RU2702446C1 - Method for determination of well fluid influx from separate well intervals - Google Patents
Method for determination of well fluid influx from separate well intervals Download PDFInfo
- Publication number
- RU2702446C1 RU2702446C1 RU2019105006A RU2019105006A RU2702446C1 RU 2702446 C1 RU2702446 C1 RU 2702446C1 RU 2019105006 A RU2019105006 A RU 2019105006A RU 2019105006 A RU2019105006 A RU 2019105006A RU 2702446 C1 RU2702446 C1 RU 2702446C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- fluid
- flow
- well
- gas
- switching
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 54
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 37
- 230000004941 influx Effects 0.000 title 1
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 25
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 22
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 19
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 claims abstract description 13
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 10
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 7
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 claims description 9
- 239000000700 radioactive tracer Substances 0.000 claims description 9
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 abstract description 13
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 abstract description 13
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 abstract description 10
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 4
- 238000003860 storage Methods 0.000 abstract description 3
- 230000014759 maintenance of location Effects 0.000 abstract description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 7
- 239000001307 helium Substances 0.000 description 4
- 229910052734 helium Inorganic materials 0.000 description 4
- SWQJXJOGLNCZEY-UHFFFAOYSA-N helium atom Chemical compound [He] SWQJXJOGLNCZEY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 4
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 4
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 2
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 2
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 239000000975 dye Substances 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- -1 helium Chemical compound 0.000 description 1
- 238000003973 irrigation Methods 0.000 description 1
- 230000002262 irrigation Effects 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 230000002285 radioactive effect Effects 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/10—Locating fluid leaks, intrusions or movements
Landscapes
- Physics & Mathematics (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Measuring Volume Flow (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при увеличении эффективности добычи нефти и газа, а так же изучении флюидодинамики газовой среды на месторождениях углеводородов, в том числе и подземных хранилищах газа.The invention relates to the oil and gas industry and can be used to increase the efficiency of oil and gas production, as well as the study of fluid dynamics of the gaseous medium in hydrocarbon fields, including underground gas storages.
Известен способ исследования динамических процессов многопластового месторождения природных газов (SU, авторское свидетельство 1684491, опубл. 30.03.89). Согласно разработанному способу вводят в пласт через нагнетательную скважину индикатор в носителе, отсутствующий в природном газе, преимущественно гелий, отбирают пробы из добывающей скважины, определяют время появления индикатора в продукции добывающей скважины, а также зависимость изменения во времени концентрации индикатора в последней и судят о сообщаемости объектов по наличию индикатора в продукции.A known method of studying the dynamic processes of a multilayer natural gas field (SU, copyright certificate 1684491, publ. 30.03.89). According to the developed method, an indicator in the carrier, absent in natural gas, mainly helium, is introduced into the formation through the injection well, samples are taken from the production well, the time of the indicator's appearance in the production of the production well, and the time dependence of the indicator concentration in the latter are determined and the connectivity is judged objects by the presence of an indicator in the product.
Недостаток указанного способа заключается в получении недостоверных данных ввиду неоднозначности интерпретации полученных результатов на многопластовых газовых, нефтяных с газовой шапкой месторождениях и ПХГ. Неэффективно применение известного способа одновременно в нескольких скважинах, вскрывающих один и тот же горизонт (пласт) или различные горизонты (пласты) ввиду неоднозначности интерпретации полученных результатов из-за невозможности идентификации прихода гелия от какой-либо конкретной нагнетательной скважины и возможностью пропуска (потери) части индикаторной волны, обусловленной дискретностью взятия проб флюида. Многократное применение способа на одном месторождении также невозможно из-за повышения фоновых (остаточных) содержаний гелия, волнообразного прихода индикатора со значительной временной задержкой. Невозможно применять известный способ для коллекторов трещинного типа ввиду фиксации только одного максимума прихода индикатора в продукции добывающей скважины. К тому же способ неприменим на газовых и нефтяных, с газовой шапкой, месторождениях с высоким содержанием гелия в добываемой продукции.The disadvantage of this method is to obtain false data due to the ambiguity of the interpretation of the results obtained in multi-layer gas, oil and gas cap fields and underground gas storage facilities. It is ineffective to apply the known method simultaneously in several wells that open the same horizon (layer) or different horizons (layers) due to the ambiguity of the interpretation of the results due to the impossibility of identifying the arrival of helium from any particular injection well and the possibility of missing (losing) parts indicator wave due to the discreteness of fluid sampling. Repeated application of the method in one field is also impossible due to an increase in the background (residual) helium contents, a wave-like arrival of the indicator with a significant time delay. It is impossible to apply the known method for fractured reservoirs due to the fixation of only one maximum of the indicator arrival in the production of the producing well. In addition, the method is not applicable in gas and oil, with a gas cap, deposits with a high helium content in the produced products.
Известен (RU, патент 2482272, опубл. 20.05.2013). Способ контроля за разработкой месторождения углеводородов. Сущность известного способа состоит в том, что проводят контроль за разработкой месторождения углеводородов с использованием трассера-метки (жидкие либо твердые вещества, содержащие небольшие количества красителей, солей, радиоактивные препараты, присутствие которых легко определяется физическими или химическими методами анализа), причем устанавливают на спускаемом оборудовании и затем опускают в скважину на заранее определенное расстояние от устья скважины, по меньшей мере, один контейнер, содержащий трассера-метки, с последующим контролем скважинного флюида или газа на содержание трассера-метки, причем корпус контейнера выполнен из материала, способного растворяться либо разлагаться под действием воды либо газа и устойчивого к действию углеводородной среды. В целом сущность изобретения направлена на увеличение получаемой информации о фильтрации в пласте и о реально протекающих процессах в скважине с конкретизацией во времени и пространстве.Known (RU, patent 2482272, publ. 05.20.2013). A method of controlling the development of a hydrocarbon field. The essence of the known method is that they monitor the development of a hydrocarbon field using a tracer-tag (liquid or solid substances containing small amounts of dyes, salts, radioactive preparations, the presence of which is easily determined by physical or chemical methods of analysis), and set on the descent equipment and then lowered into the well at a predetermined distance from the wellhead, at least one container containing the tracer tags, followed by by controlling the well fluid or gas for the content of the tracer mark, the container body being made of a material capable of dissolving or decomposing under the influence of water or gas and resistant to the action of a hydrocarbon medium. In general, the essence of the invention is aimed at increasing the information obtained on the filtration in the reservoir and on the actual processes in the well with concretization in time and space.
Недостатком известного способа является необходимость периодической закачки реагентов (трассеров) в нефтяной пласт и отсутствие возможности контроля развития паровой камеры в силу того, что использование трассеров не позволяет оценивать притоки нефти иначе, чем со стороны нагнетательных скважин, так как трассерные (индикаторные) методы исследования нефтяных пластов обеспечивают возможность определить истинную скорость и направление движения пластовых жидкостей и нагнетаемой в залежи воды, распределение потоков по пластам, между отдельными скважинами и источниками их обводнения, исследовать анизотропию коллекторов и т.д., но не обеспечивают возможность исследования пластов по всему объему, т.е. не обеспечивает возможность контролирования развития паровой камеры.The disadvantage of this method is the need for periodic injection of reagents (tracers) into the oil reservoir and the inability to control the development of the steam chamber due to the fact that the use of tracers does not allow us to estimate oil inflows other than from injection wells, since tracer (indicator) methods for studying oil formations provide the ability to determine the true speed and direction of movement of formation fluids and water injected into the reservoir, the distribution of flows across the formations, between Yelnia wells and sources of irrigation, to investigate the anisotropy of reservoirs, etc., but do not provide the opportunity to study layers throughout the volume, ie, does not provide the ability to control the development of the steam chamber.
Наиболее близким аналогом разработанного технического решения можно признать (RU, патент 2569143, опубл. 20.11.2015) способ определения дебитов воды, нефти, газа с использованием расходомерного устройства, содержащего блок управления и считывания, включающий установку на скважине, по меньшей мере, одной камеры, содержащей трассера-метки с последующим количественным контролем скважинного флюида на содержание трассера-метки в потоке скважинного флюида, причем камера выполнена с возможностью высвобождать трассера-метки под внешним воздействием. При реализации способа камеру устанавливают на оборудовании заканчивания и/или на устье скважины, через которые проходит добываемый из скважины флюид, в которой установлена, по меньшей мере, одна емкость в виде контейнера или матрицы, причем контейнер или матрица выполнены с возможностью растворяться или разлагаться под действием воды и устойчивого к действию углеводородной среды, или растворяться или разлагаться только в углеводородной среде с устойчивостью к воде и углеводородному газу, или растворяться или разлагаться только при воздействии углеводородного газа, при этом контейнер или матрица каждого вида содержит трассеры-метки с различными физико-химическими свойствами.The closest analogue of the developed technical solution can be recognized (RU, patent 2569143, publ. 20.11.2015) a method for determining the flow rates of water, oil, gas using a flow meter device containing a control and readout unit, including installing at least one chamber on the well containing a tracer-tag with subsequent quantitative control of the well fluid for the content of the tracer-tag in the flow of the wellbore fluid, and the camera is configured to release the tracer-tag under external influence. When implementing the method, the camera is installed on the completion equipment and / or on the wellhead through which the fluid produced from the well passes, in which at least one container in the form of a container or matrix is installed, the container or matrix being made to dissolve or decompose under the action of water and a hydrocarbon-resistant medium, or dissolve or decompose only in a hydrocarbon medium with resistance to water and hydrocarbon gas, or dissolve or decompose only when the action of hydrocarbon gas, while the container or matrix of each type contains tracer tags with different physico-chemical properties.
Поскольку скважинный флюид является по факту трехкомпонентным потоком (вода - нефть - природный газ) с произвольным соотношением указанных компонентов потока, а используемые контейнеры или матрицы способны выделять уникальные трассеры - метки под действием только одного из компонентов потока, то, проведя на выходе из скважины количественный анализ присутствующих в потоке трассеров-меток, невозможно с достаточной точностью определить количественный состав скважинного флюида, что не позволит путем использования известных в нефтегазодобывающей промышленности приемов измерить количественный состав скважинного флюида. Кроме того, не известен трассер, способный реагировать только на природный газ. Следовательно, непосредственно контролировать содержание природного газа в скважинном флюиде невозможно.Since the well fluid is in fact a three-component flow (water - oil - natural gas) with an arbitrary ratio of the indicated components of the flow, and the containers or matrices used are capable of identifying unique tracers - marks under the action of only one of the components of the flow, then, after quantifying analysis of the tracers-tags present in the flow, it is impossible to determine the quantitative composition of the well fluid with sufficient accuracy, which will not allow using known in the oil and gas industry yvayuschey industry methods to measure the quantitative composition of the wellbore fluid. In addition, a tracer capable of responding only to natural gas is not known. Therefore, it is not possible to directly control the natural gas content in the well fluid.
Техническая задача, решаемая посредством реализации разработанного способа, состоит в расширении номенклатуры способов контроля работы промысловых скважин.The technical problem solved by implementing the developed method consists in expanding the range of methods for monitoring the operation of production wells.
Технический результат, достигаемый при реализации разработанного способа, состоит в увеличении получаемой информации о составе скважинного флюида за счет более точного определения содержания природного газа в скважинном флюиде.The technical result achieved by the implementation of the developed method consists in increasing the information obtained on the composition of the well fluid due to a more accurate determination of the natural gas content in the well fluid.
Для достижения указанного технического результата предложено использовать разработанный способ определения притока скважинного флюида из отдельных интервалов скважины. При реализации разработанного способа используют оборудование заканчивания скважины, компоненты которого содержат, по меньшей мере, два разных пути для выхода флюида из пласта в добывающую трубу и один переключающий клапан, выполненный с возможностью переключения под действием потока флюида и перенаправления потока флюида по одному из путей в добывающую трубу, причем индикаторы-трассеры устанавливают на пути, по которому проходит поток после переключения клапана, при этом на устье скважины регистрируют наличие трассеров, выделенных при прохождении потока из пласта в добывающую трубу, в выходном потоке скважинного флюида.To achieve the specified technical result, it is proposed to use the developed method for determining the inflow of well fluid from individual intervals of the well. When implementing the developed method, well completion equipment is used, the components of which contain at least two different paths for fluid to exit the formation into the production pipe and one switching valve configured to switch under the action of the fluid flow and redirect the fluid flow along one of the paths to production pipe, and tracer indicators are installed on the path along which the flow passes after switching the valve, while the presence of tracers allocated to When a stream passes from a formation to a production pipe, in a downhole fluid outlet stream.
Предпочтительно при реализации способа используют клапан, выполненный с возможностью переключения потока в зависимости от фазового состава проходящего флюида. Примером такого клапана может служить устройство, описанное в патенте РФ 2562712. Разработанный способ применим для определения природного газа в скважинном флюиде. Применение способа для этой цели обусловлено тем, что не известны индикаторы, работающие только на определение природного газа. Поэтому возможен такой вариант реализации разработанного способа, когда используют два разных пути для прохода флюида из пласта в добывающую трубу и один переключающий клапан, выполненный с возможностью переключения под действием потока флюида и перенаправления потока флюида по одному из путей в добывающую трубу, причем индикаторы-трассеры устанавливают на пути, по которому проходит поток после переключения клапана. В этом случае на одном из указанных путей размещают трассеры, которые метят проходящую жидкость и предоставляют информацию о потоке флюида, прошедшего через эти трассеры, то есть информацию о содержании воды в скважинном флюиде и/или трассеры, несущие информацию о содержании углеводородов (нефть и природный газ) в скважинном флюиде, а на втором пути, по которому после переключения клапан направляет поток природного газа из флюида, размещают индикаторы которые указывают только на содержание газа(углеводородов), причем трассеры этой матрицы отличаются от трассеров первой матрицы. После регистрации трассеров на выходе из скважины путем математической обработки замеренных результатов определяют фракционный состав скважинного флюида.Preferably, when implementing the method, a valve is used which is capable of switching the flow depending on the phase composition of the passing fluid. An example of such a valve is the device described in RF patent 2562712. The developed method is applicable for determining natural gas in a well fluid. The application of the method for this purpose is due to the fact that indicators that work only on the determination of natural gas are not known. Therefore, such an embodiment of the developed method is possible when two different paths are used to pass fluid from the formation to the production pipe and one switching valve configured to switch under the action of the fluid flow and redirect the fluid flow along one of the paths to the production pipe, moreover, tracer indicators set in the path along which the flow passes after switching the valve. In this case, tracers are placed on one of the indicated paths, which mark the passing fluid and provide information on the fluid flow passing through these tracers, i.e., information on the water content in the well fluid and / or tracers carrying information on the hydrocarbon content (oil and natural gas) in the well fluid, and on the second path along which, after switching, the valve directs the flow of natural gas from the fluid, indicators are placed that indicate only the content of gas (hydrocarbons), and tracers of this matrix s are different from the first matrix tracers. After tracers are registered at the well exit, the fractional composition of the well fluid is determined by mathematical processing of the measured results.
Предпочтительно, при реализации разработанного способа используют переключающий клапан, выполненный с возможностью переключения при большом содержании газа. Примером подобного клапана может служить устройство, описанное в патенте РФ 2 562 712, где используется принцип компенсации гидродинамической силы втягивания в поток и вовлечения потоком затвора клапана и притягивающей силы магнитной природы.Preferably, when implementing the developed method, a switching valve is used that is capable of switching with a high gas content. An example of such a valve is the device described in the patent of the Russian Federation 2,562,712, where the principle of compensation of the hydrodynamic force of drawing into the flow and the involvement of the valve shutter by the flow and the attractive force of a magnetic nature is used.
При реализации способа может быть использован переключающий клапан, выполненный с возможностью переключения при увеличении массового или объемного расхода флюида. Например, при повышении массового расхода затвор клапана, который удерживается магнитной силой в открытом состоянии, прижимается к седлу. Таким же образом происходит и закрытие клапана при увеличении объемного расхода за счет 'втягивания затвора клапана в область с наибольшей скоростью потока. Предпочтительно, используют трассеры, заключенные в матрицу.When implementing the method, a switching valve may be used, configured to switch with increasing mass or volume flow of fluid. For example, as the mass flow rate increases, the valve shutter, which is held open by magnetic force, is pressed against the seat. In the same way, the valve closes with an increase in volumetric flow due to the 'retraction of the valve shutter in the area with the highest flow rate. Preferably, tracers embedded in a matrix are used.
Ниже приведен пример реализации разработанного способа.The following is an example implementation of the developed method.
При установке оборудования заканчивания в скважину на суше была смонтирована и установлена в скважину система, в состав которой вошли переключающий клапан, выполненный с возможностью переключать под действием потока флюида и перенаправления потока флюида поток скважинного флюида в один из двух путей для прохода флюида из пласта в добывающую трубу, подключенных к выходу указанного клапана и один переключающий клапан. Клапан выполнен с возможностью при значительном увеличении содержания природного газа в скважинном флюиде переключать направление потока в другой путь. В обоих потоках размещены матрицы с трассерами, причем в том потоке по которому изначально проходил скважинный флюид, установлена матрица, содержащая трассеры, растворимые в воде и трассеры, растворимые в углеводородах, а на втором пути установлена матрица, содержащая только трассеры, растворимые в углеводородах. На выходе скважины установлена контрольная аппаратура, способная регистрировать трассеры всех типов, установленных в данную скважину. Путем анализа содержания трассеров на выходе скважины оценивают содержание каждого компонента скважинного флюида.When installing the completion equipment in a well on land, a system was installed and installed in the well, which included a switching valve made with the ability to switch the flow of the well fluid into one of two ways for the fluid to flow from the reservoir to the production under the action of the fluid flow and redirect the fluid flow a pipe connected to the outlet of the specified valve and one switching valve. The valve is configured to switch the flow direction in a different way with a significant increase in the content of natural gas in the well fluid. In both streams, matrices with tracers are placed, and in that stream along which the well fluid initially passed, a matrix was installed containing tracers soluble in water and tracers soluble in hydrocarbons, and on the second path, a matrix containing only tracers soluble in hydrocarbons was installed. At the well output, control equipment is installed that is capable of recording tracers of all types installed in this well. By analyzing the content of tracers at the well outlet, the content of each component of the well fluid is estimated.
При реализации разработанного способа появляется возможность оценить содержание компонентов в скважинном флюиде.When implementing the developed method, it becomes possible to evaluate the content of components in the well fluid.
Claims (6)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019105006A RU2702446C1 (en) | 2019-02-22 | 2019-02-22 | Method for determination of well fluid influx from separate well intervals |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019105006A RU2702446C1 (en) | 2019-02-22 | 2019-02-22 | Method for determination of well fluid influx from separate well intervals |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2702446C1 true RU2702446C1 (en) | 2019-10-08 |
Family
ID=68170745
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2019105006A RU2702446C1 (en) | 2019-02-22 | 2019-02-22 | Method for determination of well fluid influx from separate well intervals |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2702446C1 (en) |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2905099A (en) * | 1954-10-25 | 1959-09-22 | Phillips Petroleum Co | Oil well pumping apparatus |
| RU2307920C1 (en) * | 2004-12-23 | 2007-10-10 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Device and method for underground well completion |
| RU2320850C2 (en) * | 2002-05-06 | 2008-03-27 | Бейкер Хьюз Инкорпорейтед | Intelligent downhole valve system to control fluid production from several well intervals and fluid production control method |
| RU2482272C2 (en) * | 2011-07-12 | 2013-05-20 | Общество с ограниченной ответственностью "ВОРМХОЛС" | Control method of development of hydrocarbon deposit |
| WO2013135861A2 (en) * | 2012-03-15 | 2013-09-19 | Institutt For Energiteknikk | Tracer based flow measurement |
| RU2569143C1 (en) * | 2014-02-13 | 2015-11-20 | Общество с ограниченной ответственностью "ВОРМХОЛС" | Method of yield determination of water, oil, gas using flow meter |
-
2019
- 2019-02-22 RU RU2019105006A patent/RU2702446C1/en active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2905099A (en) * | 1954-10-25 | 1959-09-22 | Phillips Petroleum Co | Oil well pumping apparatus |
| RU2320850C2 (en) * | 2002-05-06 | 2008-03-27 | Бейкер Хьюз Инкорпорейтед | Intelligent downhole valve system to control fluid production from several well intervals and fluid production control method |
| RU2307920C1 (en) * | 2004-12-23 | 2007-10-10 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Device and method for underground well completion |
| RU2482272C2 (en) * | 2011-07-12 | 2013-05-20 | Общество с ограниченной ответственностью "ВОРМХОЛС" | Control method of development of hydrocarbon deposit |
| WO2013135861A2 (en) * | 2012-03-15 | 2013-09-19 | Institutt For Energiteknikk | Tracer based flow measurement |
| RU2569143C1 (en) * | 2014-02-13 | 2015-11-20 | Общество с ограниченной ответственностью "ВОРМХОЛС" | Method of yield determination of water, oil, gas using flow meter |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Honarpour | Relative permeability of petroleum reservoirs | |
| Oddie et al. | Experimental study of two and three phase flows in large diameter inclined pipes | |
| Reynolds et al. | Characterizing flow behavior for gas injection: Relative permeability of CO2‐brine and N2‐water in heterogeneous rocks | |
| US4807469A (en) | Monitoring drilling mud circulation | |
| US8606531B2 (en) | System and method for spot check analysis or spot sampling of a multiphase mixture flowing in a pipeline | |
| CA3000261C (en) | Apparatuses, systems and methods for evaluating imbibition effects of waterflooding in tight oil reservoirs | |
| RU2555984C2 (en) | Measurement of gas losses in surface circulation system of drilling rig | |
| RU2569143C1 (en) | Method of yield determination of water, oil, gas using flow meter | |
| US11885220B2 (en) | System to determine existing fluids remaining saturation in homogenous and/or naturally fractured reservoirs | |
| WO2021007182A1 (en) | Method and apparatus for detection of pitting corrosion under iron sulfide deposition | |
| Khaledialidusti et al. | Evaluation and comparison of available tracer methods for determining residual oil saturation and developing an innovative single well tracer technique: dual salinity tracer | |
| Patidar et al. | A review of tracer testing techniques in porous media specially attributed to the oil and gas industry | |
| Korobov et al. | Depth computation for the onset of organic sedimentation formation in the oil producing well as exemplified by the Sibirskoye oil field | |
| Lie | Diffusion as an oil recovery mechanism during CO2 injection in fractured reservoirs | |
| AlAbbad et al. | A step change for single-well chemical-tracer tests: Field pilot testing of new sets of novel tracers | |
| Al-Murayri et al. | Design of a partitioning interwell tracer test for a chemical EOR pilot targeting the Sabriyah Mauddud carbonate reservoir in Kuwait | |
| RU2702446C1 (en) | Method for determination of well fluid influx from separate well intervals | |
| RU2577865C1 (en) | Method of indicating investigation of wells and interwell space | |
| US3508875A (en) | Method for tracing the flow of water in subterranean formations | |
| RU2611131C1 (en) | Method for detection of watering wells and water inflow intervals in gas wells | |
| Ding et al. | A comparison of predictive oil/water holdup models for production log interpretation in vertical and deviated wellbores | |
| RU2685601C1 (en) | Method for determining the flow rate of water, oil, gas | |
| Chhatre* et al. | Measurement of gas-oil relative permeability in unconventional rocks | |
| Hartvig et al. | Use of a New Class of Partitioning Tracers to Assess EOR and IOR Potential in the Bockstedt Field | |
| CN105683332B (en) | Density determination method and system |