RU2386808C1 - Implementation method of investigations of gaseous and gas-condensate wells with sub-horizontal and horizontal; ending of bore - Google Patents

Implementation method of investigations of gaseous and gas-condensate wells with sub-horizontal and horizontal; ending of bore Download PDF

Info

Publication number
RU2386808C1
RU2386808C1 RU2009104777/03A RU2009104777A RU2386808C1 RU 2386808 C1 RU2386808 C1 RU 2386808C1 RU 2009104777/03 A RU2009104777/03 A RU 2009104777/03A RU 2009104777 A RU2009104777 A RU 2009104777A RU 2386808 C1 RU2386808 C1 RU 2386808C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
well
gas
pressure
modes
flow rate
Prior art date
Application number
RU2009104777/03A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Олег Петрович Андреев (RU)
Олег Петрович Андреев
Игорь Александрович Зинченко (RU)
Игорь Александрович Зинченко
Сергей Александрович Кирсанов (RU)
Сергей Александрович Кирсанов
Original Assignee
Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург"
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" filed Critical Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург"
Priority to RU2009104777/03A priority Critical patent/RU2386808C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2386808C1 publication Critical patent/RU2386808C1/en

Links

Abstract

FIELD: oil-and-gas production.
SUBSTANCE: in the process of investigation it is implemented measuring of bottom-hole pressure and discharge at continuous duty of well into gas-collecting collector. There are measured parametres of operation of well at its total stabilisation at the mode with maximal debit. There are measured parametres of operation of well at several modes of the same duration by time with different debits. Additionally investigation is implemented uninterruptedly, without stop of well between modes. It is stopped well up to total stabilisation of wellhead pressure. It is taken pressure transient analysis, it is measured strata pressure. It is implemented start-up of well into gas-collecting collector. There are defined coefficients of filtrational resistance A and B.
EFFECT: reduction of consumption of working time for implementation of investigation, increasing of investigations results' accuracy.

Description

Изобретение относится к газовой промышленности и может быть использовано при проведении газодинамических исследований газовых и газоконденсатных скважин с субгоризонтальным и горизонтальным окончанием ствола.The invention relates to the gas industry and can be used in gas-dynamic studies of gas and gas condensate wells with subhorizontal and horizontal end of the barrel.

Известен способ проведения исследований газовых и газоконденсатных скважин на стационарных режимах фильтрации с использованием диафрагменного измерителя критического течения (ДИКТ) [Гриценко А.И., Алиев З.С., Ермилов О.М., Ремизов В.В., Зотов Г.А. Руководство по исследованию скважин. - М.: Наука, 1995, стр.21-22, 175-178, 487-489.], включающий остановку скважины, замер статического давления на устье и пластового давления, пуск скважины на факельную линию с определением дебита газа и конденсата на нескольких режимах работы с использованием ДИКТ, замер динамического давления на устье и забойного давления на каждом режиме после их стабилизации, снятие кривой стабилизации давления и кривой восстановления давления, замер температуры газа на забое и устье скважины на каждом режиме, пуск скважины в газосборный коллектор, определение коэффициентов фильтрационного сопротивления A и B.A known method of conducting research of gas and gas condensate wells at stationary filtration modes using a critical flow diaphragm meter (DICT) [Gritsenko AI, Aliev Z. S., Ermilov OM, Remizov VV, Zotov G.A . Well Research Guide. - M .: Nauka, 1995, pp. 21-22, 175-178, 487-489.], Including well shut-off, measurement of static pressure at the wellhead and reservoir pressure, start-up of a well on a flare line with determination of gas and condensate flow rates on several operating modes using DICT, measuring the dynamic pressure at the wellhead and bottomhole pressure in each mode after they are stabilized, taking the pressure stabilization curve and the pressure recovery curve, measuring the gas temperature at the bottom and wellhead in each mode, starting the well into the gas reservoir, determining the coefficient filtration resistance A and B.

Существенным недостатком данного способа являются выпуски газа в атмосферу, исчисляемые миллионами кубометров, вследствие значительного времени стабилизации измеряемых параметров.A significant disadvantage of this method is the release of gas into the atmosphere, calculated in millions of cubic meters, due to the significant stabilization time of the measured parameters.

Наиболее близким по технической сущности (прототип) является изохронный способ исследований [Гриценко А.И., Алиев З.С., Ермилов О.М., Ремизов В.В., Зотов Г.А. Руководство по исследованию скважин. - М.: Наука, 1995, стр.234-241.], включающий остановку скважины, замер статического давления на устье и пластового давления, пуск скважины на факельную линию с определением дебита газа и конденсата на нескольких режимах работы одинаковой продолжительности по времени с различными дебитами, замер динамического давления на устье и забойного давления на каждом режиме после их стабилизации, остановку скважины после каждого режима, снятие кривой стабилизации давления и кривой восстановления давления, замер температуры газа на забое и устье скважины на каждом режиме, пуск скважины в газосборный коллектор и замер рабочих параметров после их стабилизации, определение коэффициентов фильтрационного сопротивления А и В. Обязательным условием исследования скважины изохронным методом является полное восстановление забойного давления между режимами, которое достигается остановкой скважины.The closest in technical essence (prototype) is the isochronous research method [Gritsenko A.I., Aliev Z.S., Ermilov OM, Remizov VV, Zotov G.A. Well Research Guide. - M .: Nauka, 1995, pp. 234-241.], Including shutting down a well, measuring static pressure at the wellhead and reservoir pressure, starting a well on a flare line with determining gas and condensate flow rates in several operating modes of the same time duration with different flow rates, measuring dynamic pressure at the wellhead and bottomhole pressure in each mode after their stabilization, stopping the well after each mode, taking a pressure stabilization curve and pressure recovery curve, measuring gas temperature at the bottom and wellhead and each mode, the well start-gas gathering manifold and metering working parameters after their stabilization determining filtration resistance coefficients A and B. A prerequisite borehole investigations isochronous method is restoring full bottomhole pressure between modes, which is achieved by the well stop.

Суть изохронного способа заключается в том, что радиус дренируемой зоны пласта зависит не от дебита, а от безразмерного времени, определяемого из измеряемых параметров по формуле:

Figure 00000001
где k и µ - коэффициенты проницаемости пласта и вязкости газа; PCP - среднее пластовое давление; m - пористость коллектора, доли единицы; RC - радиус скважины; t - время работы скважины после ее пуска. Принятое условие означает, что для одного и того же отрезка времени независимо от дебита будет дренироваться зона одинакового радиуса. В этом случае так же, как и при полной стабилизации забойного давления и дебита, угол наклона индикаторной кривой, построенной в координатах ΔP2/Q от Q, остается постоянным в диапазоне измеряемых дебитов.The essence of the isochronous method is that the radius of the drainage zone of the reservoir does not depend on flow rate, but on the dimensionless time determined from the measured parameters by the formula:
Figure 00000001
where k and µ are the coefficients of permeability of the formation and viscosity of the gas; P CP is the average reservoir pressure; m is the porosity of the reservoir, fractions of a unit; R C is the radius of the well; t - well operation time after its launch. The accepted condition means that for the same period of time, regardless of the flow rate, a zone of the same radius will be drained. In this case, just as with complete stabilization of the bottomhole pressure and flow rate, the angle of inclination of the indicator curve constructed in the coordinates ΔP 2 / Q of Q remains constant in the range of measured flow rates.

Для двучленного закона фильтрации газа к скважине результаты исследования изохронным методом обрабатываются по формуле:

Figure 00000002
, где PПЛ - забойное давление, соответствующее времени tP; tP - время работы скважины, не превышающее 60 минут и одинаковое на всех режимах исследования скважины кроме тех, на которых достигается стабилизация измеряемых параметров; Q(tP) - дебит скважины, соответствующий времени tp; a(tp) b(tp) - коэффициенты фильтрационного сопротивления.For the two-term law of gas filtration to the well, the results of the study by the isochronous method are processed according to the formula:
Figure 00000002
where P PL - bottomhole pressure corresponding to time t P ; t P is the well operating time not exceeding 60 minutes and the same for all well research modes except those at which stabilization of the measured parameters is achieved; Q (t P ) - well flow rate corresponding to time t p ; a (t p ) b (t p ) - filtration resistance coefficients.

Результаты замеров нестабилизированных значений параметров фиксируют в процессе исследования, после чего строят линейную регрессионную зависимость в координатах

Figure 00000003
The results of measurements of unstabilized parameter values are recorded during the study, after which a linear regression dependence is constructed in coordinates
Figure 00000003

от Q(tp). Коэффициент a(tP) определяют как отрезок, отсекаемый на оси ординат, а коэффициент b(tP) определяют как тангенс угла наклона полученной прямой. Для определения истинного значения коэффициента aИС используют два метода.from Q (t p ). The coefficient a (t P ) is defined as the segment cut off on the ordinate axis, and the coefficient b (t P ) is determined as the slope of the resulting straight line. To determine the true value of a coefficient ICs use two methods.

Первый. При известном коэффициенте b(tP)=B определяют aИС=A, соответствующее стабилизированным величинам забойных давлений и дебитов. Для этого на одном из режимов достигают их полной стабилизации, фиксируют их значения и вычисляют величину aИС из уравнения

Figure 00000004
, где b - коэффициент при квадратичном члене уравнения притока газа к скважине;
Figure 00000005
- забойное давление после полной стабилизации работы скважины на одном из режимов; Q(tCT) - стабилизированный дебит скважины; tCT - время, необходимое для полной стабилизации давления и дебита.The first. Given the known coefficient b (t P ) = B, a ИС = A is determined, which corresponds to the stabilized values of bottomhole pressures and flow rates. To do this, at one of the modes they achieve their full stabilization, fix their values and calculate the value of a IP from the equation
Figure 00000004
where b is the coefficient of the quadratic term of the gas inflow to the well;
Figure 00000005
- bottomhole pressure after full stabilization of the well in one of the modes; Q (t CT ) - stabilized well flow rate; t CT is the time required for complete stabilization of pressure and flow rate.

Второй. Зная величину a(tp), соответствующую нестабилизированным значениям забойных давлений и дебитов, которые измеряют, значение коэффициента aИС определяют из их измеренных значений по формуле aИС= a(tp)+βlntCT/tp, где β -тангенс угла наклона регрессионной прямой, проведенной по точкам конечного участка кривой восстановления давления, построенной в координатах

Figure 00000006
от lgt.Second. Knowing the value of a (t p ) corresponding to the unstabilized values of bottomhole pressures and flow rates that are measured, the value of the IP coefficient a is determined from their measured values by the formula a IP = a (t p ) + βlnt CT / t p , where β is the angle tangent slope of the regression line drawn along the points of the final section of the pressure recovery curve constructed in the coordinates
Figure 00000006
from lgt.

Существенным недостатком способа является значительное время проведения исследований, обусловленное длительностью периода стабилизации рабочих параметров на режиме и восстановления давления при остановке скважины между режимами.A significant disadvantage of this method is the significant time spent on research, due to the length of the stabilization period of the operating parameters on the mode and pressure recovery when the well stops between modes.

Ориентировочно время полной стабилизации забойного давления и дебита можно рассчитать по следующей формуле (в секундах) [Гриценко А.И, Алиев З.С., Ермилов О.М., Ремизов В.В., Зотов Г.А. Руководство по исследованию скважин. - М.: Наука, 1995, стр.179.]:

Figure 00000007
где æ - коэффициент пьезопроводности; C - численный коэффициент, изменяющийся в пределах 0,122≤C≤0,350; v=[kв.cp/kг]0.5 - параметр анизотропии пласта.Approximately the time of complete stabilization of the bottomhole pressure and flow rate can be calculated using the following formula (in seconds) [Gritsenko A.I., Aliev Z.S., Ermilov OM, Remizov VV, Zotov G.A. Well Research Guide. - M .: Nauka, 1995, p. 179.]:
Figure 00000007
where æ is the piezoelectric conductivity coefficient; C is a numerical coefficient, varying in the range of 0.122≤C≤0.350; v = [k in.cp / k g ] 0.5 is the reservoir anisotropy parameter.

Коэффициент пьезопроводности определяется по формуле: æ=k·Pпл/(mµ), где k - проницаемость пласта, м2; Pпл - пластовое давление, Па; m - пористость пласта; µ - коэффициент вязкости газа, Па·с.The piezoconductivity coefficient is determined by the formula: æ = k · P pl / (mµ), where k is the permeability of the formation, m 2 ; P PL - reservoir pressure, Pa; m is the porosity of the formation; µ is the coefficient of viscosity of the gas, Pa · s.

Параметр радиуса контура питания Rk зависит от формы зоны дренирования и удельных запасов, приходящихся на горизонтальную скважину. В таблице приведены расчетное время стабилизации tcт для различных значений Rk и проницаемости k.The radius parameter of the supply circuit R k depends on the shape of the drainage zone and the specific reserves per horizontal well. The table shows the estimated stabilization time t ct for various values of R k and permeability k.

ТаблицаTable Радиус контура питания Rk, мThe radius of the power circuit R k , m Проницаемость k, 10-12 м2 Permeability k, 10 -12 m 2 Пористость m в долях единицPorosity m in fractions of units Коэффициент вязкости µ,10-3 Па·сThe viscosity coefficient µ, 10 -3 PA · s Пластовое давление Pпл, 106 МПаFormation pressure P pl , 10 6 MPa tcт в сутках при C=0,350t ct in days at C = 0.350 ν=0,3162ν = 0.3162 ν=lν = l 10001000 0,50.5 0,250.25 0,0120.012 11,711.7 6,5686,568 2,0772,077   1,01,0 -//-- // - -//-- // - -//-- // - 3,2823,282 1,0381,038 15001500 0,50.5 0,250.25 0,0120.012 11,711.7 14,76914,769 4,6704,670   1,01,0 -//-- // - -//-- // - -//-- // - 7,3847,384 2,3352,335 20002000 0,50.5 0,250.25 0,0120.012 11,711.7 26,20126,201 8,2858,285   1,01,0 -//-- // - -//-- // - -//-- // - 13,10213,102 4,1434,143

Предлагаемый способ проведения исследований газовых и газоконденсатных скважин позволяет устранить указанные недостатки. Заявляемый способ включает замер рабочих параметров при длительной работе скважины в газосборный коллектор, замер параметров работы скважины на нескольких режимах одинаковой продолжительности по времени с различными дебитами, однократную остановку скважины до полной стабилизации устьевого давления, снятие кривой восстановления давления, замер пластового давления, пуск скважины в газосборный коллектор, определение коэффициентов фильтрационного сопротивления A и B.The proposed method for the study of gas and gas condensate wells eliminates these disadvantages. The inventive method includes measuring operating parameters during long-term operation of the well in the gas reservoir, measuring the parameters of the well in several modes of the same duration in time with different flow rates, shutting down the well until the wellhead pressure is completely stabilized, taking the pressure recovery curve, measuring the formation pressure, starting the well in gas collector, determination of filtration resistance coefficients A and B.

Заявляемый способ отличается от известных тем, что исследование проводится непрерывно без остановки скважины между режимами. На двух режимах, рабочем, при эксплуатации скважины в газосборный коллектор в начале испытаний, и с максимальным дебитом, достигают полной стабилизация замеряемых параметров.The inventive method differs from the known in that the study is carried out continuously without stopping the well between the modes. In two operating modes, when operating a well in a gas collection reservoir at the beginning of testing, and with a maximum flow rate, complete stabilization of the measured parameters is achieved.

Суть предлагаемого способа заключается в том, что при длительной работе скважины на рабочем режиме радиус контура питания стабилизируется и остается постоянным. Исследование на режимах с дебитом, отличным от рабочего, проводят в течение общего отрезка времени, который в 10-100 раз меньше времени работы скважины в газосборный коллектор и не оказывает существенного влияния на величину контура питания.The essence of the proposed method is that during long-term operation of the well in the operating mode, the radius of the power circuit stabilizes and remains constant. The study in modes with a flow rate other than the working one is carried out for a total period of time, which is 10-100 times less than the time of the well’s operation in the gas collection reservoir and does not significantly affect the size of the supply circuit.

Коэффициент B определяют как тангенс угла наклона регрессионной прямой, проведенной по результатам замеров стабилизированных значений параметров, фиксируемых на двух режимах, при работе скважины в газосборный коллектор в начале исследования и с максимальным дебитом, построенной в координатах

Figure 00000008
от Q(tCT). Коэффициенты a(tP) и aИС, которое равно A, определяют так же, как и при изохронном методе.Coefficient B is defined as the slope of the regression line, carried out according to the results of measurements of the stabilized values of the parameters recorded in two modes, when the well is operated in the gas collection reservoir at the beginning of the study and with the maximum flow rate constructed in the coordinates
Figure 00000008
from Q (t CT ). The coefficients a (t P ) and a of the IS , which is equal to A, are determined in the same way as with the isochronous method.

Claims (1)

Способ проведения исследований газовых и газоконденсатных скважин с субгоризонтальным и горизонтальным окончанием ствола, включающий замер рабочих параметров при длительной работе скважины в газосборный коллектор, замер параметров работы скважины на нескольких режимах одинаковой продолжительности по времени с различными дебитами, однократную остановку скважины до полной стабилизации устьевого давления, замер пластового давления, пуск скважины в газосборный коллектор, определение коэффициентов фильтрационного сопротивления А и В, отличающийся тем, что исследование производят непрерывно, без остановки скважины между режимами, помимо режима соответствующего работе скважины в газосборный коллектор, на режиме с максимальным дебитом достигают полной стабилизации замеряемых параметров и определяют коэффициент фильтрационного сопротивления В по результатам замеров стабилизированных значений параметров, фиксируемых на двух режимах, с рабочим дебитом, соответствующим эксплуатации скважины в газосборный коллектор в начале исследования и с максимальным дебитом. A method for conducting research on gas and gas condensate wells with subhorizontal and horizontal completion of the wellbore, including measuring operating parameters during long-term operation of the well in a gas collection reservoir, measuring well parameters in several modes of the same time duration with different flow rates, a single shutdown of the well until the wellhead pressure is completely stabilized, measurement of reservoir pressure, start-up of a well in a gas-collecting reservoir, determination of filtration resistance coefficients A and B , characterized in that the study is carried out continuously, without stopping the well between the modes, in addition to the mode corresponding to the operation of the well in the gas collector, in the regime with maximum flow rate, complete stabilization of the measured parameters is achieved and the filtration resistance coefficient B is determined by measuring the stabilized values of the parameters fixed on two modes, with a working flow rate corresponding to the operation of the well in the gas collector at the beginning of the study and with a maximum flow rate.
RU2009104777/03A 2009-02-12 2009-02-12 Implementation method of investigations of gaseous and gas-condensate wells with sub-horizontal and horizontal; ending of bore RU2386808C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2009104777/03A RU2386808C1 (en) 2009-02-12 2009-02-12 Implementation method of investigations of gaseous and gas-condensate wells with sub-horizontal and horizontal; ending of bore

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2009104777/03A RU2386808C1 (en) 2009-02-12 2009-02-12 Implementation method of investigations of gaseous and gas-condensate wells with sub-horizontal and horizontal; ending of bore

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2386808C1 true RU2386808C1 (en) 2010-04-20

Family

ID=46275236

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2009104777/03A RU2386808C1 (en) 2009-02-12 2009-02-12 Implementation method of investigations of gaseous and gas-condensate wells with sub-horizontal and horizontal; ending of bore

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2386808C1 (en)

Cited By (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2454535C1 (en) * 2010-11-24 2012-06-27 Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Надым" (ООО "Газпром добыча Надым") Method for determining well operating parameters to gas-collecting system
RU2484245C1 (en) * 2012-01-17 2013-06-10 Учреждение Российской академии наук Институт проблем нефти и газа РАН Gas well surveying method
RU2504652C1 (en) * 2012-06-22 2014-01-20 Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" Method of analysing productivity of inclined well that exposed productive bed
RU2531971C1 (en) * 2013-09-10 2014-10-27 Федеральное государственное бюджетное образовательно учреждение высшего профессионального образования Нижегородский государственный технический университет им. Р.Е. Алексеева (НГТУ) Control over variation of gas well bottom zone seepage resistance factors
RU2770023C1 (en) * 2021-04-06 2022-04-14 Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" Method for monitoring the production rate of a gas borehole

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
ГРИЦЕНКО А.И. Руководство по исследованию скважин. - М.: Наука, 1995, с.234-247. *

Cited By (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2454535C1 (en) * 2010-11-24 2012-06-27 Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Надым" (ООО "Газпром добыча Надым") Method for determining well operating parameters to gas-collecting system
RU2484245C1 (en) * 2012-01-17 2013-06-10 Учреждение Российской академии наук Институт проблем нефти и газа РАН Gas well surveying method
RU2504652C1 (en) * 2012-06-22 2014-01-20 Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" Method of analysing productivity of inclined well that exposed productive bed
RU2531971C1 (en) * 2013-09-10 2014-10-27 Федеральное государственное бюджетное образовательно учреждение высшего профессионального образования Нижегородский государственный технический университет им. Р.Е. Алексеева (НГТУ) Control over variation of gas well bottom zone seepage resistance factors
RU2770023C1 (en) * 2021-04-06 2022-04-14 Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" Method for monitoring the production rate of a gas borehole

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2386808C1 (en) Implementation method of investigations of gaseous and gas-condensate wells with sub-horizontal and horizontal; ending of bore
RU2008118158A (en) METHODS AND SYSTEMS FOR DETERMINING PROPERTIES OF UNDERGROUND FORMATIONS
RU2008118152A (en) METHODS AND SYSTEMS FOR DETERMINING COLLECTOR PROPERTIES OF UNDERGROUND LAYERS WITH ALREADY EXISTING CRACKS
RU2324810C2 (en) Method for determining dimensions of formation hydraulic fracture
CN107608940B (en) Method for determining oil well interval pumping period
RU2006138037A (en) METHODS AND DEVICE FOR DETECTING A GAP WITH A SIGNIFICANT RESIDUAL WIDTH AFTER PREVIOUS OPERATIONS
GB2426595A (en) Methods and apparatus for estimating physical parameters of reservoirs using pressure transient fracture injection/falloff test analysis
CN103954544A (en) Experimental device and method for estimating water-controlling and air-intake effects of polymer
CN104405374B (en) A kind of measuring method of tight gas reservoir reservoir stress sensitivity
RU2652396C1 (en) Method of investigation of low-permeable reservoirs with minimum losses in production
RU2476670C1 (en) Method for determining filtration properties of jointly operating formations (versions)
EA202190131A1 (en) PIPE COLUMN CONDITION MONITORING
US11560780B2 (en) Marking the start of a wellbore flush volume
RU2680566C1 (en) Method for determining flow profile in low-rate horizontal wells with multi-stage hydraulic fracturing
RU143551U1 (en) DEVICE FOR DETERMINING ABSOLUTE GAS PERMEABILITY
RU2425254C2 (en) Hydraulic test bench for gas separators of pump units for supply of formation fluid
RU2539445C1 (en) Method for determining formation pressure in oil producer equipped with submerged electric-driven pump
RU2243372C1 (en) Method for hydrodynamic examination of horizontal wells
CN106813721B (en) Underground drilling gas-water separation type gas pumping and discharging amount monitoring method
US11898094B2 (en) Systems and processes for improved drag reduction estimation and measurement
RU2289021C2 (en) Method for determining formation parameters during inspection of low-debit non-flowing wells
CN110595982B (en) Testing device and calculating method for rock gas anisotropic permeability
RU2521091C1 (en) Bubble-point pressure determination method
陈元千 et al. Application of elastic two phase method with variable production in gas wells
RU2459953C1 (en) Method for determination of gas flow rate and gas factor of wells product