RU2217588C2 - Method establishing water-oil ratio in gas field - Google Patents
Method establishing water-oil ratio in gas field Download PDFInfo
- Publication number
- RU2217588C2 RU2217588C2 RU2001108762A RU2001108762A RU2217588C2 RU 2217588 C2 RU2217588 C2 RU 2217588C2 RU 2001108762 A RU2001108762 A RU 2001108762A RU 2001108762 A RU2001108762 A RU 2001108762A RU 2217588 C2 RU2217588 C2 RU 2217588C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- gas
- condensation water
- total amount
- gas field
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Drying Of Gases (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к области нефтегазовой промышленности и может быть использовано при разработке газовых месторождений.The invention relates to the field of oil and gas industry and can be used in the development of gas fields.
Известен способ определения водного фактора по данным химического анализа выносимой из скважины воды и расчета количества подошвенной, конденсационной и техногенной воды на каждой добывающей газовой скважины [1. Патент РФ № 2128280 от 27.03.99].There is a method of determining the water factor according to the chemical analysis of water discharged from the well and calculating the amount of plantar, condensation and man-made water at each producing gas well [1. RF patent No. 2128280 of 03/27/99].
Недостатком данного способа является необходимость отбора проб жидкости на каждой скважине, что сопровождается безвозвратными потерями газа и загрязнением окружающей среды, проведением дорогостоящих химических анализов на определение содержания ионов натрия, калия и кальция. Кроме того, определение водного фактора газового промысла как алгебраическая сумма водных факторов по каждой скважине дает искаженный результат за счет конденсации и скапливания воды на заниженных участках газосборной сети при небольших скоростях газа и, наоборот, за счет выноса воды из этих участков при высоких скоростях газа. При обобщении результатов исследований по каждой скважине необходима обработка больших объемов исходных данных и приведение их к фактическим режимам работы газового промысла.The disadvantage of this method is the need for fluid sampling at each well, which is accompanied by irretrievable gas losses and environmental pollution, conducting expensive chemical analyzes to determine the content of sodium, potassium and calcium ions. In addition, the definition of the water factor of the gas field as the algebraic sum of the water factors for each well gives a distorted result due to condensation and accumulation of water in the lowered sections of the gas collection network at low gas speeds and, conversely, due to the removal of water from these sites at high gas speeds. When summarizing the research results for each well, it is necessary to process large volumes of source data and bring them to the actual operating modes of the gas field.
Известен способ определения водного фактора газового промысла на входных сепараторах посредством регулирования уровня (сброса) жидкости из сепараторов, в котором жидкость из всех скважин газового промысла отделяется от газового потока в сепараторах и скапливается в специальных емкостях, при достижении уровня смеси, состоящей из газированной жидкости и механических примесей определенной величины, происходит сброс, суммируя количество сбросов за сутки и зная объем сборника, определяют водный фактор газового промысла [2. Гвоздев Б.П., Гриценко А.И., Корнилов А.Е. Эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений.- М.: Недра, 1988, с. 282].A known method for determining the water factor of the gas field at the inlet separators by adjusting the level (discharge) of liquid from the separators, in which the liquid from all wells of the gas field is separated from the gas stream in the separators and accumulates in special containers, when the level of the mixture consisting of carbonated liquid and mechanical impurities of a certain size, discharge occurs, summing the number of discharges per day and knowing the volume of the reservoir, determine the water factor of the gas field [2. Gvozdev B.P., Gritsenko A.I., Kornilov A.E. Operation of gas and gas condensate fields. - M.: Nedra, 1988, p. 282].
Недостатком этого метода является недостаточно точные способы замера количества воды, отбиваемой в сепараторах, так как в емкости скапливается газированная жидкость и механические примеси. Кроме того, замеры количества воды во входных сепараторах трудоемки и требуют значительных затрат времени.The disadvantage of this method is insufficiently accurate methods of measuring the amount of water that is beaten off in the separators, since carbonated liquid and mechanical impurities accumulate in the tank. In addition, measuring the amount of water in the inlet separators is laborious and time consuming.
В настоящее время основные месторождения природного газа (Уренгойское, Ямбургское, Медвежье, Комсомольское, Вынгапуровское) эксплуатируются в период падающей добычи, что сопровождается активным внедрением подошвенных вод в газовую часть залежи. Следствием этого является наличие жидкости в продукции скважин, что связано с подтягиванием подошвенных вод в газовую часть залежи и с конденсацией паров воды в стволе скважины и призабойной зоне пласта. С возрастающим обводнением фонда добывающих скважин возникает необходимость определения количества подошвенных и конденсационных вод на газовом промысле.Currently, the main natural gas fields (Urengoyskoye, Yamburgskoye, Medvezhye, Komsomolskoye, Vyngapurovskoye) are exploited during the period of declining production, which is accompanied by the active introduction of bottom water into the gas part of the reservoir. The consequence of this is the presence of fluid in the production of wells, which is associated with pulling bottom water into the gas part of the reservoir and with the condensation of water vapor in the wellbore and the bottomhole formation zone. With increasing watering of the stock of producing wells, it becomes necessary to determine the amount of bottom and condensation water in the gas field.
В связи с увеличением выноса воды возникают следующие проблемы:In connection with the increase in water removal, the following problems arise:
- увеличение коррозии внутренней поверхности трубопроводов и оборудования газовых промыслов;- increased corrosion of the inner surface of pipelines and gas field equipment;
- увеличение нагрузки по жидкой влаге на входные сепараторы;- increased load of liquid moisture at the input separators;
- попадание воды на дожимные компрессорные станции и, как следствие, отложение солей в проточной части нагнетателей.- water entering booster compressor stations and, as a result, salt deposition in the flow part of the superchargers.
Задачей предлагаемого решения является определение среднего удельного и суммарного количества подошвенной и конденсационной воды в продукции скважин по зоне отбора газового промысла.The objective of the proposed solution is to determine the average specific and total amount of bottom and condensation water in the production of wells in the gas extraction zone.
Технический результат достигается путем использования результатов химического анализа воды на общую минерализацию во входных сепараторах для определения по предлагаемой системе уравнений среднего удельного и суммарного количества подошвенной и конденсационной воды в продукции скважин по зоне отбора газового промысла.The technical result is achieved by using the results of chemical analysis of water for total mineralization in the input separators to determine the proposed system of equations for the average specific and total amount of bottom and condensation water in the production of wells in the gas production selection zone.
Цель изобретения - повышение точности и оперативности определения водного фактора газового промысла.The purpose of the invention is to improve the accuracy and efficiency of determining the water factor of the gas field.
Поставленная цель достигается тем, что в предлагаемом способе определения водного фактора газового промысла, включающем сбор выносимой из скважины подошвенной и конденсационной воды, отделение от газового потока и смешивание ее в сепараторе и определение общей минерализации воды, 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 уравнения:This goal is achieved by the fact that in the proposed 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 and mixing it in a separator, and determining the total mineralization of water, collecting the plantar and condensation water carried out from all wells gas production sampling zones, then samples of separated and mixed bottom and condensation water are taken and its chemical analysis is carried out for general mineralization, based on AANII which determine the material balance of mineralization by solving the equation:
, ,
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;
X1 - удельное количество подошвенной воды, г/м3;X1 is the specific amount of plantar water, g / m 3 ;
М2 - минерализация конденсационной воды, г/м3;M2 - mineralization of condensation water, g / m 3 ;
Х2 - удельное количество конденсационной воды, г/м3;X2 - specific amount 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 ;
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:
, ,
затем определяют удельное количество конденсационной воды на газовом промысле по формуле:then determine the specific amount of condensation water in the gas field according to the formula:
X2 = (Wпл-Wс),X2 = (Wpl-Ws),
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 имперической формуле, используемой для определения содержания парообразной влаги в природном газе в зависимости от его давления и температуры (Методические указания по технологическим расчетам систем абсорбционной осушки газа. - Тюмень: НПО "Тюменгазтехнология", 1988, с.17, ф.2.4).the values of Wpl and Wc are calculated by the imperial formula used to determine the vapor content of moisture in natural gas depending on its pressure and temperature (Methodological guidelines for technological calculations of absorption gas drying systems. - Tyumen: NPO Tyumengaztekhnologiya, 1988, p. 17, f. 2.4).
Wпл=(0,457/Pпл)*exp(0,0735*tпл-0,00027t
где Pпл - пластовое давление газа, кг/см2;where P PL - reservoir gas pressure, kg / cm 2 ;
Tпл - пластовая температура газа, °С;T PL - reservoir gas temperature, ° C;
Wс=(0,457/Pс)*exp(0,0735*tс-0,00027*t
где Pс - давление газа в сепараторе, кг/см2;where P with the gas pressure in the separator, kg / cm 2 ;
Tс - температура газа в сепараторе, °С;T with - gas temperature in the separator, ° C;
после чего определяют суммарное количество подошвенной и суммарное количество конденсационной воды за сутки:then determine the total amount of plantar and the total amount of condensation water per day:
Qп = Qг*X1/ρп,Qп = Qг * X1 / ρп,
qк = Qг*X2/ρк,qк = Qг * X2 / ρк,
где: Qп - суммарное количество подошвенной воды, м3/сут;where: Qп - total amount of plantar 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 ;
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;
qк - суммарное количество конденсационной воды, м3/сут;qк - total amount of condensation water, m 3 / day;
Х2 - удельное количество конденсационной воды, г/м3;X2 - specific amount of condensation water, g / m 3 ;
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 сутки:and on the basis of the data obtained, the total amount of water in the gas field per day is calculated:
Q = Qп + qк,Q = Qп + qк,
где Q - суммарное количество воды газового промысла за сутки, м3/сут.where Q is the total amount of water in the gas field per day, m 3 / day.
Сущность изобретения поясняется принципиальной схемой сбора газа на газовом промысле (чертеж), где 1, 2, 3, 4, 5, 6 - скважины газового промысла, 7, 8, 9, 10, 11, 12 - подводящие шлейфы, 13 - входной узел, 14 - входной сепаратор, 15 - сборник.The invention is illustrated by a schematic diagram of the gas collection in the gas field (drawing), where 1, 2, 3, 4, 5, 6 - wells of the gas field, 7, 8, 9, 10, 11, 12 - supply loops, 13 - input node , 14 - inlet separator, 15 - collection.
Способ реализуется следующим способом.The method is implemented in the following way.
Газ из скважин 1, 2, 3, 4, 5, 6 по подводящим шлейфам 7, 8, 9, 10, 11, 12 поступает на входной узел 13, после чего в входной сепаратор 14, в котором происходит отделение пластового газа от капельной жидкости и механических примесей, которые скапливаются в сборнике 15. Механические примеси скапливаются на самом дне сборника 15, а подошвенная и конденсационная вода смешивается. Затем отбирают пробы этой смеси подошвенной и конденсационной воды и проводят анализ ее на общую минерализацию. На основе данных химического анализа определяют материальный баланс по минерализации по формуле:Gas from
(1), (1),
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 - 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:
(2), (2)
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 - mineralization of water 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 формуле:then determine the specific amount of condensation water in the gas field according to the formula:
X2 = (Wпл-Wс) (3)X2 = (Wpl-Ws) (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 сутки:the values of Wpl and Wc are calculated by a 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 - the total amount of plantar water, m 3 / day,
qк - суммарное количество конденсационной воды, м3/сут,qк - 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,
X1 - удельное количество подошвенной воды, г/м3,X1 - 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 сутки:and on the basis of the data obtained, the total amount of water in 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 - 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.
Таким образом, используя систему уравнений 1 - 6, по данным химического анализа на общую минерализацию отобранных из входных сепараторов проб воды можно оперативно определить среднее удельное количество подошвенной и конденсационной воды на газовом промысле, а также суммарное количество воды за сутки по газовому промыслу.Thus, using the system of equations 1 - 6, the average specific amount of plantar and condensation water in the gas field and the total amount of water per day in the gas field can be quickly determined from the chemical analysis for the total mineralization of water samples taken from inlet separators.
Пример конкретной реализации способа.An example of a specific implementation of the method.
Газовое месторождение Медвежье эксплуатируется 305 добывающими скважинами и 9 установками комплексной подготовки газа (УКПГ). На УКПГ - 8 были проведены промысловые исследования по определению общего количества воды, отбиваемой на входных сепараторах за сутки посредством фиксирования количества сбросов жидкости из сборников. Кроме того, было определено количество подошвенной, конденсационной воды и их сумма по предлагаемому расчету. При проведении расчетов плотность подошвенной и конденсационной воды были приняты: ρп = 1050 и ρк = 1000 кг/м3 соответственно, минерализация подошвенной воды М1 = 19300 г/м3, минерализация конденсационной воды М2 = 0. Результаты промысловых исследований, исходные данные и расчеты приведены в таблице.The Medvezhye gas field is operated by 305 producing wells and 9 integrated gas treatment facilities (GPP). At UKPG-8, field studies were conducted to determine the total amount of water that was discharged at the inlet separators per day by recording the amount of liquid discharged from the reservoirs. In addition, the amount of plantar, condensation water and their amount according to the proposed calculation were determined. During the calculations, the density of bottom and condensation water was taken: ρп = 1050 and ρк = 1000 kg / m 3, respectively, mineralization of bottom water M1 = 19300 g / m 3 , mineralization of condensation water M2 = 0. Results of field studies, initial data and calculations are given in the table.
Например, промысловыми исследованиями от 13.10.00 было определено общее количество воды, отбиваемой на входных сепараторах Q = 12,0 м3/сут. По результатам химических анализов было определено, что минерализация воды после смешения в сепараторе М3 = 1315 г/м3. Удельное количество конденсационной воды на газовом промысле определяется по известной методике [3] по формуле X2 = (Wпл-Wc), то есть Х22 = 0,653 г/м3, при условиях: равновесное влагосодержание пластового газа Wпл = 1,197 г/м3, при значениях пластового давления 4,4 МПа и температуры 35,2 °С, равновесное влагосодержание газа в сепараторах Wc = 0,544 г/м3, при значениях давления сепарации 2,0 МПа и температуры 12,4 °С. Расход газа через входные сепараторы на дату проведения исследования составил Qг = 14640 тыс. м3/сут. Удельное количество подошвенной воды на газовом промысле определяется по формуле , то есть Х1 = 1315*0,653 / (19300-1315) = 0,048. Суммарное количество подошвенной воды определяется по формуле Qп = Qг*X1/ρп, то есть Qп = 14640000*0,048/1050000 = 0,7. Суммарное количество конденсационной воды определяется по формуле qк = Qг*X2/ρк, то есть Qк = 14640000*0,653/1000000 = 9,6. Суммарное количество подошвенной и количество конденсационной воды определяется по формуле Q = Qп + Qк, то есть Q = 0,7 + 9,6 = 10,3.For example, field studies from 13.10.00 determined the total amount of water that was discharged at inlet separators Q = 12.0 m 3 / day. According to the results of chemical analyzes, it was determined that the mineralization of water after mixing in a separator M3 = 1315 g / m 3 . The specific amount of condensation water in the gas field is determined according to the well-known method [3] according to the formula X2 = (Wpl-Wc), that is, X2 2 = 0.653 g / m 3 , under conditions: the equilibrium moisture content of the reservoir gas Wpl = 1.197 g / m 3 , at formation pressure values of 4.4 MPa and a temperature of 35.2 ° C, the equilibrium moisture content of gas in the separators is Wc = 0.544 g / m 3 , at separation values of 2.0 MPa and a temperature of 12.4 ° C. The gas flow through the inlet separators at the date of the study was Q g = 14640 thousand m 3 / day. The specific amount of bottom water in a gas field is determined by the formula , that is, X1 = 1315 * 0.653 / (19300-1315) = 0.048. The total amount of bottom water is determined by the formula Qп = Qг * X1 / ρп, that is, Qп = 14640000 * 0.048 / 1050000 = 0.7. The total amount of condensation water is determined by the formula qк = Qг * X2 / ρк, that is, Qк = 14640000 * 0.653 / 1000000 = 9.6. The total amount of plantar and the amount of condensation water is determined by the formula Q = Qп + Qк, that is, Q = 0.7 + 9.6 = 10.3.
Разницу между общим количеством воды, отбиваемой на входных сепараторах за сутки (гр. 2), и общим количеством воды, определенным по предлагаемому расчету (гр. 10), можно объяснить тем, при проведении промысловых исследований фиксировался объем газированной жидкости и механических примесей при давлении сепарации.The difference between the total amount of water discharged at the inlet separators per day (column 2) and the total amount of water determined by the proposed calculation (column 10) can be explained by the fact that, during field studies, the volume of carbonated liquid and mechanical impurities was recorded at pressure separation.
Таким образом, полученные данные позволят оперативно отслеживать изменение водного фактора. Применение предлагаемого способа позволяет также повысить точность определения водного фактора газового промысла, что обеспечит оперативность регулирования уровней отбора газа из добывающих скважин. Это позволит предотвратить попадание минерализованной воды на дожимные компрессорные станции и, как следствие, отложение солей в проточной части нагнетателей, вовремя принять меры для:Thus, the data obtained will allow us to quickly monitor the change in the water factor. The application of the proposed method also allows to increase the accuracy of determining the water factor of the gas field, which will ensure the speed of regulation of the levels of gas withdrawal from production wells. This will prevent mineralized water from entering booster compressor stations and, as a result, salt deposits in the flow part of the superchargers, and take timely measures to:
- уменьшения выноса подошвенной воды;- reduction of plantar water;
- снижения коррозии внутренней поверхности трубопроводов и оборудования газовых промыслов;- reduce corrosion of the inner surface of pipelines and gas field equipment;
- снижения нагрузки по жидкой влаге на входные сепараторы.- reduce the load of liquid moisture inlet separators.
Источники информацииSources of information
1. Патент РФ № 2128280, МПК6 Е 21 В 43/00, опубл. 27.03.99 Бюл. № 9.1. RF patent No. 2128280, IPC 6 E 21 V 43/00, publ. 03/27/99 Bull.
2. Гвоздев Б.П., Гриценко А.И., Корнилов А.Е. Эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. - М.: Недра, 1988, с. 282 (прототип).2. Gvozdev B.P., Gritsenko A.I., Kornilov A.E. Exploitation of gas and gas condensate fields. - M .: Nedra, 1988, p. 282 (prototype).
3. Методические указания по технологическим расчетам систем абсорбционной осушки газа. - Тюмень: НПО “Тюменгазтехнология”, 1988, с. 17, ф.2.4.3. Methodological guidelines for technological calculations of gas absorption drying systems. - Tyumen: NPO Tyumengaztekhnologiya, 1988, p. 17, f. 2.4.
Claims (1)
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 RU2001108762A (en) | 2003-09-20 |
RU2217588C2 true 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 (4)
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 |
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 |
-
2001
- 2001-04-03 RU RU2001108762A patent/RU2217588C2/en active
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
ГВОЗДЕВ Б.П. и др. Эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений, М.: Недра, 1988, с. 282. * |
Cited By (4)
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 |
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 |
---|---|---|
US8677814B2 (en) | Device for extracting at least one type of gas contained in a drilling mud, an analysis arrangement and a related extraction method | |
US5390547A (en) | Multiphase flow separation and measurement system | |
RU2480584C1 (en) | Method for online forecasting of main parameters of oil deposits development | |
RU2405933C1 (en) | Method for survey of gas and gas-condensate wells | |
McCain Jr | Heavy components control reservoir fluid behavior | |
CN109596457B (en) | Pipe flow evaluation method of foaming agent for drainage and gas production | |
CN101952704A (en) | Method of analyzing a number of hydrocarbons contained in a drilling fluid, and associated device | |
CN110298048B (en) | Supercritical CO considering interface phase2-condensate gas multiphase seepage simulation method | |
Almukhametova et al. | Efficiency of preliminary discharge of stratum water in Tuymazinskoe oil field | |
CN104777071A (en) | Water-containing thickened oil PVT experiment method | |
RU2217588C2 (en) | Method establishing water-oil ratio in gas field | |
Stone et al. | The effect of gas composition upon oil recovery by gas drive | |
CN103752047A (en) | Compact inclined three-phase separation device and oil-gas-water separation treatment method for oilfield produced fluid | |
RU2460879C2 (en) | Method for determining specific and total quantity of liquid water phase supplied from well to field gas-collecting header | |
CN114074995B (en) | Gas-liquid separation device and gas-liquid separation method for carbon dioxide flooding produced liquid | |
Kokal et al. | Phase behavior of a gas-condensate/water system | |
RU2307248C1 (en) | Method to determine specific and total liquid water content in produced natural gas | |
Thompson et al. | Chemistry and geothermometry of brine produced from the Salton Sea scientific drill hole, Imperial Valley, California | |
CN109188557B (en) | Method for calculating hydrocarbon discharge efficiency by using hydrocarbon generation pressurization model | |
CN208140194U (en) | Positive displacement oil gas water three phase flow separate phase flow rate on-line measurement device | |
CN110439532A (en) | Gas well formation testing conclusion division methods | |
RU2468203C1 (en) | Simulation method of formation-fluid system of developed deposit | |
CN115407052A (en) | Method for testing influence of wax content on phase state of high-wax-content condensate oil gas system | |
Krafczyk et al. | Lattice boltzmann simulations of complex multiphase flows | |
RU2454535C1 (en) | Method for determining well operating parameters to gas-collecting system |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
PD4A | Correction of name of patent owner |