соответствует критерию «изобретательский уровень», предъявляемому к изобретениям, т.к. из уровня техники не выявлены технические решения, совпадающие с отличительными признаками заявленного решения, и оно не следует явным образом из уровня техники.

Заявленное техническое решение соответствует критерию «промышленная применимость», предъявляемому к изобретениям, т.к. оно может быть осуществлено известными средствами.

Были проведены гидродинамические исследования по стандартной методике на скважине 23421 Центрально-Азнакаевской площади Ромашкинского нефтяного месторождения, на скважине 6209 Лениногорской площади Ромашкинского нефтяного месторождения.

Использованные источники

1. Инструкция по гидродинамическим методам исследований пластов и скважин РД 39-3-593-81, М., ВНИИ, 1982.

2. Гаврилов А.Г., Куштанова Г.Г., Овчинников М.Н., Штанин А.В. Заявка на патент RU №2008132357. «Способ определения фильтрационных параметров призабойной зоны пласта методом высокочастотных фильтрационных волн давления», 2009 г.

3. Бузинов С.Н., Умрихин И.Д. Исследование нефтяных и газовых скважин и пластов. М., Недра, 1984, 265 с., стр.84-85, 114-115, 127-129.

4. Гаврилов А.Г., Матюшкин И.Ф., Штанин А.В. и др. Устройство для регулирования потока жидкости. Описание авт. св. SU №1626035, 1990.

1. Способ определения фильтрационных параметров призабойной зоны пласта и обнаружения дефектов в конструкции скважины, заключающийся в проведении промысловых гидродинамических исследований скважин, при котором осуществляют гидродинамическое возмущение давления в исследуемом пласте путем периодического или непериодического изменения дебита скважины, регистрацию временных зависимостей дебита и давления, отличающийся тем, что давление и дебит измеряют на устье скважины, при этом давление измеряют одновременно в насосно-компрессорных трубах (НКТ) и в межтрубном пространстве, получают частотные зависимости отношения амплитуды давления к дебиту и сдвига фаз между ними, проводят расчет отношения амплитуд и сдвига фаз компонент частотного спектра (гармоник) давления к дебиту, приведенных к забою скважины, т.е. комплексного импеданса призабойной зоны, по формулам, полученным из представления конструктивных объемов скважины эквивалентной электрической схемой, включающей две последовательные коаксиальные линии и сосредоточенную емкость в точке их соединения, для соответствующих точек измерения давления, для расчета фильтрационных параметров пласта для используемого непериодического вида воздействия из частотной зависимости импеданса получают временную зависимость давления или дебита, приведенных к забою скважины, а по существенному различию значений комплексного импеданса призабойной зоны, рассчитанных по данным давления, измеренным в НКТ и межтрубном пространстве, делают вывод о наличии нарушений гидродинамической целостности конструкции скважины в точках, удаленных от забоя.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что при периодическом изменении дебита скважины на нескольких значениях периода возмущения период изменяют от большего к меньшему или в прямой и обратной последовательности, по полученным значениям импеданса призабойной зоны производят расчет фильтрационных параметров пласта - приведенной пьезопроводности и гидропроводности.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к паротепловым способам добычи высоковязкой нефти. .

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к бурению скважин, и может быть использовано для контроля частоты вращения вала турбобура и для управления процессом бурения.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к геофизическим устройствам для исследования скважины, и может быть использовано для исследования добывающих скважин под действующим устройством механизированной добычи без остановки оборудования.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к геофизическим устройствам для исследования скважины, и может быть использовано для исследования добывающих скважин под действующим устройством механизированной добычи без остановки оборудования.

Изобретение относится к геофизической технике и может быть использовано в действующих нефтяных скважинах для проведения геофизических исследований. .

Изобретение относится к электрическим машинам и предназначено для питания скважинного прибора. .

Изобретение относится к области геофизики и предназначено для проведения комплекса геофизических исследований нефтяных и газовых скважин, эксплуатируемых горизонтальным стволом.

Изобретение относится к электрическим машинам и предназначено для питания скважинного прибора. .

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для обеспечения измерений плотности преимущественно буровых и тампонажных растворов, используемых в процессе строительства скважин.

Изобретение относится к устройствам для измерения температурного распределения в протяженных объектах и может быть использовано в нефтегазодобывающей промышленности, например, для измерения температуры в горизонтальных добывающих битумных скважинах

Изобретение относится к получению информации о функционировании скважинной системы и свойствах подземной формации посредством детектирования и анализирования (интерпретирования) акустических сигналов, сгенерированных компонентами скважинной системы, содержащей, например, ствол скважины, пробуренный к подземной формации, и/или установленное в нем оборудование (например, заканчивающую колонну, один или более инструментов, связанных с этой колонной, обсадную колонну, пакеры, управляющие системы и/или другие компоненты)

Изобретение относится к получению информации о функционировании скважинной системы и свойствах подземной формации посредством детектирования и анализирования (интерпретирования) акустических сигналов, сгенерированных компонентами скважинной системы, содержащей, например, ствол скважины, пробуренный к подземной формации, и/или установленное в нем оборудование (например, заканчивающую колонну, один или более инструментов, связанных с этой колонной, обсадную колонну, пакеры, управляющие системы и/или другие компоненты)

Изобретение относится к способам регулирования нефтяных и газовых промысловых скважин

Изобретение относится к оценке уровня жидкости в нефтяных скважинах и может быть использовано для определения и контроля статического и динамического уровней скважинной жидкости, например, в нефтяной скважине

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при разработке газовых месторождений

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при разработке газовых месторождений
Изобретение относится к геофизическим способам исследования скважин, в частности к выявлению углеводородсодержащих пластов в бурящихся, эксплуатационных и другого назначения скважинах

Изобретение относится к области добычи нефти, в частности к устройствам для исследования глубинных проб пластовой нефти

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для изучения гидродинамических свойств нефтяных пластов и скважин и обнаружения сквозных повреждений элементов конструкции скважин

Наверх