RU2128280C1 - Method for diagnosing water discharged from gas wells using chemical analysis data - Google Patents
Method for diagnosing water discharged from gas wells using chemical analysis data Download PDFInfo
- Publication number
- RU2128280C1 RU2128280C1 RU97104580A RU97104580A RU2128280C1 RU 2128280 C1 RU2128280 C1 RU 2128280C1 RU 97104580 A RU97104580 A RU 97104580A RU 97104580 A RU97104580 A RU 97104580A RU 2128280 C1 RU2128280 C1 RU 2128280C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- amount
- gas
- well
- produced
- Prior art date
Links
Landscapes
- Investigating Or Analyzing Non-Biological Materials By The Use Of Chemical Means (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к области разработки углеводородных залежей и может быть использовано в газодобывающей промышленности. The invention relates to the field of development of hydrocarbon deposits and can be used in the gas industry.
Известен способ контроля за продвижением пластовых вод в скважину при разработке углеводородных залежей, включающий поинтервальное опробование скважин. A known method of monitoring the progress of formation water into the well during the development of hydrocarbon deposits, including interval testing of wells.
Недостатком этого способа является то, что для проведения измерений при опробовании возникает необходимость остановки эксплуатационных скважин [1]. The disadvantage of this method is that for measurements during testing there is a need to stop production wells [1].
Известен также способ контроля за продвижением пластовых вод в скважину при разработке углеводородных залежей, включающий определение общей минерализации и химического состава добываемой воды [2]. There is also a method of controlling the progress of formation water into the well during the development of hydrocarbon deposits, which includes determining the total mineralization and chemical composition of the produced water [2].
Недостатком этого способа является то, что при определении общей минерализации и "генетических" коэффициентов типов вод часто оказывается невозможным отличить пластовую воду и воду техногенного происхождения. The disadvantage of this method is that when determining the total mineralization and the "genetic" coefficients of water types, it often turns out to be impossible to distinguish between formation water and water of technogenic origin.
Целью изобретения является количественное определение доли конденсационной, техногенной и пластовой воды в жидкости, выносимой с добываемым газом. The aim of the invention is the quantitative determination of the proportion of condensation, industrial and produced water in the liquid carried with the produced gas.
В способе диагностики по данным химического анализа выносимой из газовых скважин воды, включающем определение общей минерализации, химического состава добываемой воды, измеряют термобарические параметры работы газовой скважины; вычисляют по ним количество конденсационной влаги в добываемом газе; отбирают пробы воды; проводят ее химический анализ на общую минерализацию и содержание основных ионов Na+, K+, Ca++ и вычисляют отношение Ca/(Na+K); определяют долю пластовой воды в исследуемой пробе в соответствии с выражениями:
С = 1 - при Ca/(Na+K) ≤ 0,1,
C = 0,015 - 0,145 - при 0,1 < Ca/(Na+K) ≤ 7,
C = 0 - при Ca/(Na+K) > 7
где C - доля пластовой воды в исследуемой пробе, безразмерная;
Ca - содержание в пробе ионов Ca++, мг/л;
Na - содержание в пробе ионов Na+, мг/л;
K - содержание в пробе ионов K+, мг/л,
Вычисляют количество минерализованной воды по формуле:
Wмин = (Wконд • Mi)/(C • Mп+(1-C) • Mп-Mi),
где Wмин - количество минерализованной воды в добываемом газе, мг/м3;
Wконд - количество конденсационной влаги в добываемом газе, мг/м3;
Mi - минерализация пробы выносимой из скважины воды, г/л;
Мп - минерализация пластовой воды, г/л;
Mт - минерализация техногенной воды, г/л,
вычисляют общее количество выносимой из скважин воды, включая конденсационную, по формуле
Wвын = (C • Wмин • Mп+(1-C) • Wмин • Mт)/Mi
где Wвын - общее количество выносимой воды в добываемом газе, мг/м3,
определяют количество пластовой воды, выносимой из скважины, по формуле
Wп = С • Wмин,
где Wп - количество пластовой воды в добываемом газе, мг/м3,
определяют количество техногенной воды, выносимой из скважины, по формуле
Wт=(1-C) • Wмин,
где Wт - количество техногенной воды в добываемом газе, мг/м3.In the diagnostic method, according to the chemical analysis of water discharged from gas wells, including determining the total mineralization, chemical composition of the produced water, measure the pressure and pressure parameters of the gas well; calculate from them the amount of condensation moisture in the produced gas; water samples are taken; carry out its chemical analysis for general mineralization and the content of the main ions Na + , K + , Ca ++ and calculate the ratio Ca / (Na + K); determine the proportion of produced water in the test sample in accordance with the expressions:
C = 1 - at Ca / (Na + K) ≤ 0.1,
C = 0.015 - 0.145 - at 0.1 <Ca / (Na + K) ≤ 7,
C = 0 - at Ca / (Na + K)> 7
where C is the fraction of produced water in the test sample, dimensionless;
Ca — content of Ca ++ ions in the sample, mg / l;
Na is the content of Na + ions in the sample, mg / l;
K is the content of K + ions in the sample, mg / l,
The amount of mineralized water is calculated by the formula:
W min = (W cond • M i ) / (C • M p + (1-C) • M p -M i ),
where W min - the amount of mineralized water in the produced gas, mg / m 3 ;
W cond - the amount of condensation moisture in the produced gas, mg / m 3 ;
M i - mineralization of the sample carried out from the well water, g / l;
M p - mineralization of produced water, g / l;
M t - salinity of industrial water, g / l,
calculate the total amount of water removed from the wells, including condensation, by the formula
W off = (C • W min • M p + (1-C) • W min • M t ) / M i
where W take - the total amount of water taken out in the produced gas, mg / m 3 ,
determine the amount of produced water carried out from the well by the formula
W p = C • W min ,
where W p - the amount of produced water in the produced gas, mg / m 3 ,
determine the amount of man-made water carried out from the well, according to the formula
W t = (1-C) • W min ,
where W t - the amount of industrial water in the produced gas, mg / m 3 .
Способ реализуется следующим образом. The method is implemented as follows.
Жидкость, выносимая из скважины с потоком газа, обычно представляет смесь конденсационной воды, выпадающей из паровой фазы при изменении термодинамических условий на пути движения газа из пласта к устью скважины, техногенной воды, попавшей в прибазойную зону и ствол скважины в процессе бурения или ремонтных операций, а также пластовой воды, проникшей в скважину из подошвенной части залежи. Кроме того, даже в случае отсутствия притока пластовой воды, выносимая из скважины жидкость всегда содержит некоторое количество минеральных солей, захваченных из связанной или остаточной пластовой воды, насыщающей пласт до образования газовой залежи. Количество этих солей определяется химическим анализом проб воды, отобранных из газа. The fluid discharged from the well with a gas stream is usually a mixture of condensation water falling out of the vapor phase when the thermodynamic conditions on the way the gas moves from the formation to the wellhead, technogenic water that has entered the surf zone and the wellbore during drilling or repair operations, as well as produced water that penetrated the well from the bottom of the reservoir. In addition, even in the absence of formation water inflow, the fluid discharged from the well always contains a certain amount of mineral salts trapped from the bound or residual formation water that saturates the formation before the formation of a gas reservoir. The amount of these salts is determined by chemical analysis of water samples taken from the gas.
Определение количества конденсационной воды, выпадающей из газа в призабойной зоне и стволе работающих скважин, производится по известному уравнению Р.Бюкачека (Дегтярев Б.В., Бухгалтер Э.Б. Борьба с гидратами при эксплуатации газовых скважин в северных районах. - М.; Недра, 1976, с. 61-62):
W = A/P + B (1),
в котором W - содержание паров воды в насыщенном влагой газе, г/м3,
P - давление газа, кгс/см2 ;
A и B - эмпирические коэффициенты.The determination of the amount of condensation water falling out of gas in the bottomhole zone and the wellbore of working wells is carried out according to the well-known equation of R. Bukachek (Degtyarev B.V., Accountant E.B. Struggling with hydrates during operation of gas wells in the northern regions. - M .; Nedra, 1976, p. 61-62):
W = A / P + B (1),
in which W is the content of water vapor in a gas saturated with moisture, g / m 3 ,
P is the gas pressure, kgf / cm 2 ;
A and B are empirical coefficients.
Разность влагосодержания газа в пластовых условиях и в точке отбора пробы даст удельное содержание в газе конденсационной воды (г на 1000 м3 добываемого газа или мг/м3):
Wконд = Wпл-Wт.о (2),
где Wконд - удельное содержание в газе конденсационной воды, мг/м3;
Wпл - влагосодержание газа в пластовых условиях, мг/м3;
Wт.о - влагосодержание газа в точке отбора пробы, мг/м3.The difference in the moisture content of the gas under reservoir conditions and at the sampling point will give the specific content of condensation water in the gas (g per 1000 m 3 of produced gas or mg / m 3 ):
W cond = W pl -W t.o. (2),
where W cond - the specific content of condensation water in the gas, mg / m 3 ;
W PL - the moisture content of the gas in reservoir conditions, mg / m 3 ;
W so - the moisture content of the gas at the sampling point, mg / m 3 .
Чтобы определить количество минерализованной пластовой (или остаточной) и техногенной воды, выносимой в процессе эксплуатации скважины, составим уравнение материального баланса солей и воды в продукции работающей скважины. Общее удельное количество выносимой из скважины жидкости составит:
Wвын = Wконд+Wмин (3),
где Wвын - общее удельное содержание жидкости, выносимой с продукцией скважины, мг/м3;
Wмин - удельное содержание в добываемом газе минерализованной (пластовой, остаточной и техногенной) воды, мг/м3.To determine the amount of mineralized formation (or residual) and man-made water carried out during the operation of the well, we will draw up the equation of the material balance of salts and water in the production of a working well. The total specific amount of fluid removed from the well will be:
W pull = W cond + W min (3),
where W take-out is the total specific fluid content carried out with the production of the well, mg / m 3 ;
W min - specific content in the produced gas of mineralized (formation, residual and industrial) water, mg / m 3 .
Удельный объем вынесенной из скважины минерализованной воды Wмин в свою очередь, складывается из удельных объемов пластовой и техногенной воды:
Wмин = Wп+Wт (4),
где Wп - удельное содержание пластовой воды в продукции скважины, мг/м3;
Wт - удельное содержание техногенной воды в продукции скважины, мг/м3.The specific volume of mineralized water taken out of the well W min, in turn, consists of the specific volumes of produced and man-made water:
W min = W p + W t (4),
where W p - the specific content of produced water in the production of the well, mg / m 3 ;
W t - specific content of technogenic water in the production of the well, mg / m 3 .
Анализ химических показателей подошвенных, остаточных вод и промысловых растворов хлористого кальция позволяет оценить долю пластовой воды Wп в минерализованной Wмин.Analysis of the chemical parameters of bottom, residual water and field solutions of calcium chloride allows us to estimate the proportion of produced water W p in mineralized W min .
Выражения для вычисления удельного содержания выносимых пластовой и техногенной воды в продукции скважины выглядят следующим образом:
Wп = C•Wмин (5) ;
Wт = (1-C)•Wмин (6),
где C - доля пластовой воды в минерализованной, безразмерная.The expressions for calculating the specific content of the produced formation and technogenic water in the well production are as follows:
W p = C • W min (5);
W t = (1-C) • W min (6),
where C is the fraction of produced water in the mineralized, dimensionless.
Значение C можно определить из следующих соотношений:
C = 1 - при Ca/(Na+K) ≤ 0,1
C = 1.015-0.145 Ca/(Na+K) - при 0.1 < Ca/(Na+K) ≤ 7
C = 0 - при Ca/(Na+K) > 7
где Ca - содержание ионов кальция в пробе воды из скважины, мг/л;
Na+K - суммарное содержание в пробе ионов натрия и калия, мг/л.The value of C can be determined from the following relationships:
C = 1 - at Ca / (Na + K) ≤ 0.1
C = 1.015-0.145 Ca / (Na + K) - at 0.1 <Ca / (Na + K) ≤ 7
C = 0 - at Ca / (Na + K)> 7
where Ca is the content of calcium ions in the sample of water from the well, mg / l;
Na + K is the total content of sodium and potassium ions in the sample, mg / L.
Масса минеральных солей m, содержащихся в выносимой из скважины воде (г на 10000 м3 газа или мг/м3), составляет
m = Wвын • Mi, (8)
где Mi - общая минерализация пробы жидкости, отобранной из скважины, г/л.The mass of mineral salts m contained in the water discharged from the well (g per 10,000 m 3 of gas or mg / m 3 ) is
m = W ext • M i , (8)
where M i is the total salinity of the fluid sample taken from the well, g / l.
Поскольку конденсационная вода солей практически не содержит, вся соль попадает в поток газа с минерализованной остаточной, пластовой и техногенной водой Wмин, сделаем допущение, что минерализация остаточной воды, содержащейся в порах газонасыщенной части пласта, равна общей минерализации пластовой воды Mп в подошвенной части пласта. Тогда масса соли, содержащейся в вынесенной из скважины остаточной, пластовой и техногенной воде, с учетом формул (5) и (6) составит:
m = C • Wмин • Mп+(1-C) • Wмин • Mт (9),
где Mп - общая минерализация пластовой воды, г/л;
Mт - минерализация техногенной воды, г/л.Since condensation water practically does not contain salts, all the salt enters the gas stream with mineralized residual, formation and technogenic water W min , we assume that the mineralization of the residual water contained in the pores of the gas-saturated part of the formation is equal to the total salinity of the formation water M p in the bottom part layer. Then the mass of salt contained in the residual, produced and man-made water removed from the well, taking into account formulas (5) and (6), will be:
m = C • W min • M p + (1-C) • W min • M t (9),
where M p - total mineralization of produced water, g / l;
M t - salinity of industrial water, g / l.
Приравняв (8) и (9), получаем:
Wвын = (C • Wмин • Mп+(1-C) • Wмин • Mт)/Mi (10).Equating (8) and (9), we obtain:
W off = (C • W min • M p + (1-C) • W min • M t ) / M i (10).
После этого получаем выражение для Wмин путем подстановки (10) в (3):
Wмин = (Wконд • Mi)/(C • Mп+(1-C) • Mт-Mi(11).After that, we obtain the expression for W min by substituting (10) in (3):
W min = (W cond • M i ) / (C • M p + (1-C) • M t -M i (11).
Таким образом, используя систему из уравнений (5), (6), (7), (10) и (11), по данным химического анализа отобранных из скважин проб воды и по замерам термобарических параметров скважин на рабочих режимах, можно эффективно проводить количественную и качественную диагностику выносимой из скважин воды без проведения дорогостоящих специальных газодинамических исследований. Thus, using the system of equations (5), (6), (7), (10) and (11), according to the chemical analysis of water samples taken from the wells and measurements of the thermobaric parameters of the wells at operating conditions, it is possible to quantitatively and high-quality diagnostics of water discharged from wells without conducting expensive special gas-dynamic studies.
Полученные данные позволяют вносить оперативные коррективы в назначения технологических режимов работы эксплуатационных скважин, рационально планировать работу бригад капитального ремонта скважин. The data obtained make it possible to make operational adjustments in the designation of technological operating modes of production wells, to rationally plan the work of well repair teams.
Источники информации
1. Малахович К. Е. К методике отбивки и прослеживания контакта газ - вода. В кн.: Научно-технический сборник по геологии, разработке и транспорту природного газа.-М.: Недра, 1965, с. 27-35.Sources of information
1. Malakhovich K. E. On the method of beating and tracking contact gas - water. In the book: Scientific and technical collection on the geology, development and transport of natural gas.-M .: Nedra, 1965, p. 27-35.
2. Жданов М.А. Нефтепромысловая геология.-М.: Гостоптехиздат, 1962, с. 186 - 190. 2. Zhdanov M.A. Oilfield Geology.-M.: Gostoptekhizdat, 1962, p. 186 - 190.
Claims (1)
С = 1 - при Ca/(Na + K) ≤ 0,1,
С = 1,015 - 0,145 • Ca(Na + K) - при 0,1 < Ca/(Na + K) ≤ 7
С = 0 - при Ca/(Na + K) > 7
где С - доля пластовой воды в исследуемой пробе, безразмерная;
Са - содержание в пробе ионов Са++, мг/л;
Na - содержание в пробе ионов Na+, мг/л;
K - содержание в пробе ионов К+, мг/л,
вычисляют количество минерализованной воды по формуле
Wмин = (Wконд • Mi)/(C • Mп + (1 - С) • Мт - Мi,
где Wмин - количество минерализованной воды в добываемом газе, мг/м3;
Wконд - количество конденсационной влаги в добываемом газе, мг/м3;
Mi - минерализация пробы выносимой из скважины воды, г/л;
Мп - минерализация пластовой воды, г/л;
Мт - минерализация техногенной воды, г/л,
вычисляют общее количество выносимой из скважины воды, включая конденсационную, по формуле
Wвын = (С • Wмин • Мп + (1 - С) • Wмин • Мт)/Mi,
где Wвын - общее количество выносимой воды в добываемом газе, мг/м3,
определяют количество пластовой воды, выносимой из скважины, по формуле
Wп = С • Wмин,
где Wп - количество пластовой воды в добываемом газе, мг/м3,
определяют количество техногенной воды, выносимой из скважины, по формуле
Wт = (1 - С) • Wмин,
где Wм - количество техногенной воды в добываемом газе, мг/м3.The diagnostic method according to the chemical analysis of water discharged from gas wells, including determining the total salinity and chemical composition of the added water, characterized in that the thermobaric parameters of the gas well are measured, the amount of condensation moisture in the produced gas is calculated, water samples are taken, and its chemical analysis for the total mineralization M i and the content of the main ions N a + , K + , Ca ++ and calculate the ratio Ca / (Na + K), determine the proportion of produced water in the test sample in accordance with iami
C = 1 - at Ca / (Na + K) ≤ 0.1,
C = 1.015 - 0.145 • Ca (Na + K) - at 0.1 <Ca / (Na + K) ≤ 7
C = 0 - for Ca / (Na + K)> 7
where C is the fraction of produced water in the test sample, dimensionless;
Ca — content of Ca ++ ions in the sample, mg / l;
Na is the content of Na + ions in the sample, mg / l;
K is the content of K + ions in the sample, mg / l,
calculate the amount of saline water according to the formula
W min = (W cond • M i ) / (C • M p + (1 - C) • M t - M i ,
where W min - the amount of mineralized water in the produced gas, mg / m 3 ;
W cond - the amount of condensation moisture in the produced gas, mg / m 3 ;
M i - mineralization of the sample carried out from the well water, g / l;
M p - mineralization of produced water, g / l;
M t - mineralization of industrial water, g / l,
calculate the total amount of water removed from the well, including condensation, by the formula
W min = (C • W min • M p + (1 - C) • W min • M t ) / M i ,
where W take - the total amount of water taken out in the produced gas, mg / m 3 ,
determine the amount of produced water carried out from the well by the formula
W p = C • W min ,
where W p - the amount of produced water in the produced gas, mg / m 3 ,
determine the amount of man-made water carried out from the well, according to the formula
W t = (1 - C) • W min ,
where W m - the amount of industrial water in the produced gas, mg / m 3 .
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU97104580A RU2128280C1 (en) | 1997-03-24 | 1997-03-24 | Method for diagnosing water discharged from gas wells using chemical analysis data |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU97104580A RU2128280C1 (en) | 1997-03-24 | 1997-03-24 | Method for diagnosing water discharged from gas wells using chemical analysis data |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU97104580A RU97104580A (en) | 1999-03-27 |
| RU2128280C1 true RU2128280C1 (en) | 1999-03-27 |
Family
ID=20191126
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU97104580A RU2128280C1 (en) | 1997-03-24 | 1997-03-24 | Method for diagnosing water discharged from gas wells using chemical analysis data |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2128280C1 (en) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2460879C2 (en) * | 2010-09-09 | 2012-09-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Уренгой" | Method for determining specific and total quantity of liquid water phase supplied from well to field gas-collecting header |
| 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 |
| 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 |
| 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 |
-
1997
- 1997-03-24 RU RU97104580A patent/RU2128280C1/en active
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| Жданов Н.А. Нефтепромысловая геология. - М.: Гостоптехиздат, 1962, с.186 - 190. Малахович К.Е. К методике отбивки и прослеживания контакта газ-вода. Научно-технический сборник по геологии, разработке и транспорту природного газа. - м.: Недра, 1965, с.27 - 35. * |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2460879C2 (en) * | 2010-09-09 | 2012-09-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Уренгой" | Method for determining specific and total quantity of liquid water phase supplied from well to field gas-collecting header |
| 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 |
| 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 |
| 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 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US4904603A (en) | Monitoring drilling mud | |
| EP0373695B1 (en) | Monitoring drilling mud | |
| US8342004B2 (en) | Gas analyzer | |
| Wright et al. | Understanding Dynamic Production Contribution from Hydraulically Fractured Middle Bakken and Three Forks Wells in the Williston Basin, ND Using Time-Lapse Geochemistry | |
| Kazak et al. | An integrated experimental workflow for formation water characterization in shale reservoirs: a case study of the Bazhenov Formation | |
| Davies et al. | Oilfield water technology | |
| RU2128280C1 (en) | Method for diagnosing water discharged from gas wells using chemical analysis data | |
| US2745282A (en) | Gas logging of wells | |
| CN103670396A (en) | Method for measuring mineralization degree of stratum water | |
| NO324060B1 (en) | Process for determining gas-oil ratios in well fluids during drilling | |
| RU2007586C1 (en) | Method of determination of gas pressure in methane-bearing coal seam | |
| Shevalier et al. | Monitoring the reservoir geochemistry of the Pembina Cardium CO2 monitoring project, Drayton Valley, Alberta | |
| RU2810919C1 (en) | Method for laboratory determination of mineralization of formation and pore water of low permeability rocks | |
| RU2710652C2 (en) | Method for diagnostics of associated water of gas wells based on chemical analysis data | |
| Abercrombie | Reservoir processes in steam-assisted recovery of bitumen, Leming pilot, Cold Lake, Alberta, Canada: compositions, mixing and sources of co-produced waters | |
| RU2669643C2 (en) | Drilling solution inhibiting properties determining method | |
| Sommer-von Jarmersted et al. | Hydrochemical composition of formation waters at 4000 m depth (continental deep borehole, KTB) | |
| SU1149000A1 (en) | Method of detecting brine manifestations | |
| Gullikson et al. | Chemical analysis and electrical resistivity of selected California oilfield waters | |
| RU2566160C1 (en) | Water loss control method for circulating fluid | |
| Wilson | Mud Analysis Logging and its Use in Formation Evaluation | |
| RU2780903C1 (en) | Method for geochemical monitoring of wells for analysis and management of field development | |
| RU1775556C (en) | Method for predicting retention of physical and chemical stability of formation system during well development | |
| RU2285798C1 (en) | Method to reveal behind-the-casing flows, which cause gypsum deposits | |
| RU2105879C1 (en) | Method for measuring concentration of brine fluids in drilling mud |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| TK4A | Correction to the publication in the bulletin (patent) |
Free format text: AMENDMENT TO CHAPTER -FG4A- IN JOURNAL: 9-1999 FOR TAG: (73) |
|
| PC43 | Official registration of the transfer of the exclusive right without contract for inventions |
Effective date: 20110603 |