RU2641145C1 - Method of gas dynamic investigation of well for low-permeability reservoirs - Google Patents
Method of gas dynamic investigation of well for low-permeability reservoirs Download PDFInfo
- Publication number
- RU2641145C1 RU2641145C1 RU2016136485A RU2016136485A RU2641145C1 RU 2641145 C1 RU2641145 C1 RU 2641145C1 RU 2016136485 A RU2016136485 A RU 2016136485A RU 2016136485 A RU2016136485 A RU 2016136485A RU 2641145 C1 RU2641145 C1 RU 2641145C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- pressure
- reservoir pressure
- modes
- initial
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Separation Using Semi-Permeable Membranes (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к газовой промышленности и может быть использовано при проведении газодинамических исследований (ГДИ) скважин на месторождениях с низкими фильтрационно-емкостными свойствами.The invention relates to the gas industry and can be used in gas-dynamic studies (GDI) of wells in fields with low filtration-capacitive properties.
Из уровня техники известен способ исследования газовых скважин на стационарных режимах фильтрации (Гриценко А.И., Алиев З.С., Ермилов О.М., Ремизов В.В., Зотов Г.А., Руководство по исследованию скважин. - М.: Наука, 1995, с. 186-188), в котором на примере скважины, испытанной на семи режимах, графическим методом определены коэффициенты фильтрационных сопротивлений А и В. Для каждого режима исследования скважины по полученным значениям определяют отношения разности квадратов пластового (Рпл) и забойного давлений (Рз) к дебиту (Q) и строят графики зависимости от дебита (индикаторные кривые), где Рпл - постоянная величина во время проведения ГДИ. Коэффициент фильтрационного сопротивления А определяют как отрезок, отсекаемый полученной прямой на вертикальной оси. Коэффициент фильтрационного сопротивления В определяют как тангенс угла наклона прямой к горизонтальной оси. Недостаток данного способа состоит в том, что для определения коэффициентов фильтрационных сопротивлений А и В при исследовании скважин необходимо измерять значения пластового давления, что требует много времени при исследовании скважин, вскрывающих коллектор с низкими фильтрационно-емкостными свойствами. Процесс восстановления пластового давления для таких коллекторов составляет от 1 до 13 месяцев, а экспериментальный материал набирается в течение длительного времени - от 1 до 3 лет.The prior art method for the study of gas wells in stationary filtration modes (Gritsenko A.I., Aliev Z.S., Ermilov OM, Remizov VV, Zotov G.A., Guide to the study of wells. - M .: Nauka, 1995, pp. 186-188), in which, based on the example of a well tested in seven modes, the coefficients of filtration resistance A and B are determined by a graphical method. For each mode of well research, the ratio of the difference between the squares of the reservoir is determined from the obtained values (R pl ) and bottomhole pressures (P s ) to flow rate (Q) and plot bridges from the flow rate (indicator curves), where R PL is a constant during the GDI. The filtration resistance coefficient A is defined as the segment cut off by the straight line on the vertical axis. The filtration resistance coefficient B is defined as the tangent of the angle of inclination of the line to the horizontal axis. The disadvantage of this method is that to determine the coefficients of the filtration resistance A and B in the study of wells, it is necessary to measure the values of reservoir pressure, which requires a lot of time in the study of wells that open a reservoir with low filtration-capacitive properties. The process of reservoir pressure restoration for such reservoirs is from 1 to 13 months, and the experimental material is collected for a long time - from 1 to 3 years.
Известен способ газодинамического исследования скважины (см. патент РФ №2527525 C1, опубл. 10.09.2014, кл. Е21B 47/00). Согласно известному способу проводят текущие измерения пластового и забойного давлений и дебита газа на установившихся режимах работы скважины с последующим нормированием результатов измерений путем перевода в безразмерные единицы. Определяют нормированные коэффициенты фильтрационных сопротивлений исследования и дополнительно определяют поправочный коэффициент. Рассчитывают нормированный дебит для каждого режима по коэффициентам фильтрационных сопротивлений без учета и с учетом поправочного коэффициента. Рассчитывают показатель отклонения дебита для каждого режима, анализируют полученные результаты и делают вывод о достоверности проведенных измерений на каждом режиме. Если показатель отклонения дебита для каждого режима не превышает 5%, то результаты измерений признают достоверными. Затем приводят нормированные коэффициенты фильтрационных сопротивлений к размерному виду и исследования прекращают. Если показатель отклонения дебита для одного или нескольких режимов превышает 5%, то результаты измерений на данных режимах признают недостоверными и проводят повторные измерения на указанных режимах с последующей обработкой результатов измерений. Известное решение направлено на повышение эффективности проведения газодинамических исследований. Известный способ имеет недостаток, заключающийся в том, что для определения коэффициентов фильтрационных сопротивлений необходимо знание величины пластового давления, определение которой, в случае коллектора с низкими фильтрационно-емкостными свойствами, проблематично, так как процесс восстановления пластового давления при проведении исследований долгосрочен, вследствие чего повторные измерения приведут к значительному увеличению времени проведения исследования скважины, а также трудовым и материальным затратам.A known method of gas-dynamic research of a well (see RF patent No. 2527525 C1, publ. 09/10/2014, class E21B 47/00). According to the known method, current measurements of reservoir and bottomhole pressures and gas production rates are carried out at steady-state well operating conditions, followed by normalization of measurement results by conversion to dimensionless units. The normalized coefficients of the filtration resistance of the study are determined and the correction factor is additionally determined. Calculate the normalized flow rate for each mode by the coefficients of filtration resistance without taking into account and taking into account the correction factor. Calculate the rate of deviation of the flow rate for each mode, analyze the results and make a conclusion about the reliability of the measurements in each mode. If the rate of deviation of the flow rate for each mode does not exceed 5%, then the measurement results are considered reliable. Then normalized coefficients of filtering resistances are brought to dimensional view and studies are stopped. If the rate of deviation of the flow rate for one or several modes exceeds 5%, then the measurement results in these modes are considered unreliable and repeated measurements are carried out in these modes with subsequent processing of the measurement results. The known solution is aimed at increasing the efficiency of gas-dynamic research. The known method has the disadvantage that in order to determine the coefficients of the filtration resistance, it is necessary to know the value of the reservoir pressure, the determination of which, in the case of a reservoir with low filtration-capacitive properties, is problematic, since the process of restoring the reservoir pressure during research is long-term, so repeated measurements will lead to a significant increase in the time of the well study, as well as labor and material costs.
Задача, на решение которой направлено предлагаемое изобретение, состоит в разработке способа газодинамического исследования скважин, вскрывших низкопроницаемый коллектор, лишенного указанного недостатка.The problem to which the invention is directed, is to develop a method for gas-dynamic study of wells that have opened a low permeability reservoir, devoid of this drawback.
Технический результат, достигаемый предлагаемым решением, заключается в повышении эффективности проведения газодинамических исследований за счет снижения затрат рабочего времени на проведение исследования и повышения точности получаемых результатов.The technical result achieved by the proposed solution is to increase the efficiency of gas-dynamic research by reducing the time spent on research and improving the accuracy of the results.
Предлагаемый способ газодинамического исследования скважины, вскрывшей низкопроницаемый коллектор, заключается в следующем: измеряют дебит Qi и забойное давление Pзi скважины на i=1, 2, 3, …n различных режимах ГДИ в течение произвольного τi - временного интервала между i-м и начальным (при τ1=0) режимами исследований; пластовое давление скважины принимают идентичным измеренному пластовому давлению в ближайшей наблюдательной скважине, находящейся в зоне дренирования скважины; по результатам измерений пластового давления в наблюдательной скважине определяют коэффициент αн, характеризующий изменение пластового давления во время проведения ГДИ, решая уравнение:The proposed method of gasdynamic research of a well that has uncovered a low-permeability reservoir is as follows: the flow rate Q i and bottomhole pressure P zi of the well are measured at i = 1, 2, 3, ... n different GDI modes during an arbitrary τ i - time interval between the i-th and initial (at τ 1 = 0) research modes; formation pressure of the well is assumed identical to the measured formation pressure in the closest observation well located in the drainage zone of the well; the results of measurements of reservoir pressure in the observation well determine the coefficient α n characterizing the change in reservoir pressure during the well test, solving the equation:
где Рплн1 - пластовое давление, измеренное в наблюдательной скважине на начальном режиме исследования при τн1=0;where R PLN1 - reservoir pressure measured in the observation well at the initial research mode with τ n1 = 0;
τнj - временной интервал между j-м (j=1, 2, 3, …m) и начальным режимами проведения ГДИ наблюдательной скважины;τ nj is the time interval between the jth (j = 1, 2, 3, ... m) and the initial modes of conducting the well testing of the observation well;
коэффициент α, характеризующий изменение пластового давления исследуемой скважины, принимают равным упомянутому коэффициенту учитывая измеренные дебит Qi и забойное давление Рзi, а также что пластовое давление Pплi на i-ом режиме ГДИ скважины равно:coefficient α, characterizing the change in reservoir pressure of the investigated well, is taken equal to the said coefficient taking into account the measured flow rate Q i and bottomhole pressure P zi , and also that the reservoir pressure P pli in the i-th mode of the well test is equal to:
, ,
где Рпл1 - пластовое давление скважины при проведении ГДИ на начальном режиме (i=1),where R PL1 is the reservoir pressure of the well during the well test in the initial mode (i = 1),
вычисляют искомые коэффициенты фильтрационного сопротивления А и В.the desired filtration resistance coefficients A and B are calculated.
На фиг. 1, 2 приведены графики, иллюстрирующие примеры осуществления изобретения. На фиг. 1 приведен график зависимости вычисленных значений логарифма пластового давления для наблюдательной скважины Астраханского газоконденсатного месторождения (lnPплнj) от временного интервала между j-м и начальным режимами исследований (τн1). Результаты измерений занесены в таблицу 1. На фиг. 2 представлен график зависимости параметров Y от X, позволяющих определить значения искомых фильтрационных коэффициентов А и В для скважины 602 Астраханского газоконденсатного месторождения. Результаты измеренных и вычисленных значений, полученных в ходе проведения исследований, приведены в таблице 2.In FIG. 1, 2 are graphs illustrating embodiments of the invention. In FIG. Figure 1 shows a graph of the calculated values of the logarithm of the reservoir pressure for the observation well of the Astrakhan gas condensate field (lnP plnj ) versus the time interval between the jth and initial research regimes (τ n1 ). The measurement results are listed in table 1. In FIG. Figure 2 shows a graph of the dependence of the parameters Y on X, allowing to determine the values of the desired filtration coefficients A and B for well 602 of the Astrakhan gas condensate field. The results of the measured and calculated values obtained during the research are shown in table 2.
При проведении ГДИ оценку притока газа к исследуемой скважине и дебит (Q) при стационарных режимах определяют из уравнения:When conducting GDI, the assessment of gas inflow to the well under study and flow rate (Q) under stationary conditions is determined from the equation:
где Рпл - пластовое давление;where R PL - reservoir pressure;
Рз - забойное давление;P s - bottomhole pressure;
А и В - коэффициенты фильтрационных сопротивлений;A and B are filtration resistance coefficients;
Q - дебит скважины.Q - well flow rate.
При каждом режиме работы скважины, как правило, определяют дебит, пластовое и забойное давление. ГДИ скважин проводят на нескольких режимах, которые различаются разными величинами дебита и соответствующими им значениями забойного давления.With each mode of operation of the well, as a rule, determine the flow rate, reservoir and bottomhole pressure. Well tests are carried out in several modes, which differ in different flow rates and the corresponding bottomhole pressure values.
Пластовое давление исследуемой скважины Pплi для каждого i-го режима может быть представлено в следующем виде:The reservoir pressure of the investigated well P pli for each i-th mode can be represented as follows:
где Qi - дебит на i-м режиме;where Q i - flow rate in the i-th mode;
Pплi - пластовое давление на i-м режиме;P pli - reservoir pressure in the i-th mode;
Pзi - забойное давление на i-м режиме;P zi - bottomhole pressure in the i-th mode;
i - номер режима, i=1, 2, 3, …n проведения ГДИ.i is the mode number, i = 1, 2, 3, ... n of the DRO.
Согласно предлагаемому изобретению при проведении ГДИ скважин, вскрывающих коллекторы с низкими фильтрационно-емкостными свойствами, пластовое давление предлагается определять путем проведения его измерений в ближайшей наблюдательной скважине, находящейся в зоне дренирования исследуемой скважины.According to the invention, when conducting well tests revealing reservoirs with low reservoir properties, formation pressure is proposed to be determined by measuring it in the closest observation well located in the drainage area of the investigated well.
ГДИ на скважине выполняют следующим образом.GDI at the well is as follows.
Для исследуемой скважины при проведении ГДИ измеряют дебит и забойное давление на n различных режимах в i-ые произвольные временные интервалы τi между i-м и начальным режимами исследований. За начальный временной интервал принимают временной интервал проведения первого исследования τi=0. Временной интервал проведения исследований на каждом режиме выбирают произвольно. Количество режимов может быть также неограниченным. Для исследуемой скважины составляют систему уравнений, связывающую измеренные величины дебита, пластового и забойного давлений:For the well under study during the well test, the flow rate and bottomhole pressure are measured in n different modes at the i-th arbitrary time intervals τ i between the i-th and initial research modes. For the initial time interval take the time interval of the first study τ i = 0. The time interval for conducting studies in each mode is chosen arbitrarily. The number of modes can also be unlimited. For the well under study, a system of equations is compiled that relates the measured flow rates, reservoir and bottomhole pressures:
Во время проведения ГДИ выполняют также измерения пластового давления в ближайшей наблюдательной скважине, находящейся в зоне дренирования скважины, для которой проводят исследования. Измерения пластового давления в наблюдательной скважине выполняют в произвольные моменты времени, которые могут и не совпадать с моментами выполнения замеров на скважине, где проводят ГДИ. Всего для ближайшей наблюдательной скважины проводят m измерений пластового давления Рплнj в различные моменты времени τнj.During the well test, reservoir pressure is also measured in the nearest observation well located in the drainage zone of the well for which the study is being conducted. Measurement of reservoir pressure in the observation well is performed at arbitrary points in time, which may not coincide with the moments of measurements at the well, where the well test is performed. In total, for the closest observation well, m measurements of reservoir pressure Р pljj are carried out at various time points τ нj .
Целесообразно представить пластовое давление Рплнj для наблюдательной скважины в произвольные временные интервалы τнj через пластовое давление (Рплн1), определенное в первом режиме измерения (j=1):It is advisable to present the reservoir pressure P PLJ for the observation well at arbitrary time intervals τ НJ through the reservoir pressure (P PL1 ) determined in the first measurement mode (j = 1):
где τн1=0.where τ n1 = 0.
Используя измеренные значения Рплнj во временные интервалы τнj, далее определяют значение коэффициента α, который характеризует изменение пластового давления продуктивной залежи в зоне нахождения наблюдательной и исследуемой скважин.Using the measured values of P PLJ in time intervals τ Nj , then determine the value of the coefficient α, which characterizes the change in reservoir pressure of the productive reservoir in the area of the observation and studied wells.
Для нахождения фильтрационных коэффициентов А и В из системы уравнений (3) поступают следующим образом.To find the filtration coefficients A and B from the system of equations (3), proceed as follows.
Значения пластовых давлений, входящие в систему уравнений (3), записывают в виде:The values of reservoir pressures included in the system of equations (3) are written in the form:
где Рпл1 - пластовое давление при проведении исследования скважины на первом режиме (i=1) во временном интервале τ1, принятом за начальный (τ1=0), при проведении ГДИ скважины;where R PL1 - reservoir pressure during the study of the well in the first mode (i = 1) in the time interval τ 1 , taken as the initial (τ 1 = 0), when conducting well testing;
τi - интервал между i-м и начальным режимами исследований.τ i is the interval between the i-th and initial research modes.
Подставляя в систему уравнений (3) значения Рплi, из формулы (5) получим систему уравнений:Substituting in the system of equations (3) the values of R pli , from the formula (5) we obtain the system of equations:
для которой значения забойных давлений Pзi, дебитов скважины Qi при исследованиях на каждом из n режимов интервалов между режимами исследований τi (i-м и первым измерениями), входящие в уравнения системы (6), предварительно измерены. Значение коэффициента α определяют на основании замеров пластового давления в наблюдательной скважине и используют для определения коэффициентов А и В исследуемой скважины.for which the values of bottomhole pressures P zi , well flow rates Q i during studies on each of the n modes of intervals between the research modes τ i (i-th and first measurements) included in the equations of system (6) are previously measured. The value of the coefficient α is determined based on measurements of reservoir pressure in the observation well and is used to determine the coefficients A and B of the investigated well.
Выражая из первого уравнения системы (6) и подставляя данное выражение во все уравнения этой системы, получим:Expressing from the first equation system (6) and substituting this expression in all the equations of this system, we obtain:
Введем обозначения:We introduce the following notation:
где i=2, 3, 4, …, n.where i = 2, 3, 4, ..., n.
Система (7) может быть записана в видеSystem (7) can be written as
где i=2, 3, …n.where i = 2, 3, ... n.
Система уравнений (10) может быть решена графическим методом или методом наименьших квадратов. Результатом решения является определение коэффициентов фильтрационных сопротивлений А и В.The system of equations (10) can be solved by the graphical method or the least squares method. The result of the solution is the determination of the filtration resistance coefficients A and B.
Предлагаемый способ ГДИ исследуемой скважины, вскрывшей низкопроницаемые коллекторы, может быть проиллюстрирован на примере его осуществления, апробированном на скважине 602 Астраханского газоконденсатного месторождения.The proposed method of well testing of the investigated well, which revealed low-permeability reservoirs, can be illustrated by the example of its implementation, tested on well 602 of the Astrakhan gas condensate field.
Для определения коэффициента α замеряли пластовое давление Рплнj в наблюдательной скважине в различные временные интервалы τнj. За начальный временной интервал принято τн1=0. Результаты измерений представлены в таблице 1.To determine the coefficient α, the reservoir pressure P plj was measured in the observation well at various time intervals τ nj . For the initial time interval taken τ n1 = 0. The measurement results are presented in table 1.
Логарифмируя обе части уравнения (4), получимLogarithm of both sides of equation (4), we obtain
Вычисленные значения lnРплнj для наблюдательной скважины занесены в таблицу 1, в которой приведены соответствующие результаты измерений пластового давления Рплнj и данные временных интервалов между j-м и начальным режимами ГДИ τнj.The calculated lnР plnj values for the observation well are listed in Table 1, which shows the corresponding reservoir pressure measurements P plj and data on the time intervals between the jth and initial GDI regimes τ nj .
По графику зависимости lnРплнj от τнj (фиг. 1) определяют значение коэффициента αн для наблюдательной скважины как тангенс угла наклона прямой к оси абсцисс. Значение αн может быть также найдено, например, методом наименьших квадратов (см. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных скважин, под ред. Ю.П. Коротаева, Г.А. Зотова, З.С.Алиева. - М.: Недра, 1971. - 208 с.). Для скважины 602 Астраханского газоконденсатного месторождения определено значение α (равно 7,0⋅10-5 сут-1).According to the graph of lnР plnj versus τ нj (Fig. 1), the coefficient α n for the observation well is determined as the tangent of the angle of inclination of the line to the abscissa axis. The value of α n can also be found, for example, by the least square method (see Instructions for the comprehensive study of gas and gas condensate wells, edited by Yu.P. Korotaev, G.A. Zotov, Z.S. Aliyev. - M .: Nedra, 1971. - 208 p.). For well 602 of the Astrakhan gas condensate field, the value of α was determined (equal to 7.0 × 10 -5 days -1 ).
Для исследуемой скважины ГДИ проводились на различных режимах в произвольные временные интервалы τi между i-м и начальным режимами исследований. При этом на каждом из режимов проведены замеры Pзi и дебита исследуемой скважины Qi. Коэффициент α, характеризующий изменение пластового давления исследуемой скважины, приняли равным коэффициенту αн, характеризующему изменение пластового давления в наблюдательной скважине.For the well under study, GDIs were carried out in various modes at arbitrary time intervals τ i between the ith and initial research modes. At the same time, P zi and flow rate of the investigated well Q i were measured at each of the modes. The coefficient α characterizing the change in reservoir pressure of the investigated well was taken equal to the coefficient α n characterizing the change in reservoir pressure in the observation well.
По формулам (8) и (9) с учетом полученного значения α определили значения Хi и Yi, которые также занесены в таблицу 2.Using formulas (8) and (9), taking into account the obtained value of α, we determined the values of X i and Y i , which are also listed in table 2.
Затем строят график зависимости Y от X (см. фиг. 2).Then build a graph of the dependence of Y on X (see Fig. 2).
Данная зависимость (10) является линейной. Пересечение прямой (см. фиг. 2) с осью ординат позволяет определить значение фильтрационного коэффициента А (в нашем случае А=1,01 МПа2⋅сут/тыс.м3). Значение фильтрационного коэффициента В определяется как тангенс угла наклона прямой к оси абсцисс (в нашем случае В=0,0010 МПа2/(тыс.м3⋅сут)2).This dependence (10) is linear. The intersection of the straight line (see Fig. 2) with the ordinate axis allows us to determine the value of the filtration coefficient A (in our case, A = 1.01 MPa 2 ⋅ days / thousand m 3 ). The value of the filtration coefficient B is determined as the tangent of the angle of inclination of the line to the abscissa axis (in our case, B = 0.0010 MPa 2 / ( thousand m 3 day) 2 ).
Значения Xi и Yi, приведенные в таблице 2, с учетом (10) Yi=A+BXi по графику (фиг. 2) определяют фильтрационные коэффициенты А и В, которые также могут быть определены методом наименьших квадратов.The values of X i and Y i given in table 2, taking into account (10) Y i = A + BX i according to the graph (Fig. 2) determine the filtering coefficients A and B, which can also be determined by the least squares method.
Таким образом, предложенный способ обеспечивает достоверность результатов обработки данных ГДИ низкопроницаемого, неоднородного продуктивного коллектора на стационарных режимах, при которых допускается возможность неполного восстановления пластового давления, без определения его значения в скважинах, где проводятся исследования.Thus, the proposed method ensures the reliability of the results of processing the GDI data of a low-permeable, heterogeneous productive reservoir at stationary conditions, in which the possibility of incomplete restoration of reservoir pressure is allowed without determining its value in the wells where the studies are conducted.
С помощью предлагаемого способа также обеспечивается снижение числа замеров пластового давления и сокращается время проведения ГДИ на стационарных режимах фильтрации, что актуально при проведении исследований скважин на месторождениях, имеющих коллекторы с низкими фильтрационно-емкостными свойствами и осложненных длительным периодом восстановления пластового давления.Using the proposed method, a reduction in the number of measurements of reservoir pressure is also provided, and the time for well testing at stationary filtration modes is reduced, which is important when conducting well research in fields having reservoirs with low filtration-capacitive properties and complicated by a long recovery period of reservoir pressure.
Claims (9)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2016136485A RU2641145C1 (en) | 2016-09-12 | 2016-09-12 | Method of gas dynamic investigation of well for low-permeability reservoirs |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2016136485A RU2641145C1 (en) | 2016-09-12 | 2016-09-12 | Method of gas dynamic investigation of well for low-permeability reservoirs |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2641145C1 true RU2641145C1 (en) | 2018-01-16 |
Family
ID=68235595
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2016136485A RU2641145C1 (en) | 2016-09-12 | 2016-09-12 | Method of gas dynamic investigation of well for low-permeability reservoirs |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2641145C1 (en) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2812730C1 (en) * | 2023-04-03 | 2024-02-01 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Method for determining filtration resistance coefficients of gas condensate well |
Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2202692C2 (en) * | 2000-07-13 | 2003-04-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Надымгазпром" | Procedure controlling process of flooding of gas wells |
US20050269079A1 (en) * | 2003-12-26 | 2005-12-08 | Franklin Charles M | Blowout preventer testing system |
RU2490449C2 (en) * | 2011-09-08 | 2013-08-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Надым" (ООО "Газпром добыча Надым") | Method of hydrogasdynamic investigations of wells |
RU2527525C1 (en) * | 2013-04-02 | 2014-09-10 | Открытое акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" (ОАО "СевКавНИПИгаз") | Well gas-dynamic research method |
-
2016
- 2016-09-12 RU RU2016136485A patent/RU2641145C1/en active
Patent Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2202692C2 (en) * | 2000-07-13 | 2003-04-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Надымгазпром" | Procedure controlling process of flooding of gas wells |
US20050269079A1 (en) * | 2003-12-26 | 2005-12-08 | Franklin Charles M | Blowout preventer testing system |
RU2490449C2 (en) * | 2011-09-08 | 2013-08-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Надым" (ООО "Газпром добыча Надым") | Method of hydrogasdynamic investigations of wells |
RU2527525C1 (en) * | 2013-04-02 | 2014-09-10 | Открытое акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" (ОАО "СевКавНИПИгаз") | Well gas-dynamic research method |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2812730C1 (en) * | 2023-04-03 | 2024-02-01 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Method for determining filtration resistance coefficients of gas condensate well |
RU2822753C1 (en) * | 2023-05-04 | 2024-07-12 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Method for determining genesis of nitrogen in gas deposits by isotopic composition |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN107622139A (en) | Calculation method of crack permeability | |
CN106124381A (en) | Hypotonic coal seam reservoirs gas free-boundary problem and the on-the-spot test method of permeability | |
CN104297130B (en) | The intrinsic permeability means of interpretation of low-permeability reservoir and system | |
CN105372298A (en) | Analysis method for formation rock mineral constituents | |
RU2476670C1 (en) | Method for determining filtration properties of jointly operating formations (versions) | |
RU2645055C1 (en) | Method for automatic monitoring of gas and gas-condensate wells in fields in extreme north | |
CN106771071B (en) | A kind of sealing core drilling saturation correction method mutually seeped based on grease | |
RU2641145C1 (en) | Method of gas dynamic investigation of well for low-permeability reservoirs | |
RU2634770C1 (en) | Method for mapping izobar lines for oil and gas condensate fields | |
RU2320869C1 (en) | Method to determine permeability and porosity of oil-saturated reservoirs | |
CN117854239A (en) | Rain-falling landslide monitoring and early warning method and system | |
CN110017136B (en) | Water flooded layer identification and water production rate prediction method based on apparent water layer resistivity | |
RU2338877C1 (en) | Method for group research of cluster gas and gas-condensate wells in stationary filtration modes | |
CN110322363A (en) | Shale gas reservoir reconstruction volume calculation method and system | |
CN111241652B (en) | Method and device for determining viscosity of crude oil in stratum | |
RU2490449C2 (en) | Method of hydrogasdynamic investigations of wells | |
CN105089632A (en) | Method for obtaining CO2 fluid longitudinal wave time difference framework parameters of high-temperature and high-pressure reservoir | |
RU143552U1 (en) | DEVICE FOR MEASURING THE DEBIT OF PRODUCTS OF GAS-CONDENSATE WELLS | |
CN110410058A (en) | A method of correction core experiment result scale two dimension nuclear magnetic resonance log | |
Chalmers et al. | Flow of air and gas through porous media | |
RU2232266C1 (en) | Method for gas-hydrodynamic research of wells | |
CN115898379A (en) | Oil-gas well full life cycle production dynamic monitoring interpretation method and application | |
RU2527525C1 (en) | Well gas-dynamic research method | |
RU2435028C1 (en) | Procedure for detection of wells watered with behind-casing cross-flows of water | |
CN108647417B (en) | Simple method for determining gas saturation of shale gas reservoir |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
PD4A | Correction of name of patent owner | ||
PC41 | Official registration of the transfer of exclusive right |
Effective date: 20211209 |
|
TK4A | Correction to the publication in the bulletin (patent) |
Free format text: CORRECTION TO CHAPTER -PC4A- IN JOURNAL 34-2021 |