Способ определения заколонных перетоков


 


Владельцы патента RU 2510457:

Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина (RU)

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при определении заколонных перетоков скважины. Техническим результатом является определение заколонных перетоков при потоке жидкости за скважиной сверху вниз. В способе скважину оборудуют колонной труб со свабом. Низ колонны размещают ниже перфорированного интервала продуктивного пласта. Скважину оборудуют глубинным термометром на кабеле в межтрубном пространстве. Поднимают сваб по колонне труб и одновременно поднимают по межтрубному пространству на кабеле глубинный термометр в режиме регистрации. При подъеме сваба организуют изменение направления потока жидкости в скважине от направления из продуктивного пласта вверх по скважине при добыче нефти на направление от продуктивного пласта вниз к низу колонны труб. Операции повторяют, регистрируют термограммы при измененном направлении потока флюидов в скважине, анализируют термограммы и сравнивают с термограммой остановленной скважины. Отмечают на термограммах при измененном направлении потока флюидов в скважине увеличение температуры в исследуемом интервале. Делают предположение о наличии заколонных перетоков сверху вниз с вышележащих в нижележащие пласты. Делают заключение о поступлении флюида из вышележащего пласта по пути заколонных перетоков в перфорированный интервал. 1 ил.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при определении заколонных перетоков скважины.

Известен способ исследования скважины, согласно которому скважину оборудуют колонной насосно-компрессорных труб (НКТ) с воронкой на нижнем конце. Башмак колонны НКТ размещают выше кровли интервала перфорации на 10-30 м. Перед проведением исследований проводят эксплуатацию скважины с закачкой рабочего агента, используемого при разработке нефтяной залежи, по колонне НКТ в течение 3 и более суток. Останавливают скважину. Проводят технологическую выдержку в течение 1-2 суток. Проводят термометрию и гамма-каротаж (ГК) скважины по колонне НКТ с записью фонового значения естественной радиоактивности пород и фонового распределения температуры по стволу скважины. Закачивают первый возмущающий объем воды в пласт через колонну НКТ или межтрубное пространство. При прокачке возмущающего объема воды неоднократно перемещают приборы от забоя скважины до интервала, расположенного на 40-60 м выше башмака колонны НКТ, на разных скоростных режимах и фиксируют показания расходомера. Закачку останавливают и проводят повторную термометрию скважины от забоя до устья с записью текущего распределения температуры по стволу скважины. После повторной термометрии возобновляют закачку воды и в процессе закачки воды поднимают приборы до устья скважины с регистрацией показаний термометра и расходомера. Закачивают второй возмущающий объем и производят запись термограммы закачки по всему стволу скважины через 5-10 минут после остановки. После закачки второго возмущающего объема воды и термометрии спускают приборы в интервал продуктивного пласта, закачивают третий возмущающий объем воды с одновременным проведением как минимум одного замера термометрии в интервале продуктивного пласта и после остановки закачки третьего возмущающего объема проводят термометрию со снятием не менее двух термограмм в интервале продуктивного пласта от забоя и на 50 м выше продуктивного пласта для определения заколонной циркуляции. Анализируют полученные данные. После анализа полученной информации проводят детализацию температурных измерений на участке ствола скважины с выявленными температурными аномалиями. В выявленных интервалах проводят дополнительные исследования для подтверждения или опровержения наличия температурных аномалий, для уточнения интервалов температурных аномалий. Для определения интервалов ствола скважины, в которых имеет место горизонтальное движение подземных вод, дополнительно прокачивают возмущающий объем воды, прекращают закачку и производят термометрию в интервале от устья скважины до интервала, перекрывающего зону активного движения подземных вод, через 5-10 мин, через 30 мин, через 60 мин и через 3 часа после прекращения закачки. В случае наличия температурных аномалий исследования заканчивают. При отсутствии температурных аномалий продолжают проведение термометрии до достижения температуры воды в стволе скважины, равной температуре окружающих пород (Патент РФ №2384698, опубл. 20.03.2010).

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ исследования технического состояния скважины, включающий соединение измерительного устройства с геофизическим кабелем, спуск измерительного устройства в скважину, передачу данных измерений по геофизическому кабелю в наземное оборудование, вывод данных в виде термограммы, полученной путем измерения величины теплового потока внутренней поверхности стенки скважины в непрерывном неконтактном режиме с помощью устройства для исследования теплового потока, выявление отклонения термограммы от стандартного геотерма и определение расположения заколонного перетока. Одновременно с измерением величины теплового потока, получают видеоизображение внутренней поверхности скважины, передают это изображение по геофизическому кабелю в наземное оборудование, производят наложение термограммы на видеоизображение, сопоставляют термограмму с видеоизображением и при отклонении термограммы от стандартного геотерма анализируют видеоизображение внутренней поверхности скважины для выявления факторов, которые могут повлиять на показания радиометра, затем по результатам суммарного обобщения дают заключение о наличии заколонного перетока (Патент РФ №2389873, опубл. 20.05.2010 - прототип).

Известные способы позволяют достаточно надежно определять интервалы заколонных перетоков скважины при потоке жидкости за скважиной снизу вверх, однако способы не позволяют с достаточной достоверностью определить заколонные перетоки при потоке жидкости за скважиной сверху вниз.

В предложенном изобретении решается задача определения заколонных перетоков при потоке жидкости за скважиной сверху вниз.

Задача решается тем, что в способе определения заколонных перетоков, включающем регистрацию термограммы в скважине и ее анализ, согласно изобретению, скважину оборудуют колонной труб со свабом и размещают низ колонны ниже перфорированного интервала продуктивного пласта, скважину оборудуют глубинным термометром на кабеле в межтрубном пространстве, поднимают сваб по колонне труб и одновременно поднимают по межтрубному пространству на кабеле глубинный термометр в режиме регистрации, подъемом сваба организуют изменение направления потока жидкости в скважине от направления из продуктивного пласта вверх по скважине при добыче нефти, на направление от продуктивного пласта вниз к низу колонны труб, операции повторяют, регистрируют термограммы при измененном направлении потока флюидов в скважине, анализируют термограммы и сравнивают с термограммой остановленной скважины, отмечают на термограммах при измененном направлении потока флюидов в скважине увеличение температуры в исследуемом интервале, делают предположение о наличии заколонных перетоков сверху вниз, с выше лежащих в нижележащие пласты, делают заключение о поступлении флюида из выше лежащего пласта по пути заколонных перетоков в перфорированный интервал.

Сущность изобретения

Традиционные геофизические исследования в межтрубном пространстве скважин, оборудованных штанговыми глубинными насосами методами: термометрии, влагометрии, резистивиметрии, манометрии, скважинным термокондуктивным дебитомером (СТД), ГК и локатором муфт позволяют определить профиль притока жидкости, наличие или отсутствие заколонных перетоков снизу, герметичность зумпфа скважины. Подвеска штангового насоса расположена выше интервала перфорации. При таких исследованиях, как правило, наличие заколонных перетоков из вышележащих пластов не определяется за счет того, что датчик термометра находится в восходящем потоке жидкости, поступающей из интервала перфорации. Для регистрации теплового потока, возникающего за счет дроссельного эффекта флюида, циркулирующего по заколонному пространству из выше лежащего неперфорированного пласта в перфорированный необходимо направить поток жидкости из интервала перфорации вниз для исключения омывания датчика термометра при регистрации температуры в интервале, расположенном выше фильтра скважины. Для этой цели скважину оборудуют колонной труб со свабом и размещают низ колонны ниже перфорированного интервала продуктивного пласта, а геофизический прибор на кабеле размещают в межтрубном пространстве. Приток в скважину возбуждают с помощью сваба. При этом запись термометром проводят одновременно с подъемом сваба.

Пример конкретного выполнения.

В скважине №1 Ново-Елховского месторождения перфорирована турнейская залежь нефти в интервале 1040,8-1044,8 м (см. фиг.1). Скважина оборудована штанговым насосом и пущена в работу году с дебитом по нефти 4,0 т/сут. С течением времени дебит скважины стал монотонно увеличиваться и достиг 32 т/сут.Величина дебита данной скважины не соответствует дебитам нефти окружающих добывающих скважин, составляющих величину порядка 4 т/сут. Было сделано предположение о поступлении нефти в интервал перфорации по заколонному пространству с вышележащего нефтеносного терригенного пласта бобриковского возраста, расположенного в интервале 1032,0-1039,6 м. Для выявления причины увеличения дебита проведено геофизическое исследование №1 через межтрубное пространство в работающей скважине методами: термометрии, СТД, ГК, локатором муфт, резистивиметрии, манометрии, влагометрии. По результатам исследования выдано заключение о работе перфорированного пласта. Объяснения повышенного дебита не получено. Наличие заколонного перетока из вышележащего терригенного пласта данным исследованием не выявлено.

Для решения имеющейся задачи провели исследование №2. Скважину оборудовали колонной НКТ со свабом. Низ колонны разместили ниже перфорированного интервала продуктивного пласта. Скважину оборудовали глубинным термометром на кабеле в межтрубном пространстве. Провели подъем сваба по колонне НКТ и одновременно выполнили подъем по межтрубному пространству на кабеле глубинного термометра в режиме регистрации. Операции повторили несколько раз с регистрацией термограммы при измененном направлении потока флюидов в скважине (кривые 1-4). Проанализировали термограммы и сравнили с термограммой остановленной скважины. Отметили на термограммах при измененном направлении потока флюидов в скважине увеличение температуры в исследуемом интервале. В интервале 1032-1043 м выявлена температурная аномалия, т.е. увеличение температуры на 0,2-0,5°C, которая свидетельствует о заколонном перетоке сверху, а именно: с глубины 1032 м до кровли интервала перфорации, то есть до глубины 1040,8 м.

Таким образом удалось решить задачу определения заколонных перетоков при потоке жидкости за скважиной сверху вниз.

Применение предложенного способа позволит выявлять заколонные перетоки скважин, поступающие с верхних пластов в нижние.

Способ определения заколонных перетоков, включающий регистрацию термограммы в скважине и ее анализ, отличающийся тем, что скважину оборудуют колонной труб со свабом и размещают низ колонны ниже перфорированного интервала продуктивного пласта, скважину оборудуют глубинным термометром на кабеле в межтрубном пространстве, поднимают сваб по колонне труб и одновременно поднимают по межтрубному пространству на кабеле глубинный термометр в режиме регистрации, при подъеме сваба организуют изменение направления потока жидкости в скважине от направления из продуктивного пласта вверх по скважине при добыче нефти, на направление от продуктивного пласта вниз к низу колонны труб, операции повторяют, регистрируют термограммы при измененном направлении потока флюидов в скважине, анализируют термограммы и сравнивают с термограммой остановленной скважины, отмечают на термограммах при измененном направлении потока флюидов в скважине увеличение температуры в исследуемом интервале, делают предположение о наличии заколонных перетоков сверху вниз с вышележащих в нижележащие пласты, делают заключение о поступлении флюида из вышележащего пласта по пути заколонных перетоков в перфорированный интервал.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к гидрологии, бурению и эксплуатации скважин и может быть использовано при проведении геофизических исследований технического состояния скважин.

Изобретение относится к области геофизических исследований нефтяных и газовых скважин и может быть использовано, в частности, при определении профиля притока скважины и параметров околоскважинного пространства.

Предлагаемое изобретение относится к области добычи нефти и может быть использовано для определения дебитов нефти, воды и попутного нефтяного газа как передвижными, так и стационарными замерными установками.

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к бурению скважин и добыче газа. Группа изобретений может найти применение при проведении геофизических и гидродинамических исследований и позволяет оценить продуктивность газовых скважин, вскрывших продуктивный изотропный пласт под заданным зенитным углом, и оптимизировать их конструкции.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для определения качества цементирования скважин. Акустический способ определения места перетока флюида в заколонном пространстве скважины заключается в равномерном перемещении вдоль скважины акустического преобразователя и отработке полученного на его выходе шумового сигнала, по которому судят о глубине расположения места перетока флюида.

Изобретение относится к гидрогеологии, бурению и эксплуатации скважин и может быть использовано для проведения геофизических исследований технического состояния скважин.

Заявляемое изобретение относится к нефтедобыче, а именно к устройствам для измерения количества нефти и нефтяного газа, извлекаемых из недр, и может быть использовано для оперативного учета дебитов продукции нефтяных и газоконденсатных скважин.

Изобретение относится к устройствам, предназначенным для измерения параметров потока флюида (нефть, вода, газ и их смеси), таких как температура, скорость и фазовый состав, и может быть использовано при проведении геофизических исследований скважин, а также при контроле за транспортировкой жидких углеводородов по трубопроводной системе.

Изобретение относится к нефтегазодобыче и может быть использовано на стадиях строительства, эксплуатации, консервации и ликвидации скважин многопластовых нефтегазоконденсатных месторождений для определения природы углеводородных газов, поступивших в межколонные пространства скважин, или газов бурового раствора.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при измерениях количества жидкостной составляющей скважинной продукции. Технический результат направлен на повышение точности определения жидкостной составляющей скважинной продукции.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для измерения дебита скважин. Технический результат направлен на повышение точности и качества измерения дебита скважин. Устройство содержит вертикальную цилиндрическую емкость, входную и выходную в виде сифона, жидкостные линии, газовую линию, датчики давления и температуры газовой фазы, счетно-решающий блок. Объемный счетчик жидкости, запорный клапан, установленный, как и счетчик, на общей линии вслед за ним перед впадением ее в сборный коллектор, и при этом газовая и выходная жидкостная нисходящей ветвью сифона линии сообщены с гидравлическим замком. Датчики давления и температуры установлены на газовой линии, запорный клапан, объемный счетчик жидкости и счетно-решающий блок взаимосвязаны между собой через импульсный распределительный блок определения измеряемой рабочей среды. Запорный клапан выполнен перепускным дискретного действия с магнитной фиксацией, разгрузкой и контролем положения: «Открыто» или «Закрыто».1 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Техническим результатом является обеспечение определения остаточного содержания газа в жидкости после дегазации продукции группы скважин в газосепараторе перед дальнейшей откачкой в нефтепровод. Способ включает в себя процедуры нахождения начального содержания газа в жидкости и замера выделенного из жидкости объема газа. При этом начальное газосодержание в жидкости определяют по каждой из группы нефтедобывающих скважин, работающих на единый трубопровод. Остаточное содержание газа в трубопроводной жидкости после отвода газа в сепарационной емкости определяют по формуле: Г = ∑ i = 1 n ( Г i ⋅ Q i ) − Q г ∑ i = 1 n Q i где Гi - начальное газосодержание в жидкости i-ой скважины; Qi - дебит по жидкости i-ой скважины; n - количество скважин в группе, работающих на единый трубопровод; Qг - объем газа, выделившийся из трубопроводной жидкости в сепарационной емкости за единицу времени. 1 ил., 1 табл.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при гидродинамических исследованиях многозабойных скважин. Предложен способ исследования многозабойной горизонтальной скважины, содержащий этапы, на которых осуществляют спуск в скважину глубинного прибора, проведение гидродинамических исследований и извлечение геофизического прибора из многозабойной горизонтальной скважины. При этом перед спуском глубинного прибора на устье многозабойной горизонтальной скважины на нижний конец колонны труб устанавливают гидравлический отклонитель с легкоразбуриваемой сбивной насадкой с калиброванным отверстием и фиксирующим срезным штифтом. Спускают колонну труб с гидравлическим отклонителем с одновременной промывкой до интервала зарезки исследуемого бокового ствола. Причем в процессе спуска колонну труб оснащают пусковыми клапанами. Затем создают избыточное гидравлическое давление в колонне труб и спускают ее в исследуемый боковой ствол и увеличивают избыточное давление в колонне труб до разрушения срезного штифта и отсоединения сбивной насадки от гидравлического отклонителя. Далее на устье скважины соединяют глубинный прибор с жестким кабелем и спускают его в колонну труб до выхода из колонны и размещения его в исследуемом боковом стволе. После чего вызывают приток жидкости из пласта закачкой газа в межколонное пространство через пусковые клапаны и производят гидродинамические исследования в исследуемом боковом стволе проталкиванием глубинного прибора до его забоя. После проведения гидродинамических исследований последовательно извлекают жесткий кабель с глубинным прибором из колонны труб и колонну труб с гидравлическим отклонителем. Техническим результатом является повышение точности и эффективности проведения гидродинамических исследований в боковых стволах многозабойной горизонтальной скважины. 2 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для изоляции водопритоков в открытых стволах многозабойных горизонтальных скважин. Устройство содержит спускаемую в скважину колонну пустотелых герметичных труб и геофизический прибор для проведения геофизических исследований. На нижнем конце колонны пустотелых герметичных труб, в качестве которых применяют колонну насосно-компрессорных труб, выполнены отверстия, в них установлены сбивные клапаны, а ниже отверстий в колонне насосно-компрессорных труб выполнена внутренняя кольцевая выборка, в которой установлено разрезное стопорное кольцо. При этом на нижнем конце колонны насосно-компрессорных труб ниже отверстий установлен гидравлический отклонитель, обеспечивающий попадание в открытый ствол многозабойной горизонтальной скважины. Кроме того, устройство снабжено продавочной пробкой, имеющей возможность перемещения по колонне насосно-компрессорных труб под действием избыточного давления жидкости с возможностью разрушения сбивных клапанов с открытием отверстий в колонне насосно-компрессорных труб и фиксации стопорным кольцом в колонне насосно-компрессорных труб ниже отверстий. Геофизический прибор спущен в колонну насосно-компрессорных труб посредством жесткого кабеля до упора в продавочную пробку. Технический результат заключается в повышении надежности работы и точности определения обводнившегося интервала в открытых стволах многозабойной горизонтальной скважины. 3 ил.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при определении обводненности продукции нефтедобывающей скважины. Технический результат направлен на повышение точности определения обводненности продукции скважины. Определение проводят в скважине, которую снабжают колонной насосно-компрессорных труб с электроцентробежным насосом и обратным клапаном на конце. Для определения обводненности выбирают скважину, расположенную в районе середины нефтяной залежи, с режимами добычи, близкими к средним по залежи. Скважину эксплуатируют не менее времени выхода на рабочий режим. Останавливают скважину и проводят технологическую выдержку до отделения от продукции скважины газа, расслоения на нефть и воду. Выполняют измерение высоты столба жидкости, по взаиморасположению линий раздела сред жидкость - газ и вода - нефть определяют объемное значение обводненности.

Изобретение относится к области измерения и контроля дебита нефтяных скважин и может быть использовано в информационно-измерительных системах добычи, транспорта, подготовки нефти, газа и воды. Технический результат заключается в возможности идентификации скважины с измененным массовым расходом жидкости куста нефтяных скважин непосредственно в процессе измерения дебита скважин. Способ заключается в непрерывном мониторинге суммарных массового расхода жидкости Мжи и объемного расхода газа Qги и вычислении коэффициента K и = Δ M ж и Δ Q г и , где ΔМжи и ΔQги соответственно разности предыдущих (запомненных) и текущих средних численных значений суммарных расходных параметров куста нефтяных скважин M ¯ ж и и Q ¯ г и . В случае отклонения численного значения Ки за пределы от заданных значений измеряют суммарный массовый расход жидкости Мжи(n-1) и суммарный объемный расход свободного газа Qги(n-1) по (n-1) скважинам, где n - общее число скважин в кусте, вычисляют по каждой скважине массовый расход жидкости (водонефтяной смеси) Мжi=Мжи-M(n-1), объемный расход свободного газа Qгi=Qги-Qги(n-1) и коэффициент K i = M ж i Q г i , после чего сравнивают численные значения коэффициентов Ki по каждой скважине с текущим численным значением Ки, а скважину с измененным массовым расходом жидкости куста нефтяных скважин идентифицируют по признаку минимальной разности между численным значением Ki одной из скважин куста нефтяных скважин и численным значением коэффициента Ки. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к газодобывающей промышленности. Техническим результатом является упрощение контроля герметичности, что приводит к повышению надежности и безопасности эксплуатации подземных хранилищ газа (ПХГ). В предлагаемом способе осуществляют циклическое воздействие на пласт, при котором каждый цикл включает закачку газа в пласт с последующим отбором газа. Воздействие на пласт осуществляют, по меньшей мере, в течение 10 циклов. В каждом цикле периодически одновременно измеряют текущее пластовое давление ( P t ф ) и объем отбора (или закачки) газа. С учетом измеренных параметров определяют расчетное давление в ПХГ ( P t Р ) для режима эксплуатации хранилища без утечек газа и для режима эксплуатации хранилища с утечками газа. Затем определяют функцию (F) как среднеарифметическое значение отклонений ( P t Р ) от ( P t ф ) , полученных при каждом i-м измерении, для режима эксплуатации хранилища без утечек газа и функцию (Fy) для режима эксплуатации хранилища с утечками газа и при выполнении неравенства Fy<F делают вывод о наличии утечек газа в хранилище. 1 табл.

Изобретение относится к области нефтегазовой промышленности и может быть использовано при разработке газовых месторождений. Техническим результатом предлагаемого изобретения является уточнение даты изменения коэффициентов фильтрационного сопротивления призабойной зоны за счет учета основных факторов, характеризующих степень обводнения призабойной зоны пласта. Поставленный технический результат достигается тем, что в способе контроля за обводнением газовой скважины, включающем фиксирование расхода газа и забойного давления между датами проведения газодинамических исследований методом установившихся отборов, определение значений первой и второй главных компонент, соответствующих наибольшим собственным числам ковариационной матрицы исходных данных, включающих значения нулевых и первых производных дебита газа, дебита газа в квадрате, забойного давления, анализ динамики первой и второй главных компонент во времени, построение графиков их изменения во времени, вывод об увеличении степени обводнения призабойной зоны пласта при пересечении кривых первой и второй главных компонент, проводят периодически отбор проб смешанной подошвенной и конденсационной воды, определение общей минерализации проб воды, определение удельного количества подошвенной воды в продукции скважины, включение нормированных значений общей минерализации проб воды и удельного количества подошвенной воды в продукции скважины в матрицу исходных данных.
Изобретение относится к газонефтедобывающей промышленности, в частности к исследованиям газонасыщенных пластов. Способ гидродинамических исследований газонасыщенных пластов без выпуска газа на поверхность включает 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. Изолируют пакером интервал исследований скважины выше газонасыщенного пласта. Создают последовательные режимы притока и восстановления давления и осуществляют последующую интерпретацию полученных данных. При этом 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, образующее выше компоновки испытательного оборудования вязкоупругую пробку. Пробка обеспечивает создание депрессии величиной не более 10% - 20% от ожидаемого пластового давления. Далее гидродинамические исследования проводят согласно регламенту испытания пластов на трубах. Техническим результатом является повышение точности и эффективности исследований. 1 з.п. ф-лы.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при исследовании скважины. В предложенном изобретении решается задача повышения достоверности обнаружения перетоков вверх за эксплуатационной колонной и вертикальных движений флюидов в заколонном пространстве в скважинах с перфорированными двумя и более пластами. Согласно способу скважину оборудуют колонной насосно-компрессорных труб с пакером, устанавливают пакер между двумя пластами на 3 м и ниже от подошвы верхнего интервала перфорации. Останавливают скважину для выравнивания температурного поля, проводят запись гамма-каротажа и термометрии по колонне насосно-компрессорных труб для регистрации кривой фонового распределения температуры по глубине скважины. Прокачивают возмущающий объем воды по колонне насосно-компрессорных труб в нижний пласт, одновременно перемещают прибор для регистрации расхода жидкости по межтрубному пространству от глубины посадки пакера и на расстояние не менее 50 м выше кровли верхнего пласта с регистрацией показаний термометра и расходомера. Выполняют повторную запись термометрии скважины и регистрацию кривой распределения температуры по глубине скважины, анализируют данные и выносят заключение о техническом состоянии скважины. 1 з.п. ф-лы.
Наверх