RU2001108762A - The method of determining the water factor of the gas field - Google Patents

The method of determining the water factor of the gas field

Info

Publication number
RU2001108762A
RU2001108762A RU2001108762/03A RU2001108762A RU2001108762A RU 2001108762 A RU2001108762 A RU 2001108762A RU 2001108762/03 A RU2001108762/03 A RU 2001108762/03A RU 2001108762 A RU2001108762 A RU 2001108762A RU 2001108762 A RU2001108762 A RU 2001108762A
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
water
gas
condensation water
field
mineralization
Prior art date
Application number
RU2001108762/03A
Other languages
Russian (ru)
Other versions
RU2217588C2 (en
Inventor
Виктор Иванович Кононов
Вахит Фатихович Зайнуллин
Владимир Николаевич Гордеев
Геннадий Иванович Облеков
Александр Иванович Березняков
Аркадий Евгеньевич Дурновцев
Айдар Азатович Миннибаев
Original Assignee
Общество с ограниченной ответственностью "Надымгазпром"
Filing date
Publication date
Application filed by Общество с ограниченной ответственностью "Надымгазпром" filed Critical Общество с ограниченной ответственностью "Надымгазпром"
Priority to RU2001108762A priority Critical patent/RU2217588C2/en
Priority claimed from RU2001108762A external-priority patent/RU2217588C2/en
Publication of RU2001108762A publication Critical patent/RU2001108762A/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2217588C2 publication Critical patent/RU2217588C2/en

Links

Claims (1)

Способ определения водного фактора газового промысла, включающий сбор выносимой из скважины подошвенной и конденсационной воды, ее отделение от газового потока, смешивание ее в сепараторе и определение общей минерализации воды, отличающийся тем, что сбор выносимой подошвенной и конденсационной воды производят из всех скважин зоны отбора газового промысла, затем отбирают пробы отсепарированной и смешанной подошвенной и конденсационной воды и проводят ее химический анализ на общую минерализацию, на основании чего определяют материальный баланс по минерализации путем решения уравненияA method for determining the water factor of a gas field, including collecting plantar and condensation water carried out from the well, separating it from the gas stream, mixing it in a separator, and determining the total salinity of the water, characterized in that the outgoing plantar and condensation water is collected from all wells in the gas sampling zone field, then samples of the separated and mixed plantar and condensation water are taken and its chemical analysis is carried out for general mineralization, on the basis of which the material is determined athletic balance mineralization by solving the equation
Figure 00000001
Figure 00000001
 где M1 - минерализация подошвенной воды, г/м3, постоянный показатель для месторождения;where M1 is the mineralization of bottom water, g / m 3 , a constant indicator for the field; М2 - минерализация конденсационной воды, г/м3;M2 - mineralization of condensation water, g / m 3 ; М3 - минерализация воды после смешивания в сепараторе, г/м3;M3 - mineralization of water after mixing in a separator, g / m 3 ; X1 - удельное количество подошвенной воды, г/м3;X1 is the specific amount of plantar water, g / m 3 ; Х2 - удельное количество конденсационной воды, г/м3,X2 - specific amount of condensation water, g / m 3 , после чего рассчитывают удельное количество подошвенной воды на газовом промысле, принимая М2=0, поскольку конденсационная вода в пластовых условиях находится в виде пара:then calculate the specific amount of bottom water in the gas field, taking M2 = 0, since condensation water in reservoir conditions is in the form of steam:
Figure 00000002
Figure 00000002
 где M1 - минерализация подошвенной воды, г/м3, постоянный показатель для месторождения;where M1 is the mineralization of bottom water, g / m 3 , a constant indicator for the field; М3 - минерализация воды после смешения в сепараторе, г/м3;M3 - water mineralization after mixing in a separator, g / m 3 ; Х2 - удельное количество конденсационной воды, г/м3,X2 - specific amount of condensation water, g / m 3 , затем определяют удельное количество конденсационной воды на газовом промысле по формулеthen determine the specific amount of condensation water in the gas field according to the formula X2=(Wпл-Wc) (3)X2 = (Wpl-Wc) (3) где Wпл - равновесное влагосодержание пластового газа, г/м3;where Wpl - the equilibrium moisture content of the reservoir gas, g / m 3 ; Wс - равновесное влагосодержание газа в сепараторах, г/м3,Wс - equilibrium moisture content of the gas in the separators, g / m 3 , при этом величины Wпл и Wс вычисляют по известной методике [3], после чего определяют суммарное количество подошвенной и суммарное количество конденсационной воды за суткиthe values of Wpl and Wc are calculated according to the known method [3], after which the total amount of plantar and the total amount of condensation water per day are determined Qп=Qг·X1/ρп (4),Qп = Qг · X1 / ρп (4), Qк=Qг·X2/ρк (5),Qк = Qг · X2 / ρк (5), где Qп - суммарное количество подошвенной воды, м3/сут;where Qп - total amount of plantar water, m 3 / day; Qк - суммарное количество конденсационной воды, м3/сут;Qк - the total amount of condensation water, m 3 / day; Qг - расход газа через входные сепараторы, м3/сут;Qg — gas flow rate through inlet separators, m 3 / day; X1 - удельное количество подошвенной воды, г/м3;X1 is the specific amount of plantar water, g / m 3 ; Х2 - удельное количество конденсационной воды, г/м3;X2 - specific amount of condensation water, g / m 3 ; ρп - плотность подошвенной воды, г/м3, постоянный показатель для месторождения;ρп - the density of bottom water, g / m 3 , a constant indicator for the field; ρк - плотность конденсационной воды, г/м3, постоянный показатель для месторождения,ρк is the density of condensation water, g / m 3 , a constant indicator for the field, и на основании полученных данных рассчитывают суммарное количество воды газового промысла за суткиand based on the data obtained, the total amount of water from the gas field per day is calculated Q=Qп+Qк (6),Q = Qп + Qк (6), где Q - суммарное количество воды газового промысла за сутки, м3/сут;where Q is the total amount of gas in the gas field per day, m 3 / day; Qк - суммарное количество конденсационной воды, м3/сут;Qк - the total amount of condensation water, m 3 / day; Qг - расход газа через входные сепараторы, м3/сут.Qg - gas flow through inlet separators, m 3 / day.
RU2001108762A 2001-04-03 2001-04-03 Method establishing water-oil ratio in gas field RU2217588C2 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2001108762A RU2217588C2 (en) 2001-04-03 2001-04-03 Method establishing water-oil ratio in gas field

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2001108762A RU2217588C2 (en) 2001-04-03 2001-04-03 Method establishing water-oil ratio in gas field

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2001108762A true RU2001108762A (en) 2003-09-20
RU2217588C2 RU2217588C2 (en) 2003-11-27

Family

ID=32026545

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2001108762A RU2217588C2 (en) 2001-04-03 2001-04-03 Method establishing water-oil ratio in gas field

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2217588C2 (en)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2681144C1 (en) * 2018-02-01 2019-03-04 Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт проблем нефти и газа РАН (ИПНГ РАН) Method for control over gas deposit development

Families Citing this family (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2524728C1 (en) * 2013-03-12 2014-08-10 Общество с ограниченной ответственностью "Совет Всероссийского общества изобретателей и рационализаторов научно-исследовательских институтов нефтяной и газовой промышленности" (сокращенное-ООО "Совет ВОИР НИИНГП") Differentiation of well production at mixing of two seam products
RU2526965C1 (en) * 2013-04-23 2014-08-27 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Нижегородский государственный технический университет им. Р.Е. Алексеева", НГТУ Method of water breakthrough control in gas well
RU2710652C2 (en) * 2018-04-12 2019-12-30 Общество С Ограниченной Ответственностью "Газпром Добыча Надым" Method for diagnostics of associated water of gas wells based on chemical analysis data

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2681144C1 (en) * 2018-02-01 2019-03-04 Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт проблем нефти и газа РАН (ИПНГ РАН) Method for control over gas deposit development

Similar Documents

Publication Publication Date Title
Probst et al. Strontium as a tracer of weathering processes in a silicate catchment polluted by acid atmospheric inputs, Strengbach, France
Sellers et al. Fluxes of methylmercury to the water column of a drainage lake: the relative importance of internal and external sources
El-Abbassi et al. Concentration of olive mill wastewater by membrane distillation for polyphenols recovery
Ladouche et al. Hydrograph separation using isotopic, chemical and hydrological approaches (Strengbach catchment, France)
Henry et al. Total mercury and methylmercury mass balance in an alkaline, hypereutrophic urban lake (Onondaga Lake, NY)
Jha et al. Chemical and sediment mass transfer in the Yamuna River—a tributary of the Ganges system
RU2001108762A (en) The method of determining the water factor of the gas field
Hooper et al. Predicting episodic stream acidification in the southeastern United States: Combining a long‐term acidification model and the end‐member mixing concept
Tan et al. Carbon isotope geochemistry of the Orinoco Basin
Hales et al. Isotopic signature of nitrate in two contrasting watersheds of Brush Brook, Vermont, USA
Eren et al. Karst surface features of the hard laminated crust (caliche hardpan) in the Mersin area, southern Turkey
Johnson et al. Controls on mercury and methylmercury deposition for two watersheds in Acadia National Park, Maine
CN109916672A (en) Wetland soil sampling apparatus
Maben et al. Volatile inorganic Cl in surface air over eastern North America
Luzón et al. Stable isotope characterisation of co-existing carbonates from the Holocene Gallocanta lake (NE Spain): palaeolimnological implications
RU2307248C1 (en) Method to determine specific and total liquid water content in produced natural gas
Murphy et al. The transport and fate of particulate hydrocarbons in an urban fjord-like estuary
RU2217588C2 (en) Method establishing water-oil ratio in gas field
CN103184861A (en) Crude oil sand content analysis device
Gustafsson et al. The POC/234Th ratio of settling particles isolated using split flow-thin cell fractionation (SPLITT)
RU2467326C2 (en) Method to register water erosion of soil
RU2128280C1 (en) Method for diagnosing water discharged from gas wells using chemical analysis data
RU2710652C2 (en) Method for diagnostics of associated water of gas wells based on chemical analysis data
RU2681144C1 (en) Method for control over gas deposit development
Nriagu Chemistry of the River Niger I. Major ions