RU2085733C1 - Method for determining phase flow rates of gas-liquid mixture in producing well - Google Patents
Method for determining phase flow rates of gas-liquid mixture in producing well Download PDFInfo
- Publication number
- RU2085733C1 RU2085733C1 RU95112267A RU95112267A RU2085733C1 RU 2085733 C1 RU2085733 C1 RU 2085733C1 RU 95112267 A RU95112267 A RU 95112267A RU 95112267 A RU95112267 A RU 95112267A RU 2085733 C1 RU2085733 C1 RU 2085733C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- phase flow
- flow rates
- barogram
- liquid
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Measuring Volume Flow (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к геофизическим исследованиям эксплуатационных скважин и может быть использовано для выявления интервалов притока газожидкостной продукции и количественной оценки поинтервальных фазовых расходов на стадии контроля за разработкой газовых и газоконденсатных месторождений. The invention relates to geophysical studies of production wells and can be used to identify intervals for the inflow of gas-liquid products and quantify the interval phase costs at the stage of monitoring the development of gas and gas condensate fields.
Известен способ определения фазовых расходов в эксплуатационной скважине по сопоставлению результатов измерений в скважине методами расходометрии, термометрии, диэлькометрической влагометрии (Моисеев В.Н. М. Недра, 1990). A known method for determining phase costs in a production well by comparing the results of measurements in the well by flow metering, thermometry, dielcometric moisture metering (Moiseev V.N. M. Nedra, 1990).
Недостаток способа состоит в том, что в условиях работы скважины в пульсирующем режиме, когда газожидкостная продукция неравномерно движется по стволу в виде чередующихся пробок газа и включений жидкости, в потоке будет иметь место проскальзывание одной фазы относительно другой. Это приводит к тому, что объемная концентрация каждого компонента потока в стволе скважины не соответствует соотношению компонентов в притекающем к скважине флюиду, в результате чего показания глубинных измерительных датчиков не будут соответствовать реальным параметрам расходов фазовых компонент. Уменьшить же разность фазовых скоростей потока путем применения пакерующих устройств в газовых и газонефтяных скважинах нельзя из-за опасности поршневого выталкивания прибора и соответствующих требований по технике безопасности при проведении ГИС. The disadvantage of this method is that under well operating conditions in a pulsating mode, when gas-liquid products move unevenly along the barrel in the form of alternating gas plugs and fluid inclusions, slipping of one phase relative to the other will take place in the stream. This leads to the fact that the volume concentration of each component of the flow in the wellbore does not correspond to the ratio of the components in the fluid flowing to the well, as a result of which the readings of the depth measuring sensors will not correspond to the actual flow rate parameters of the phase components. However, it is impossible to reduce the difference in phase flow velocities by using packing devices in gas and gas-oil wells because of the danger of piston pushing of the device and the corresponding safety requirements for well logging.
Известен также способ определения фазовых расходов газонефтяной смеси в эксплуатационной скважине, включающий измерение турбулентных флуктуаций давления газожидкостного потока, выделение низкочастотных и высокочастотных составляющих этого сигнала, определение среднеквадратичных значений, их интегрирование в течение определенного времени и определение фазовых расходов путем совместной обработки результатов преобразований турбулентных флуктуаций давления и данных измерений датчиком диэлькометрического влагомера (патент РФ N 1831565, кл. E 21 B 47/10). There is also a method for determining the phase flow rates of a gas-oil mixture in a production well, including measuring turbulent pressure fluctuations of a gas-liquid stream, extracting low-frequency and high-frequency components of this signal, determining the root mean square values, integrating them over a certain time, and determining phase flow rates by jointly processing the results of transformations of turbulent pressure fluctuations and measurement data with a dielcometric moisture meter sensor (RF patent N 18315 65, CL E 21 B 47/10).
Недостатком известного способа является его ограниченность исключительно информативностью о суммарных фазовых расходах, фиксируемых на устье скважины. Способ расчитан на определение расходных параметров только в условиях работы скважины с дисперсной структурой газожидкостного потока, когда расходные и истинные фазовые содержания одинаковы. Для выполнения замеров в данном способе необходимо использование стационарной установки, включающей монтаж в трубопроводе сужающего устройства (диафрагмы). The disadvantage of this method is its limited exclusively informative about the total phase costs recorded at the wellhead. The method is designed to determine the flow rate parameters only in conditions of operation of the well with a dispersed structure of the gas-liquid flow, when the flow rate and true phase contents are the same. To perform measurements in this method, it is necessary to use a stationary installation, including installation in the pipeline of a constricting device (diaphragm).
Все указанные ограничения делают неприемлемым использование указанного способа для измерений на забое скважин с целью поинтервального определения фазовых расходов. Условия реальной работы газовых обводняющих или газонефтяных скважин на забое, как правило, таковы, что структура потока продукции в них далека от дисперсной. Это означает, что величины расходных и истинных фазовых содержаний не адекватны друг другу. All these restrictions make it unacceptable to use the specified method for measurements at the bottom of the wells with the aim of interval determination of phase costs. The actual working conditions of gas flooding or gas-oil wells at the bottom, as a rule, are such that the structure of the product flow in them is far from dispersed. This means that the values of the expendable and true phase contents are not adequate to each other.
Задача изобретения повышение достоверности определения фазовых расходов газожидкостной смеси в эксплуатационной скважине, в том числе не только суммарных, в интервале выше продуктивной толщи, но и поинтервальных между эксплуатируемыми совместно эксплуатационными объектами. The objective of the invention is to increase the reliability of determining the phase flow rates of a gas-liquid mixture in a production well, including not only total ones, in the interval above the productive stratum, but also interval between the jointly operated production facilities.
Задача достигается тем, что в способе определения фазовых расходов газожидкостной смеси в эксплуатационной скважине, измеряют временные флуктуации давления по стволу скважины, а согласно изобретению, между пластами, работающими в пульсирующем режиме с пробковой структурой газожидкостного потока, регистрируют барограмму, выделяют интервалы с близкими параметрами нелинейности барограммы, затем в фиксированных точках выбранных интервалов регистрируют флуктуации параметра давления в промежутке времени не менее 3 мин, а по амплитудному и частотному спектрам зарегистрированных сигналов определяют размер газовых пробок и частоту наличия пробок одинакового размера, по которым судят об изменении фазовых расходов и распределении фаз по глубине. The task is achieved by the fact that in the method for determining the phase flow rates of a gas-liquid mixture in a production well, temporary pressure fluctuations along the wellbore are measured, and according to the invention, a barogram is recorded between reservoirs operating in a pulsed mode with a plug structure of a gas-liquid flow, intervals are identified with close nonlinearity parameters barograms, then at fixed points of the selected intervals, fluctuations in the pressure parameter in the time interval of at least 3 minutes are recorded, and the amplitude and the frequency spectra of the detected signals determine the size of the gas plugs and the frequency of the presence of plugs of the same size, which are used to judge the change in phase flow and phase distribution in depth.
Предложеное решение базируются на следующих технических и физических предпосылках. The proposed solution is based on the following technical and physical premises.
Движение газожидкостной смеси в скважине в установившемся режиме сопровождается небольшими периодическими изменениями параметров потока во времени (флуктуациями). Одними из наиболее ярко выраженных и уверенно фиксируемых являются флуктуации давления. Флуктуации носят случайный характер. Тем не менее, регистрируя их параметры во времени и проводя статистическую обработку данных можно получить информацию об интегральных параметрах потока (истинных и расходных содержаниях фаз, дебитах жидкости и газа). The motion of the gas-liquid mixture in the well in the steady state is accompanied by small periodic changes in flow parameters over time (fluctuations). One of the most pronounced and confidently fixed are pressure fluctuations. Fluctuations are random. Nevertheless, registering their parameters in time and performing statistical processing of data, one can obtain information on the integral parameters of the flow (true and flow rate contents of the phases, flow rates of the liquid and gas).
В ряде случаев для наблюдения флуктуаций можно обойтись стандартными измерительными средствами скважинными манометрами. Это касается так называемой пробковой (снарядной) структуры режима работы скважины, когда большая часть газовой фазы в стволе собрана в пределах ограниченных объемов (пробок), движущихся в газожидкостной эмульсии. Размеры пробок весьма ощутимы от нескольких метров до первых десятков метров. Поэтому их прохождение сопровождается низкочастотными пульсациями давления с амплитудой порядка нескольких сотых долей атмосферы, уверенно фиксируемых серийной геофизической аппаратурой. In some cases, observation of fluctuations can be dispensed with by standard measuring tools with downhole pressure gauges. This applies to the so-called cork (shell) structure of the well’s operating mode, when most of the gas phase in the wellbore is collected within limited volumes (plugs) moving in a gas-liquid emulsion. The size of the plugs is very noticeable from a few meters to the first tens of meters. Therefore, their passage is accompanied by low-frequency pressure pulsations with an amplitude of the order of several hundredths of an atmosphere, which are confidently fixed by serial geophysical equipment.
При скоростях движения смеси, близких к критическим для работы газожидкостного подъемника, (значения параметра фруда Frcм 0,5 5), низкочастотные пульсации давления определяются в основном параметрами газосодержания и площади потока. Сопоставление результатов стендовых и скважинных испытаний и анализ теоретических расчетов указывает на существование для этого случая статистической связи между результатами измерения аномалий давления, обусловленных прохождением пробок (амплитудами флуктуаций ΔAi и их периодами Δti или протяженностью по глубине ΔHi с фазовыми расходными характеристиками потока флюида в стволе скважины, в первую очередь с истинным газосодержанием Φг и характеризующим скорость движения потока параметром Фруда Fr. When the speed of the mixture is close to critical for the operation of the gas-liquid elevator (values of the frume parameter Frcm 0.5 5), low-frequency pressure pulsations are determined mainly by the parameters of gas content and flow area. A comparison of bench and well test results and an analysis of theoretical calculations indicates the existence for this case of a statistical relationship between the results of measuring pressure anomalies caused by the passage of plugs (fluctuation amplitudes ΔAi and their periods Δti or depth length ΔHi with phase flow characteristics of the fluid flow in the wellbore, primarily with the true gas content Φg and the Froude parameter Fr. characterizing the flow velocity
Суммарное газосодержание потока это сумма газосодержаний всех пробок ΦгΣ и вмещающей газожидкостной эмульсии Fгвм
Φг = ΦгΣ + Φгвм (1)
Величина первого слагаемого равно как и параметра Фруда определяется статистическими связями вида
где ΔH, ΔP длина интервала обработки и перепад давления на его границах.The total gas content of the flow is the sum of the gas contents of all plugs ΦgΣ and the containing gas-liquid emulsion Fgvm
Φг = ΦгΣ + Φгвм (1)
The value of the first term, as well as the Froude parameter, is determined by statistical relations of the form
where ΔH, ΔP is the length of the processing interval and the pressure drop at its boundaries.
Величина второго слагаемого функционально связана со средним градиентом давления вне пробок. The value of the second term is functionally related to the average pressure gradient outside the plugs.
Функции ψ и Φ табулированы и апроксимированы аналитическими зависимостями, которые положены в основу обработки результатов ГИС на ЭВМ. The functions ψ and Φ are tabulated and approximated by analytical dependencies, which form the basis for processing GIS results on a computer.
Способ осуществляется следующим образом. The method is as follows.
1. В стволе работающей газожидкостной продукцией скважине регистрируют барограмму, соблюдая следующие условия:
а) В процессе регистрации барограммы устьевое давление должно быть стабильным, отбор газожидкостной продукции ведут по НКТ.1. A barogram is recorded in a well running gas-liquid products, observing the following conditions:
a) In the process of registering a barogram, wellhead pressure must be stable, gas-liquid products are selected by tubing.
б) Запись кривой давления производят на спуске и начинают на 100-200 м выше башмака НКТ. b) The pressure curve is recorded on the descent and begins 100-200 m above the tubing shoe.
2) Режим работы скважины газожидкостной смесью должен быть близок к пробковому или снарядно-пробковому. 2) The mode of operation of the well with a gas-liquid mixture should be close to cork or shell-cork.
3) Чувствительность записи выбирают, чтобы обеспечить четкую фиксацию на фоне среднего градиента давления флуктуаций, связанных с изменением текущего газосодержания при пробковой структуре потока (при аналоговой записи не хуже 0,001 МПа/см). 3) The recording sensitivity is chosen to provide a clear fixation against the background of the average pressure gradient of fluctuations associated with a change in the current gas content during cork flow structure (with analog recording, no worse than 0.001 MPa / cm).
4) Датчик давления должен быть абсолютно термостабилен или скважинная аппаратура должна компенсироваться датчиком, характеризующим влияние температуры на показания давления. 4) The pressure sensor must be absolutely thermostable or the downhole equipment must be compensated by a sensor characterizing the effect of temperature on the pressure readings.
5) Скорость записи поддерживают постоянной порядка 300-400 м/ч. 5) The recording speed is kept constant on the order of 300-400 m / h.
Зарегистрированную барограмму сопоставляют с данными других методов ГИС (термометрией, методами состава), на основании чего фиксируют работающие пласты. Если между выделенными соседними пластами не наблюдается существенных изменений в составе заполняющего ствол флюида, то в интервале между выделенными пластами обработку барограммы ведут в следующей последовательности:
а) По участкам барограммы с не нарушенным пробками градиентом давления методом интерполяции восстанавливают фоновую барограмму.The registered barogram is compared with the data of other well logging methods (thermometry, composition methods), on the basis of which working layers are recorded. If between the selected adjacent formations there are no significant changes in the composition of the fluid filling the barrel, then in the interval between the selected formations, the processing of the barogram is carried out in the following sequence:
a) In the areas of the barogram with the pressure gradient not disturbed by the plugs, the background barogram is restored by interpolation.
б) Рассчитывают средний градиент давления в интервале обработки
в) По резкому изменению градиента давления определяют границы отдельных флуктуаций.b) Calculate the average pressure gradient in the processing interval
c) The boundaries of individual fluctuations are determined by a sharp change in the pressure gradient.
г) У каждой выделенной флуктуации определяют протяженность по глубине ΔHi и амплитуду ΔAi. d) For each selected fluctuation, the extent along the depth ΔHi and the amplitude ΔAi are determined.
д) по формуле (4) определяют комплексный параметр θ. d) by the formula (4) determine the complex parameter θ.
е) Определяют истинное газосодержание и параметр Фруда смеси с помощью зависимостей (1)-(3). f) The true gas content and the Froude parameter of the mixture are determined using dependencies (1) - (3).
ж) По известным формулам рассчитывают фазовые расходные характеристики газожидкостного потока:
Скорость потока
где D внутренний диаметр потока, м.g) According to well-known formulas, the phase flow characteristics of a gas-liquid flow are calculated:
Flow rate
where D is the internal diameter of the stream, m
Дебит потока в условиях скважины
Q 67858.3 VD2 [м3/сут] (7).Well flow rate
Q 67858.3 VD 2 [m 3 / day] (7).
Cуммарное расходное газосодержание
μ вязкость жидкости, S отношение плотностей газа и жидкости
Дебиты фаз
На первой стадии измерений уже могут быть оценены фазовые расходы в интервалах с неизменяющимся сечением потока и подтвержден пробковый тип структуры двухфазного потока в этих интервалах.Total gas consumption
μ fluid viscosity, S ratio of gas and liquid densities
Flow rates
At the first stage of measurements, the phase flow rates in the intervals with an unchanged flow cross-section can already be estimated and the cork type of the structure of the two-phase flow in these intervals can be confirmed.
Далее выбирают положение фиксированных точек в стволе скважины, опираясь на следующие критерии:
а) точка должна лежать в пределах зоны с близкими параметрами нелинейности барограммы (ΔAi•ΔHi);
б) точка должна находится между исследуемыми эксплуатационными объектами (из которых возможен приток флюидов).Next, choose the position of fixed points in the wellbore, based on the following criteria:
a) the point should lie within the zone with close parameters of the nonlinearity of the barogram (ΔAi • ΔHi);
b) the point should be between the studied operational facilities (from which the influx of fluids is possible).
На каждый из зафиксированных точек в течение не менее 3-5 мин дополнительно регистрируют кривую изменения давления во времени, по которой определяют параметры низкочастотных флуктуаций давления. В качестве токовых выступают статические характеристики частоты встречаемости аномалий различной амплитуды. Исследования показали, что такими характеристиками могут стать энергетический и частотный спектры, которые получают с помощью численных процедур. For each of the fixed points for at least 3-5 minutes, an additional pressure curve is recorded over time, which determines the parameters of low-frequency pressure fluctuations. The current characteristics are the static characteristics of the frequency of occurrence of anomalies of various amplitudes. Studies have shown that the energy and frequency spectra obtained using numerical procedures can become such characteristics.
Энергетический и частотный спектры обычно представляют в виде гистограмм. The energy and frequency spectra are usually presented in the form of histograms.
Любая значимая гармоника на кривой флуктуаций, соответствующая некоторому характерному размеру газовых включений (пробок), движущихся по стволу, должна давать локальный максимум на гистограммах как энергетического, так и частотного спектров. Значения этих максимумов и являются исходными количественными характеристиками, на основе которых по эмпирическим связям определяются расходные параметры потока. Any significant harmonic on the fluctuation curve corresponding to a certain characteristic size of gas inclusions (plugs) moving along the barrel should give a local maximum in the histograms of both the energy and frequency spectra. The values of these maxima are the initial quantitative characteristics, based on which the flow rate parameters are determined by empirical relationships.
В результате получают расчитанные значения истинного газосодержания Φг и параметра Фруда смеси Fr, на основании которых определяют расходы газосодержания и фазовые дебиты (по формулам 6-10). As a result, the calculated values of the true gas content Φg and the Froude parameter of the mixture Fr are obtained, based on which the gas consumption and phase flow rates are determined (according to formulas 6-10).
На фиг. 1, 2, 3 представлен пример практической реализации способа. In FIG. 1, 2, 3 presents an example of a practical implementation of the method.
На фиг. 1 1 барограмма, 2 фоновая барограмма, 3-6 аномалии на барограмме, связанные с прохождением газовых пробок ΔHi. In FIG. 1 1 barogram, 2 background barogram, 3-6 anomalies in the barogram associated with the passage of gas plugs ΔHi.
ΔAi протяженность по глубине и амплитуда одной из аномалий. ΔAi is the depth and amplitude of one of the anomalies.
ΔH = 40 м интервал обработки. ΔH = 40 m processing interval.
ΔP = 0,15 Мпа перепад давления на границах интервала обработки. ΔP = 0.15 MPa differential pressure at the boundaries of the processing interval.
Средний градиент давления в интервале обработки Гcp 0.0375 MПa/м.The average pressure gradient in the processing interval G cp 0.0375 MPa / m.
Размеры пробок, определенные по барограмме (см. таблицу). Cork sizes determined by barogram (see table).
Значение комплексного параметра θ, рассчитанного по формуле (4) - 0.00684. The value of the complex parameter θ calculated by the formula (4) is 0.00684.
Газосодержание вмещающей газожидкостной эмульсии, определенное по фоновой барограмме Fг = Φгвм = 0,676. The gas content of the enclosing gas-liquid emulsion, determined from the background barogram Fg = Φgvm = 0.676.
Суммарное содержание в интервалах пробок, определенное по формуле (2) - ΦгΣ = 0,042. The total content in the intervals of traffic jams, determined by the formula (2) - ΦгΣ = 0,042.
Суммарное газосодержание потока по формуле (1) 0.718. The total gas content of the stream according to the formula (1) 0.718.
Фиксированная точка, где в течение 4 мин регистрировались флуктуации давления, во времени выбрана в пределах зоны с близкими параметрами нелинейности барограммы на глубине 2755 м. По результатам регистрации флуктуаций были рассчитаны спектры: энергетический фиг.2 и частотный - фиг.3. Рассчитанные по ним значения газосодержания потока практически совпадает с рассчитанным по формуле 1, поскольку и в том и в другом случае измерения велись в интервале НКТ под воздействием стабильного суммарного дебита газожидкостного потока. The fixed point, where pressure fluctuations were recorded for 4 min, was selected over time within the zone with close non-linearity parameters of the barogram at a depth of 2755 m. Spectra were calculated from the results of registration of fluctuations: energy figure 2 and frequency - figure 3. The values of the gas content of the stream calculated from them practically coincide with those calculated by the
Значение параметра Фруда, определенное по формуле (3) Fr=8.66. The value of the Froude parameter, determined by the formula (3) Fr = 8.66.
Скорость потока, рассчитанная по формуле (6) V=2.29 м/с (диаметр потока
внутренний диаметр НКТ 0.062 м).The flow velocity calculated by the formula (6) V = 2.29 m / s (flow diameter
tubing inner diameter 0.062 m).
Дебит смеси в условиях скважины, рассчитанный по формуле (7) Q 600.8 м3/сут.The flow rate of the mixture in the conditions of the well, calculated by the formula (7) Q 600.8 m 3 / day.
Суммарное расходное газосодержание по формуле (8) βгΣ = 0,805 (в этой формуле F 1.46). The total gas consumption by the formula (8) βgΣ = 0.805 (in this formula F 1.46).
Дебиты фаз по формулам (9) и (10) -
газа 107 тыс.н. м3/сут,
жидкости 117 м3/сут.The flow rates of the phases according to formulas (9) and (10) -
gas 107 thousand tons m 3 / day
liquids 117 m 3 / day.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU95112267A RU2085733C1 (en) | 1995-07-18 | 1995-07-18 | Method for determining phase flow rates of gas-liquid mixture in producing well |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU95112267A RU2085733C1 (en) | 1995-07-18 | 1995-07-18 | Method for determining phase flow rates of gas-liquid mixture in producing well |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU95112267A RU95112267A (en) | 1997-07-20 |
| RU2085733C1 true RU2085733C1 (en) | 1997-07-27 |
Family
ID=20170186
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU95112267A RU2085733C1 (en) | 1995-07-18 | 1995-07-18 | Method for determining phase flow rates of gas-liquid mixture in producing well |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2085733C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2585298C1 (en) * | 2015-04-06 | 2016-05-27 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Башкирский государственный университет" | Method of determining phase flow in oil producing wells |
-
1995
- 1995-07-18 RU RU95112267A patent/RU2085733C1/en not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| Моисеев В.Н. Применение геофизических методов в процессе эксплуатации скважин.- М.: Недра, 1990. с. 23 - 34. Патент СССР N 1831565, кл. E 21 B 47/10, 1993. * |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2585298C1 (en) * | 2015-04-06 | 2016-05-27 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Башкирский государственный университет" | Method of determining phase flow in oil producing wells |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US5561245A (en) | Method for determining flow regime in multiphase fluid flow in a wellbore | |
| US9243494B2 (en) | Apparatus and method for fluid property measurements | |
| CN107923239A (en) | The cracking initiation through hydrocarbon filling carried out before shale pressure break is tested | |
| EP1893952B1 (en) | Method and apparatus for measuring nonhomogeneous flow phase velocities | |
| US10260334B2 (en) | Gas lift analysis and troubleshooting | |
| RU2479716C2 (en) | Calculation method of ratio of relative permeabilities of formation fluid media and wetting ability of formation, and tool for formation testing to implement above described method | |
| US20190316942A1 (en) | Methodologies and apparatus for the recognition of production tests stability | |
| US3478584A (en) | Method and apparatus for obtaining pressure build-up data in pumping wells | |
| RU2577865C1 (en) | Method of indicating investigation of wells and interwell space | |
| Taylor et al. | Evaluation of methods for determining the vertical distribution of hydraulic conductivity | |
| US10648320B2 (en) | Method and arrangement for operating an extraction in a borehole | |
| Guo et al. | Rapid on-line and non-invasive flow rate measurement of gas–liquid slug flow based only on basic differential pressure fluctuations | |
| US5375465A (en) | Method for gas/liquid well profiling | |
| Zett et al. | New sensor development helps optimize production logging data acquisition in horizontal wells | |
| Bai et al. | A distributed conductance cross-correlation method for measuring low-velocity and high water-cut oil-water flows | |
| RU2085733C1 (en) | Method for determining phase flow rates of gas-liquid mixture in producing well | |
| RU2685601C1 (en) | Method for determining the flow rate of water, oil, gas | |
| Wade et al. | Production logging-the key to optimum well performance | |
| Podio et al. | Integrated well performance and analysis | |
| CN109538199A (en) | A kind of coal measure strata air content evaluation method, device and electronic equipment | |
| US20200240889A1 (en) | Detecting a Fraction of a Component in a Fluid | |
| RU2521091C1 (en) | Bubble-point pressure determination method | |
| CA1117791A (en) | Apparatus and method for measuring properties of fluid | |
| RU2685379C1 (en) | Method for determining the pressure of oil saturation by gas in the well | |
| US3410137A (en) | Well pressure data testing method |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20080719 |