RU2711024C2 - Method for diagnostics of associated waters of gas condensate wells based on data of their analysis by electrochemical methods - Google Patents
Method for diagnostics of associated waters of gas condensate wells based on data of their analysis by electrochemical methods Download PDFInfo
- Publication number
- RU2711024C2 RU2711024C2 RU2018113381A RU2018113381A RU2711024C2 RU 2711024 C2 RU2711024 C2 RU 2711024C2 RU 2018113381 A RU2018113381 A RU 2018113381A RU 2018113381 A RU2018113381 A RU 2018113381A RU 2711024 C2 RU2711024 C2 RU 2711024C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- mixture
- condensation
- formation
- component
- Prior art date
Links
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
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)
- Investigating Or Analyzing Materials By The Use Of Electric Means (AREA)
Abstract
Description
Способ диагностики попутных вод газоконденсатных скважин по данным их анализа электрохимическими методами (далее также изобретение, техническое решение) относится к области газодобывающей промышленности и может быть использован при разработке газовых и газоконденсатных месторождений для осуществления гидрохимического контроля за обводнением эксплуатационных скважин с использованием электрохимических методов анализа попутных вод.A method for diagnosing associated water from gas condensate wells according to their analysis by electrochemical methods (hereinafter also the invention, technical solution) relates to the field of gas production and can be used in the development of gas and gas condensate fields for hydrochemical monitoring of watering production wells using electrochemical methods for analyzing associated waters .
В настоящее время из уровня техники известен способ гидрохимического контроля обводнения (Методическое руководство по гидрогеохимическому контролю за обводнением газовых и газоконденсатных месторождений / Гончаров B.C., Козлов В.Г., Левшенко Т.В. - Москва: ВНИИГАЗ, 1995. - 91 с.), который является основным способом мониторинга за обводнением эксплуатационных газовых и газоконденсатных скважин. Его широкое развитие обусловлено своеобразием химического состава различных типов попутных вод: пластовых, конденсационных и техногенных. В качестве основных индикаторных элементов выступают преобладающие макрокомпоненты состава и ряд микрокомпонентов. Концентрация элементов устанавливается химическим анализом. Существенным недостатком данного способа является невозможность оперативной диагностики попутных вод непосредственно на месте отбора проб, что в ряде случаев имеет особо важное значение.At present, a method for hydrochemical control of watering is known from the prior art (Methodological Guide for Hydrogeochemical Control for Watering of Gas and Gas Condensate Fields / Goncharov BC, Kozlov V.G., Levshenko T.V. - Moscow: VNIIGAZ, 1995. - 91 pp.) , which is the main way to monitor the watering of production gas and gas condensate wells. Its wide development is due to the peculiarity of the chemical composition of various types of associated waters: stratal, condensation and man-made. The main indicator elements are the prevailing macrocomponents of the composition and a number of microcomponents. The concentration of elements is established by chemical analysis. A significant drawback of this method is the inability to quickly diagnose associated water directly at the sampling site, which in some cases is especially important.
Известен способ идентификации и оценки корреляции вод различных горизонтов нефтяных скважин, в котором ионный состав воды в процессе опробования определяется потенциометрическим методом с использованием ионоселективных электродов (Рубцов М.Г., Купер В.Я. Применение гидрогеохимического каротажа при исследованиях нефтяных скважин / Известия Самарского научного центра РАН. - Т. 11. - №5(2). - 2009. - С. 332-336.). При этом преимущественно измеряют активности ионов водорода (рН), ионов натрия (pNa) и хлорид-ионов (pCl). Однако хлоридный ионоселективный электрод в следствии конструктивных особенностей в высокой степени подвержен загрязнению нефтью. В таком случае натриевый ионоселективный электрод используют для косвенного определения концентрации хлоридов непосредственно в скважине, так как имеется практически линейная взаимосвязь между концентрациями ионов натрия и хлоридов. Недостатком данного способа является невозможность количественной оценки содержания пластовой, конденсационной и техногенной воды в пробах попутных вод газовых и газоконденсатных скважин.A known method for identifying and evaluating the correlation of water of different horizons of oil wells, in which the ionic composition of water during testing is determined by the potentiometric method using ion-selective electrodes (Rubtsov M.G., Cooper V.Ya. Application of hydrogeochemical logging in oil well research / Bulletin of the Samara Scientific Center of the Russian Academy of Sciences. - T. 11. - No. 5 (2). - 2009. - S. 332-336.). The activity of hydrogen ions (pH), sodium ions (pNa) and chloride ions (pCl) is mainly measured. However, the chloride ion-selective electrode, due to design features, is highly susceptible to oil pollution. In this case, the sodium ion-selective electrode is used to indirectly determine the concentration of chlorides directly in the well, since there is an almost linear relationship between the concentrations of sodium ions and chlorides. The disadvantage of this method is the impossibility of a quantitative assessment of the content of formation, condensation and man-made water in samples of associated water from gas and gas condensate wells.
Наиболее близким к заявляемому изобретению (прототипом) является способ определения удельного и общего количества жидкой воды в добываемом природном газе (RU 2307248 С1, 10.03.2006). Способ включает отбор пробы выносимой с газом смеси пластовой и конденсационной воды, анализ пробы на содержание химических элементов и расчет удельного и общего количества жидкой воды в газе на основе уравнения материального баланса по содержанию в пробе микроэлементов йода и брома. Для оперативного определения содержаний йода (брома) в полевых условиях на устье скважин и в любой точке газосборной сети предполагается использовать иономеры с соответствующим набором ионоселективных электродов. При всей простоте способа и возможности его использования в полевом варианте достоверность его результатов не удовлетворяет требованиям практики. Связано это с недостаточной изученностью распространения микроэлементов в пластовых водах по площади месторождений и возможным загрязнением попутных вод этими компонентами при проведении геолого-технических мероприятий на скважинах.Closest to the claimed invention (prototype) is a method for determining the specific and total amount of liquid water in the produced natural gas (RU 2307248 C1, 03/10/2006). The method includes sampling the mixture of produced and condensation water carried out with the gas, analyzing the sample for the content of chemical elements and calculating the specific and total amount of liquid water in the gas based on the material balance equation for the trace elements iodine and bromine in the sample. For the rapid determination of iodine (bromine) contents in the field at the wellhead and at any point in the gas gathering network, it is proposed to use ionomers with an appropriate set of ion-selective electrodes. Despite the simplicity of the method and the possibility of its use in the field version, the reliability of its results does not satisfy the requirements of practice. This is due to the insufficient knowledge of the distribution of trace elements in formation water over the area of deposits and the possible contamination of the associated water with these components during geological and technical measures in wells.
Технической целью (задачей) заявляемого изобретения является количественное определение относительного содержания пластовой, конденсационной и техногенной воды в выносимой газом жидкости по результатам инструментальных измерений удельной электропроводности кондуктометрическим методом и концентрации основных ионов пластовой и техногенной воды потенциометрическим методом.The technical goal (task) of the claimed invention is the quantitative determination of the relative content of formation, condensation and man-made water in the liquid carried out by the gas according to the results of instrumental measurements of the electrical conductivity by the conductometric method and the concentration of the main ions of the formation and man-made water by the potentiometric method.
Технический результат выражается в создании способа диагностики попутных вод газоконденсатных скважин по данным их анализа электрохимическими методами, который обеспечивает повышение оперативности установления происхождения попутных вод за счет определения удельной электропроводности и основных ионов в полевых условиях непосредственно на месте отбора проб, что позволяет уменьшить периоды остановки и увеличить эффективность эксплуатации скважин.The technical result is expressed in the creation of a method for diagnosing associated water from gas condensate wells according to their analysis by electrochemical methods, which improves the efficiency of establishing the origin of associated water by determining the electrical conductivity and main ions in the field directly at the sampling location, which allows to reduce stop periods and increase well operation efficiency.
Поставленная задача достигается тем, что в заявляемом техническом решении, включающем отбор проб попутных вод, анализ концентрации химических элементов в пробах и диагностику происхождения выносимых газом вод, отбирают пробы пластовой, конденсационной и техногенной воды и готовят из них двухкомпонентные смеси заданной пропорции, определяют их удельную электропроводность и концентрацию основных ионов с помощью кондуктометра и иономера, определяют зависимости, отражаемые регрессионными уравнениями, относительного содержания пластовой воды в смеси вод конденсационная-пластовая и техногенной воды в смесях вод конденсационная-техногенная и пластовая-техногенная от удельной электропроводности и концентрации основных ионов, после чего отбирают пробу попутных вод из эксплуатационной скважины, определяют ее удельную электропроводность и концентрацию основных ионов с помощью кондуктометра и иономера, полученные значения подставляют в соответствующие регрессионные уравнения, вычисляют по ним относительные содержания пластовой воды в смеси вод конденсационная-пластовая и техногенной воды в смесях вод конденсационная-техногенная и пластовая-техногенная, устанавливают определенным образом базовую для дальнейших расчетов двухкомпонентную смесь и рассчитывают содержание двух компонентов базовой смеси вод и примеси третьего компонента по заданным уравнениям. Именно вышеуказанная совокупность признаков обеспечивает получение изобретением заявленного технического результата.The problem is achieved by the fact that in the claimed technical solution, including sampling of associated water, analysis of the concentration of chemical elements in the samples and the diagnosis of the origin of water carried by the gas, samples of formation, condensation and industrial water are taken and two-component mixtures of a given proportion are prepared from them, their specific electrical conductivity and concentration of basic ions using a conductometer and ionomer, determine the dependences reflected by the regression equations of the relative content of the layers water in a mixture of condensation-produced and man-made water in water mixtures of condensation-technogenic and formation-technogenic from specific conductivity and concentration of main ions, after which a sample of associated water is taken from a production well, its specific conductivity and concentration of main ions are determined using a conductivity meter and ionomers, the obtained values are substituted into the corresponding regression equations, and the relative contents of formation water in the condensation-formation water mixture are calculated from them Vai and technological water in the condensation-water mixtures and manmade reservoir-manmade, set a certain way for further calculations basic two component blend and calculate the content of the two components of the basic mixture of water and impurities of the third component from the given equations. It is the above set of features that provides the invention with the claimed technical result.
Изобретение в своих частных случаях выполнения характеризуется признаками, указанными в предыдущем абзаце, в совокупности с нижеописанными признаками.The invention in its particular cases of execution is characterized by the features specified in the previous paragraph, in conjunction with the following features.
Если величина удельной электропроводности исследуемой пробы попутных вод не превышает значение величины удельной электропроводности пластовой воды на участке работ, то за базовую двухкомпонентную смесь для дальнейших расчетов принимают двухкомпонентную смесь вод конденсационная-пластовая при выполнении неравенства:If the value of the electrical conductivity of the investigated sample of associated water does not exceed the value of the specific electrical conductivity of formation water at the site of work, then for the basic two-component mixture for further calculations, a two-component mixture of condensation-formation water is accepted when the inequality is satisfied:
где X1 1 - относительное содержание пластовой воды в смеси вод конденсационная-пластовая, вычисленное посредством регрессионного уравнения по величине удельной электропроводности пробы попутных вод, %;where X 1 1 is the relative content of formation water in the condensation-formation water mixture calculated by the regression equation according to the value of the specific conductivity of the associated water sample,%;
X2 1 - относительное содержание пластовой воды в смеси вод конденсационная-пластовая, вычисленное посредством регрессионного уравнения по значению концентрации основного коррелятивного элемента пластовой воды в пробе попутных вод, %;X 2 1 is the relative content of formation water in the condensation-formation water mixture calculated by the regression equation from the concentration of the main correlative element of formation water in the associated water sample,%;
X1 2 - относительное содержание техногенной воды в смеси вод конденсационная-техногенная, вычисленное посредством регрессионного уравнения по величине удельной электропроводности пробы попутных вод, %;X 1 2 - the relative content of man-made water in the condensation-technogenic water mixture, calculated by means of a regression equation for the value of the specific conductivity of the associated water sample,%;
X2 2 - относительное содержание техногенной воды в смеси вод конденсационная-техногенная, вычисленное посредством регрессионного уравнения по значению концентрации основного коррелятивного элемента техногенной воды в пробе попутных вод, %;X 2 2 - the relative content of technogenic water in the condensation-technogenic water mixture, calculated by means of a regression equation according to the concentration of the main correlative element of technogenic water in the sample of associated water,%;
Ктех - величина удельной электропроводности техногенной воды (жидкой водной фазы технологических растворов), мСм/см;To those - the value of the electrical conductivity of industrial water (liquid aqueous phase of technological solutions), mS / cm;
Кпласт - величина удельной электропроводности пластовой воды, мСм/см.K layer - the value of the conductivity of formation water, mS / cm
При этом относительное содержание двух компонентов базовой смеси вод и примеси третьего компонента рассчитывается по следующим уравнениям:In this case, the relative content of the two components of the base water mixture and the impurity of the third component is calculated by the following equations:
где Wп, Wт, Wк - относительное содержание соответственно пластовой, техногенной и конденсационной воды в пробе попутных вод, %.where Wп, Wт, Wк - the relative content of formation, technogenic and condensation water in the associated water sample,%, respectively.
При величине удельной электропроводности исследуемой пробы попутных вод не превышающей значение величины удельной электропроводности пластовой воды на участке работ за базовую двухкомпонентную смесь для дальнейших расчетов принимают двухкомпонентную смесь вод конденсационная-техногенная при выполнении неравенства:When the specific electrical conductivity of the investigated sample of associated water does not exceed the value of the specific electrical conductivity of the produced water at the work site, the two-component mixture of condensation-technogenic water is taken as the basic two-component mixture for further calculations when the inequality holds:
При этом относительное содержание двух компонентов базовой смеси вод и примеси третьего компонента рассчитывается по следующим уравнениям:In this case, the relative content of the two components of the base water mixture and the impurity of the third component is calculated by the following equations:
Если величина удельной электропроводности исследуемой пробы попутных вод превышает значение величины удельной электропроводности пластовой воды на участке работ, то за базовую двухкомпонентную смесь для дальнейших расчетов принимают двухкомпонентную смесь вод пластовая-техногенная при выполнении неравенства:If the value of the specific electrical conductivity of the investigated sample of associated water exceeds the value of the specific electrical conductivity of formation water at the site of work, then for the basic two-component mixture for further calculations, a two-component mixture of formation-technogenic water is taken when the inequality holds:
где X1 3 - относительное содержание техногенной воды в смеси вод пластовая-техногенная, вычисленное посредством регрессионного уравнения по величине удельной электропроводности пробы попутных вод, %;where X 1 3 - the relative content of technogenic water in the mixture of formation-technogenic waters, calculated by means of a regression equation for the value of specific conductivity of the associated water sample,%;
X2 3 - относительное содержание техногенной воды в смеси вод пластовая-техногенная, вычисленное посредством регрессионного уравнения по значению концентрации основного коррелятивного элемента техногенных вод в пробе попутных вод, %.X 2 3 - the relative content of man-made water in the reservoir-technogenic water mixture, calculated by the regression equation according to the concentration of the main correlative element of man-made water in the sample of associated water,%.
При этом относительное содержание двух компонентов базовой смеси вод и примеси третьего компонента рассчитывается по следующим уравнениям:In this case, the relative content of the two components of the base water mixture and the impurity of the third component is calculated by the following equations:
При величине удельной электропроводности исследуемой пробы попутных вод превышающей значение величины удельной электропроводности пластовой воды на участке работ за базовую двухкомпонентную смесь для дальнейших расчетов принимают двухкомпонентную смесь вод конденсационная-техногенная при выполнении неравенства:When the value of the specific conductivity of the investigated sample of associated water exceeds the value of the specific electrical conductivity of produced water at the site for the basic two-component mixture for further calculations, a two-component mixture of condensation-technogenic water is accepted when the inequality holds:
При этом относительное содержание двух компонентов базовой смеси вод и примеси третьего компонента рассчитывается по следующим уравнениям:In this case, the relative content of the two components of the base water mixture and the impurity of the third component is calculated by the following equations:
Заявляемое изобретение реализуется следующим образом (на примере диагностики происхождения попутных вод эксплуатационной скважины, расположенной на Медвежьем нефтегазоконденсатном месторождении).The claimed invention is implemented as follows (for example, the diagnosis of the origin of associated water production wells located in the Bear oil and gas condensate field).
Для выполнения диагностики происхождения попутных вод на участке работ предварительно определяется удельная электропроводность кондуктометрическим методом и концентрация основных ионов потенциометрическим методом пластовой, конденсационной и техногенной воды, двухкомпонентных смесей вод конденсационная-пластовая (К-П), конденсационная-техногенная (К-Т) и пластовая-техногенная (П-Т) заданной пропорции и устанавливаются зависимости величины удельной электропроводности (УЭП) и концентрации натрия (Na+) от содержания пластовой воды, в смеси К-П, и величины удельной электропроводности (УЭП) и концентрации кальция (Са2+) от содержания техногенной воды (в данном случае водный раствор CaCl2) в смесях К-Т и П-Т, которые отражаются соответствующими регрессионными уравнениями.To carry out diagnostics of the origin of associated water at the site, the conductivity is preliminarily determined by the conductometric method and the concentration of basic ions by the potentiometric method of formation, condensation and man-made water, two-component mixtures of condensation-formation (K-P), condensation-technogenic (K-T) and formation -tehnogennaya (P-T) and predetermined proportions set according to the value of specific conductivity (SEC) and sodium concentration (Na +) from formation water content in impurity K-P, and the value of the conductivity (UEP) and calcium (Ca 2+) from man-made water content (in this case an aqueous solution of CaCl 2) in the mixtures and K P-T-T, which are recorded respective regression equations.
После этого отбирают пробы попутных вод для диагностики их происхождения. Исследуемая проба попутных вод по результатам проведенных полевых инструментальных измерений непосредственно на месте ее отбора (на устье скважины) имеет величину удельной электропроводности, концентрацию натрия и кальция соответственно 20,6 мСм/см, 4,35 г/дм3 и 0,094 г/дм3. Полевые измерения выполнялись с помощью портативного кондуктометра HANNA «HI8733» (Германия) и иономера «Эксперт-001-3.0.1» (НПП «Эконикс-Эксперт», г. Москва) с комплектом ионоселективных электродов.After that, samples of associated waters are taken to diagnose their origin. The investigated sample of associated water according to the results of field instrumental measurements directly at the place of sampling (at the wellhead) has a specific electric conductivity, sodium and calcium concentrations of 20.6 mS / cm, 4.35 g / dm 3 and 0.094 g / dm 3, respectively . Field measurements were carried out using a HANNA HI8733 portable conductivity meter (Germany) and an Expert-001-3.0.1 ionomer (NPP Ekoniks-Expert, Moscow) with a set of ion-selective electrodes.
Учитывая, что величина электропроводности исследуемой пробы попутных вод не превышает значение величины электропроводности пластовой воды, которая для данного участка принята 34,75 мСм/см, то базовую для дальнейших расчетов двухкомпонентную смесь следует выбирать между смесями вод конденсационная-пластовая (К-П) и конденсационная-техногенная (К-Т).Considering that the electric conductivity of the investigated sample of associated water does not exceed the value of the electric conductivity of produced water, which is taken to be 34.75 mS / cm for this section, then the two-component mixture that is basic for further calculations should be chosen between condensation-formation (K-P) and condensation-technogenic (KT).
На участке выполнения работ для смесей К-П и К-Т при данной величине удельной электропроводности попутных вод установлены следующие регрессионные уравнения:At the site of work for mixtures of K-P and K-T, with the given value of the electrical conductivity of the associated waters, the following regression equations are established:
y(УЭП)=1,08+0,3367х (смесь К-П),y (UEP) = 1.08 + 0.3367х (K-P mixture),
y(Na+)=0,14+0,0737 (смесь К-П),y (Na + ) = 0.14 + 0.0737 (K-P mixture),
y(УЭП)=1,08+4,0572х (смесь К-Т),y (UEP) = 1.08 + 4.0572x (K-T mixture),
y(Са2+)=0,04+0,866х (смесь К-Т).y (Ca 2+ ) = 0.04 + 0.866x (K-T mixture).
Рассчитанные с использованием указанных для данного участка регрессионных уравнений содержания пластовой воды в смеси К-П по величинам удельной электропроводности (20,6 мСм/см) и концентрации натрия (4,35 г/дм3) соответственно равны 57,971% и 57,12%, а содержания техногенной воды в смеси К-Т, вычисленные по величине удельной электропроводности (20,6 мСм/см) и концентрации кальция (0,094 г/дм3), соответственно составили 4,811% и 0,062%). Указанные значения содержания пластовой и техногенной воды используем для определения базовой для дальнейших расчетов двухкомпонентной смеси вод, путем рассмотрения неравенства:Calculated using the regression equations for the given section for the formation water content in the KP mixture in terms of electrical conductivity (20.6 mS / cm) and sodium concentration (4.35 g / dm 3 ), respectively, are 57.971% and 57.12% and the technogenic water content in the K-T mixture calculated by the value of specific conductivity (20.6 mS / cm) and calcium concentration (0.094 g / dm 3 ), respectively, amounted to 4.811% and 0.062%). The indicated values of the content of produced and industrial water are used to determine the base for further calculations of a two-component mixture of water, by considering the inequality:
Подставляем в указанное неравенство рассчитанные содержания пластовой (57,971%), 57,12%) и техногенной (4,811%, 0,062%) воды:We substitute in the indicated inequality the calculated contents of produced (57.971%), 57.12%) and technogenic (4.811%, 0.062%) water:
Проверяем выполнение заданного условия:We check the fulfillment of the given condition:
Так как неравенство выполняется, то за базовую двухкомпонентную смесь для дальнейших расчетов принимаем двухкомпонентную смесь конденсационная-пластовая вода. Расчет содержания компонентов установленной базовой смеси вод и примеси третьего компонента выполняем по соответствующим уравнениям:Since the inequality is fulfilled, for the basic two-component mixture for further calculations we take the two-component mixture of condensation-produced water. The calculation of the content of the components of the installed base water mixture and the impurities of the third component is performed according to the relevant equations:
Таким образом, в результате выполнения диагностики исследуемой пробы попутных вод с помощью заявляемого изобретения (Способ диагностики попутных вод газоконденсатных скважин по данным их анализа электрохимическими методами) дана количественная оценка относительного содержания пластовой, техногенной и конденсационной воды в выносимой газом жидкости, которая хорошо согласуется с результатами определения относительного содержания пластовой, техногенной и конденсационной воды в составе исследуемой пробы, выполненного по используемой на газодобывающем предприятии методике гидрохимического контроля (табл.).Thus, as a result of diagnostics of the investigated sample of associated water using the claimed invention (Method for diagnosing associated water of gas condensate wells according to their analysis by electrochemical methods), a quantitative assessment is made of the relative content of produced, technogenic and condensation water in the gas-carried liquid, which is in good agreement with the results determination of the relative content of formation, industrial and condensation water in the composition of the test sample, made according to the used th at the gas producing enterprise the method of hydrochemical control (table).
Claims (25)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018113381A RU2711024C2 (en) | 2018-04-12 | 2018-04-12 | Method for diagnostics of associated waters of gas condensate wells based on data of their analysis by electrochemical methods |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018113381A RU2711024C2 (en) | 2018-04-12 | 2018-04-12 | Method for diagnostics of associated waters of gas condensate wells based on data of their analysis by electrochemical methods |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2018113381A RU2018113381A (en) | 2019-10-14 |
| RU2018113381A3 RU2018113381A3 (en) | 2019-10-14 |
| RU2711024C2 true RU2711024C2 (en) | 2020-01-14 |
Family
ID=68279264
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2018113381A RU2711024C2 (en) | 2018-04-12 | 2018-04-12 | Method for diagnostics of associated waters of gas condensate wells based on data of their analysis by electrochemical methods |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2711024C2 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2789259C1 (en) * | 2021-12-27 | 2023-01-31 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Газпром Добыча Надым" | Method for monitoring water encroachment of boreholes and unit for implementation thereof |
Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1065582A2 (en) * | 1982-02-25 | 1984-01-07 | Chebunin Anatolij P | Method of controlling gypsum deposits when producing water-saturated oil from well |
| US7210342B1 (en) * | 2001-06-02 | 2007-05-01 | Fluid Inclusion Technologies, Inc. | Method and apparatus for determining gas content of subsurface fluids for oil and gas exploration |
| RU2307248C1 (en) * | 2006-03-10 | 2007-09-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Надымгазпром" (ООО "Надымгазпром") | Method to determine specific and total liquid water content in produced natural gas |
-
2018
- 2018-04-12 RU RU2018113381A patent/RU2711024C2/en active
Patent Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1065582A2 (en) * | 1982-02-25 | 1984-01-07 | Chebunin Anatolij P | Method of controlling gypsum deposits when producing water-saturated oil from well |
| US7210342B1 (en) * | 2001-06-02 | 2007-05-01 | Fluid Inclusion Technologies, Inc. | Method and apparatus for determining gas content of subsurface fluids for oil and gas exploration |
| RU2307248C1 (en) * | 2006-03-10 | 2007-09-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Надымгазпром" (ООО "Надымгазпром") | Method to determine specific and total liquid water content in produced natural gas |
Non-Patent Citations (3)
| Title |
|---|
| ГОНЧАРОВ B.C. и др. Методическое руководство по гидрогеохимическому контролю за обводнением газовых и газоконденсатных месторождений. - Москва: ВНИИГАЗ, 1995, 91 с. * |
| ГОНЧАРОВ B.C. и др. Методическое руководство по гидрогеохимическому контролю за обводнением газовых и газоконденсатных месторождений. - Москва: ВНИИГАЗ, 1995, 91 с. РУБЦОВ М.Г. и др. Применение гидрогеохимического каротажа при исследованиях нефтяных скважин/Известия Самарского научного центра РАН, Т. 11, N5(2), 2009, с. 332-336. * |
| РУБЦОВ М.Г. и др. Применение гидрогеохимического каротажа при исследованиях нефтяных скважин/Известия Самарского научного центра РАН, Т. 11, N5(2), 2009, с. 332-336. * |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2789259C1 (en) * | 2021-12-27 | 2023-01-31 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Газпром Добыча Надым" | Method for monitoring water encroachment of boreholes and unit for implementation thereof |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2018113381A (en) | 2019-10-14 |
| RU2018113381A3 (en) | 2019-10-14 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| McCleskey et al. | Comparison of electrical conductivity calculation methods for natural waters | |
| Gonski et al. | Assessment of the suitability of Durafet-based sensors for pH measurement in dynamic estuarine environments | |
| US20210341381A1 (en) | Corrosivity Evaluation Device and Method Thereof | |
| CN108139349A (en) | A kind of device and method for being used to detect trace metal with conductive diamond electrode | |
| JPH0676991B2 (en) | Method for detecting chlorinated organic compounds in steam generator | |
| Tang et al. | A numerical method for prediction of chloride penetration into concrete structures | |
| RU2711024C2 (en) | Method for diagnostics of associated waters of gas condensate wells based on data of their analysis by electrochemical methods | |
| Rathore | Interpretation and evaluation of the variations in the uranium, major cations and anions content of hydrogeochemical samples with reference to the time interval between sampling and analysis | |
| DE102011113941B4 (en) | Electrochemical electrode | |
| Ozeki et al. | Study of errors in determination of hydrogen ion concentrations in rainwater samples using glass electrode method | |
| RU2326376C1 (en) | Method and device of determining activity of sodium | |
| Andelman | Ion-selective electrodes-Theory and applications in water analysis | |
| De Stefano et al. | Formation and stability of cadmium (II)/phytate complexes by different electrochemical techniques. Critical analysis of results | |
| CN1731168A (en) | Method for measuring general quantity of released gas during cable material combustion | |
| Tait et al. | Determination of cupric ion concentrations in marine waters: an improved procedure and comparison with other speciation methods | |
| Robbins et al. | Calculating pH from EC and SAR values in salinity models and SAR from soil and bore water pH and EC data. | |
| RU2710652C2 (en) | Method for diagnostics of associated water of gas wells based on chemical analysis data | |
| Sheremet et al. | Standardless electrochemical method for mercury, cadmium, lead and copper determination in aqueous solution | |
| WO2009123496A1 (en) | Method and device for measuring impurities in oil and petroleum products | |
| Borges et al. | Chemical aspects of ocean acidification monitoring in the ICES marine area | |
| CN205991930U (en) | Chloride ion measuring instrument | |
| RU2549556C1 (en) | Method of diagnosing emergency state of reservoir | |
| Herrmann et al. | Miniaturized sensor module for in-situ control of waters | |
| RU2795673C1 (en) | Non-aqueous solution for filling silver chloride reference electrode | |
| Emons et al. | Perspective. Electroanalysis for the purpose of environmental monitoring and specimen banking: is there a future? |