RU2128280C1 - Способ диагностики по данным химического анализа выносимой из газовых скважин воды - Google Patents
Способ диагностики по данным химического анализа выносимой из газовых скважин воды Download PDFInfo
- Publication number
- RU2128280C1 RU2128280C1 RU97104580A RU97104580A RU2128280C1 RU 2128280 C1 RU2128280 C1 RU 2128280C1 RU 97104580 A RU97104580 A RU 97104580A RU 97104580 A RU97104580 A RU 97104580A RU 2128280 C1 RU2128280 C1 RU 2128280C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- amount
- gas
- well
- produced
- Prior art date
Links
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 69
- 239000000126 substance Substances 0.000 title claims abstract description 14
- 238000000034 method Methods 0.000 title abstract description 7
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 claims abstract description 14
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 claims abstract description 5
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 5
- 230000005494 condensation Effects 0.000 claims description 12
- 238000009833 condensation Methods 0.000 claims description 12
- 238000012360 testing method Methods 0.000 claims description 6
- 239000008235 industrial water Substances 0.000 claims description 5
- 229910001414 potassium ion Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 229910001415 sodium ion Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 238000002405 diagnostic procedure Methods 0.000 claims description 2
- 235000020681 well water Nutrition 0.000 claims description 2
- 239000002349 well water Substances 0.000 claims description 2
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 claims 1
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 abstract description 4
- 238000011161 development Methods 0.000 abstract description 4
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 abstract description 4
- 230000014509 gene expression Effects 0.000 abstract description 4
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 abstract description 4
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 abstract description 4
- BHPQYMZQTOCNFJ-UHFFFAOYSA-N Calcium cation Chemical compound [Ca+2] BHPQYMZQTOCNFJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 abstract description 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 27
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 12
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 12
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 8
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 7
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 7
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 6
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 5
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 2
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 2
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 2
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 2
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 1
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 1
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 1
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910001424 calcium ion Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 230000002068 genetic effect Effects 0.000 description 1
- 150000004677 hydrates Chemical class 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 239000012808 vapor phase Substances 0.000 description 1
Landscapes
- Investigating Or Analyzing Non-Biological Materials By The Use Of Chemical Means (AREA)
Abstract
Изобретение относится к области разработки углеводородных залежей и может быть использовано в газодобывающей промышленности. Задачей изобретения является количественное определение доли конденсационной, техноногенной и пластовой воды в жидкости, выносимой с добываемым газом. Для этого способ включает определение общей минерализации и химического состава добываемой воды. Дополнительно измеряют термобарические параметры работы газовой скважины, вычисляют по ним количество конденсационной влаги в добываемом газе Wконд отбирают пробы воды, проводят ее химический анализ на общую минерализацию Mi и содержание основных ионов Na+, K+, Ca++ и вычисляют отношение Ca/(Na+K). Затем определяют долю пластовой воды в исследуемой пробе С в соответствии с выражениями С=1 при Ca/(Na+K)≤0,1; С =1,015-0,145•Ca/(Na+K) при 0,1<Ca/(Na+K)≤7; С=0 при Ca/(Na+K)>7, вычисляют общее количество минерализованной воды Wмин по формуле
Wмин=(Wконд•Mi)/(C+Mп+ (1-C)•Mт-Mi)
и общее количество выносимой из скважины воды Wвын, включая конденсационную, по формуле
Wвын=(С•Wмин•Mп+(1-С) •Wмин•Mт)/Mi,
Mп,Mт - минерализация соответственно пластовой и техногенной воды. После этого по формулам
Wп=С•Wмин и Wп=(1-C)•Wмин
определяется количество пластовой Wп и техногенной воды Wт, выносимой из скважины.
Wмин=(Wконд•Mi)/(C+Mп+ (1-C)•Mт-Mi)
и общее количество выносимой из скважины воды Wвын, включая конденсационную, по формуле
Wвын=(С•Wмин•Mп+(1-С) •Wмин•Mт)/Mi,
Mп,Mт - минерализация соответственно пластовой и техногенной воды. После этого по формулам
Wп=С•Wмин и Wп=(1-C)•Wмин
определяется количество пластовой Wп и техногенной воды Wт, выносимой из скважины.
Description
Изобретение относится к области разработки углеводородных залежей и может быть использовано в газодобывающей промышленности.
Известен способ контроля за продвижением пластовых вод в скважину при разработке углеводородных залежей, включающий поинтервальное опробование скважин.
Недостатком этого способа является то, что для проведения измерений при опробовании возникает необходимость остановки эксплуатационных скважин [1].
Известен также способ контроля за продвижением пластовых вод в скважину при разработке углеводородных залежей, включающий определение общей минерализации и химического состава добываемой воды [2].
Недостатком этого способа является то, что при определении общей минерализации и "генетических" коэффициентов типов вод часто оказывается невозможным отличить пластовую воду и воду техногенного происхождения.
Целью изобретения является количественное определение доли конденсационной, техногенной и пластовой воды в жидкости, выносимой с добываемым газом.
В способе диагностики по данным химического анализа выносимой из газовых скважин воды, включающем определение общей минерализации, химического состава добываемой воды, измеряют термобарические параметры работы газовой скважины; вычисляют по ним количество конденсационной влаги в добываемом газе; отбирают пробы воды; проводят ее химический анализ на общую минерализацию и содержание основных ионов Na+, K+, Ca++ и вычисляют отношение Ca/(Na+K); определяют долю пластовой воды в исследуемой пробе в соответствии с выражениями:
С = 1 - при Ca/(Na+K) ≤ 0,1,
C = 0,015 - 0,145 - при 0,1 < Ca/(Na+K) ≤ 7,
C = 0 - при Ca/(Na+K) > 7
где C - доля пластовой воды в исследуемой пробе, безразмерная;
Ca - содержание в пробе ионов Ca++, мг/л;
Na - содержание в пробе ионов Na+, мг/л;
K - содержание в пробе ионов K+, мг/л,
Вычисляют количество минерализованной воды по формуле:
Wмин = (Wконд • Mi)/(C • Mп+(1-C) • Mп-Mi),
где Wмин - количество минерализованной воды в добываемом газе, мг/м3;
Wконд - количество конденсационной влаги в добываемом газе, мг/м3;
Mi - минерализация пробы выносимой из скважины воды, г/л;
Мп - минерализация пластовой воды, г/л;
Mт - минерализация техногенной воды, г/л,
вычисляют общее количество выносимой из скважин воды, включая конденсационную, по формуле
Wвын = (C • Wмин • Mп+(1-C) • Wмин • Mт)/Mi
где Wвын - общее количество выносимой воды в добываемом газе, мг/м3,
определяют количество пластовой воды, выносимой из скважины, по формуле
Wп = С • Wмин,
где Wп - количество пластовой воды в добываемом газе, мг/м3,
определяют количество техногенной воды, выносимой из скважины, по формуле
Wт=(1-C) • Wмин,
где Wт - количество техногенной воды в добываемом газе, мг/м3.
С = 1 - при Ca/(Na+K) ≤ 0,1,
C = 0,015 - 0,145 - при 0,1 < Ca/(Na+K) ≤ 7,
C = 0 - при Ca/(Na+K) > 7
где C - доля пластовой воды в исследуемой пробе, безразмерная;
Ca - содержание в пробе ионов Ca++, мг/л;
Na - содержание в пробе ионов Na+, мг/л;
K - содержание в пробе ионов K+, мг/л,
Вычисляют количество минерализованной воды по формуле:
Wмин = (Wконд • Mi)/(C • Mп+(1-C) • Mп-Mi),
где Wмин - количество минерализованной воды в добываемом газе, мг/м3;
Wконд - количество конденсационной влаги в добываемом газе, мг/м3;
Mi - минерализация пробы выносимой из скважины воды, г/л;
Мп - минерализация пластовой воды, г/л;
Mт - минерализация техногенной воды, г/л,
вычисляют общее количество выносимой из скважин воды, включая конденсационную, по формуле
Wвын = (C • Wмин • Mп+(1-C) • Wмин • Mт)/Mi
где Wвын - общее количество выносимой воды в добываемом газе, мг/м3,
определяют количество пластовой воды, выносимой из скважины, по формуле
Wп = С • Wмин,
где Wп - количество пластовой воды в добываемом газе, мг/м3,
определяют количество техногенной воды, выносимой из скважины, по формуле
Wт=(1-C) • Wмин,
где Wт - количество техногенной воды в добываемом газе, мг/м3.
Способ реализуется следующим образом.
Жидкость, выносимая из скважины с потоком газа, обычно представляет смесь конденсационной воды, выпадающей из паровой фазы при изменении термодинамических условий на пути движения газа из пласта к устью скважины, техногенной воды, попавшей в прибазойную зону и ствол скважины в процессе бурения или ремонтных операций, а также пластовой воды, проникшей в скважину из подошвенной части залежи. Кроме того, даже в случае отсутствия притока пластовой воды, выносимая из скважины жидкость всегда содержит некоторое количество минеральных солей, захваченных из связанной или остаточной пластовой воды, насыщающей пласт до образования газовой залежи. Количество этих солей определяется химическим анализом проб воды, отобранных из газа.
Определение количества конденсационной воды, выпадающей из газа в призабойной зоне и стволе работающих скважин, производится по известному уравнению Р.Бюкачека (Дегтярев Б.В., Бухгалтер Э.Б. Борьба с гидратами при эксплуатации газовых скважин в северных районах. - М.; Недра, 1976, с. 61-62):
W = A/P + B (1),
в котором W - содержание паров воды в насыщенном влагой газе, г/м3,
P - давление газа, кгс/см2 ;
A и B - эмпирические коэффициенты.
W = A/P + B (1),
в котором W - содержание паров воды в насыщенном влагой газе, г/м3,
P - давление газа, кгс/см2 ;
A и B - эмпирические коэффициенты.
Разность влагосодержания газа в пластовых условиях и в точке отбора пробы даст удельное содержание в газе конденсационной воды (г на 1000 м3 добываемого газа или мг/м3):
Wконд = Wпл-Wт.о (2),
где Wконд - удельное содержание в газе конденсационной воды, мг/м3;
Wпл - влагосодержание газа в пластовых условиях, мг/м3;
Wт.о - влагосодержание газа в точке отбора пробы, мг/м3.
Wконд = Wпл-Wт.о (2),
где Wконд - удельное содержание в газе конденсационной воды, мг/м3;
Wпл - влагосодержание газа в пластовых условиях, мг/м3;
Wт.о - влагосодержание газа в точке отбора пробы, мг/м3.
Чтобы определить количество минерализованной пластовой (или остаточной) и техногенной воды, выносимой в процессе эксплуатации скважины, составим уравнение материального баланса солей и воды в продукции работающей скважины. Общее удельное количество выносимой из скважины жидкости составит:
Wвын = Wконд+Wмин (3),
где Wвын - общее удельное содержание жидкости, выносимой с продукцией скважины, мг/м3;
Wмин - удельное содержание в добываемом газе минерализованной (пластовой, остаточной и техногенной) воды, мг/м3.
Wвын = Wконд+Wмин (3),
где Wвын - общее удельное содержание жидкости, выносимой с продукцией скважины, мг/м3;
Wмин - удельное содержание в добываемом газе минерализованной (пластовой, остаточной и техногенной) воды, мг/м3.
Удельный объем вынесенной из скважины минерализованной воды Wмин в свою очередь, складывается из удельных объемов пластовой и техногенной воды:
Wмин = Wп+Wт (4),
где Wп - удельное содержание пластовой воды в продукции скважины, мг/м3;
Wт - удельное содержание техногенной воды в продукции скважины, мг/м3.
Wмин = Wп+Wт (4),
где Wп - удельное содержание пластовой воды в продукции скважины, мг/м3;
Wт - удельное содержание техногенной воды в продукции скважины, мг/м3.
Анализ химических показателей подошвенных, остаточных вод и промысловых растворов хлористого кальция позволяет оценить долю пластовой воды Wп в минерализованной Wмин.
Выражения для вычисления удельного содержания выносимых пластовой и техногенной воды в продукции скважины выглядят следующим образом:
Wп = C•Wмин (5) ;
Wт = (1-C)•Wмин (6),
где C - доля пластовой воды в минерализованной, безразмерная.
Wп = C•Wмин (5) ;
Wт = (1-C)•Wмин (6),
где C - доля пластовой воды в минерализованной, безразмерная.
Значение C можно определить из следующих соотношений:
C = 1 - при Ca/(Na+K) ≤ 0,1
C = 1.015-0.145 Ca/(Na+K) - при 0.1 < Ca/(Na+K) ≤ 7
C = 0 - при Ca/(Na+K) > 7
где Ca - содержание ионов кальция в пробе воды из скважины, мг/л;
Na+K - суммарное содержание в пробе ионов натрия и калия, мг/л.
C = 1 - при Ca/(Na+K) ≤ 0,1
C = 1.015-0.145 Ca/(Na+K) - при 0.1 < Ca/(Na+K) ≤ 7
C = 0 - при Ca/(Na+K) > 7
где Ca - содержание ионов кальция в пробе воды из скважины, мг/л;
Na+K - суммарное содержание в пробе ионов натрия и калия, мг/л.
Масса минеральных солей m, содержащихся в выносимой из скважины воде (г на 10000 м3 газа или мг/м3), составляет
m = Wвын • Mi, (8)
где Mi - общая минерализация пробы жидкости, отобранной из скважины, г/л.
m = Wвын • Mi, (8)
где Mi - общая минерализация пробы жидкости, отобранной из скважины, г/л.
Поскольку конденсационная вода солей практически не содержит, вся соль попадает в поток газа с минерализованной остаточной, пластовой и техногенной водой Wмин, сделаем допущение, что минерализация остаточной воды, содержащейся в порах газонасыщенной части пласта, равна общей минерализации пластовой воды Mп в подошвенной части пласта. Тогда масса соли, содержащейся в вынесенной из скважины остаточной, пластовой и техногенной воде, с учетом формул (5) и (6) составит:
m = C • Wмин • Mп+(1-C) • Wмин • Mт (9),
где Mп - общая минерализация пластовой воды, г/л;
Mт - минерализация техногенной воды, г/л.
m = C • Wмин • Mп+(1-C) • Wмин • Mт (9),
где Mп - общая минерализация пластовой воды, г/л;
Mт - минерализация техногенной воды, г/л.
Приравняв (8) и (9), получаем:
Wвын = (C • Wмин • Mп+(1-C) • Wмин • Mт)/Mi (10).
Wвын = (C • Wмин • Mп+(1-C) • Wмин • Mт)/Mi (10).
После этого получаем выражение для Wмин путем подстановки (10) в (3):
Wмин = (Wконд • Mi)/(C • Mп+(1-C) • Mт-Mi(11).
Wмин = (Wконд • Mi)/(C • Mп+(1-C) • Mт-Mi(11).
Таким образом, используя систему из уравнений (5), (6), (7), (10) и (11), по данным химического анализа отобранных из скважин проб воды и по замерам термобарических параметров скважин на рабочих режимах, можно эффективно проводить количественную и качественную диагностику выносимой из скважин воды без проведения дорогостоящих специальных газодинамических исследований.
Полученные данные позволяют вносить оперативные коррективы в назначения технологических режимов работы эксплуатационных скважин, рационально планировать работу бригад капитального ремонта скважин.
Источники информации
1. Малахович К. Е. К методике отбивки и прослеживания контакта газ - вода. В кн.: Научно-технический сборник по геологии, разработке и транспорту природного газа.-М.: Недра, 1965, с. 27-35.
1. Малахович К. Е. К методике отбивки и прослеживания контакта газ - вода. В кн.: Научно-технический сборник по геологии, разработке и транспорту природного газа.-М.: Недра, 1965, с. 27-35.
2. Жданов М.А. Нефтепромысловая геология.-М.: Гостоптехиздат, 1962, с. 186 - 190.
Claims (1)
- Способ диагностики по данным химического анализа выносимой из газовых скважин воды, включающий определение общей минерализации и химического состава добавляемой воды, отличающийся тем, что измеряют термобарические параметры работы газовой скважины, вычисляют по ним количество конденсационной влаги в добываемом газе, отбирают пробы воды, проводят ее химический анализ на общую минерализацию Mi и содержание основных ионов Na +, K+, Ca++ и вычисляют отношение Ca/(Na + K), определяют долю пластовой воды в исследуемой пробе в соответствии с выражениями
С = 1 - при Ca/(Na + K) ≤ 0,1,
С = 1,015 - 0,145 • Ca(Na + K) - при 0,1 < Ca/(Na + K) ≤ 7
С = 0 - при Ca/(Na + K) > 7
где С - доля пластовой воды в исследуемой пробе, безразмерная;
Са - содержание в пробе ионов Са++, мг/л;
Na - содержание в пробе ионов Na+, мг/л;
K - содержание в пробе ионов К+, мг/л,
вычисляют количество минерализованной воды по формуле
Wмин = (Wконд • Mi)/(C • Mп + (1 - С) • Мт - Мi,
где Wмин - количество минерализованной воды в добываемом газе, мг/м3;
Wконд - количество конденсационной влаги в добываемом газе, мг/м3;
Mi - минерализация пробы выносимой из скважины воды, г/л;
Мп - минерализация пластовой воды, г/л;
Мт - минерализация техногенной воды, г/л,
вычисляют общее количество выносимой из скважины воды, включая конденсационную, по формуле
Wвын = (С • Wмин • Мп + (1 - С) • Wмин • Мт)/Mi,
где Wвын - общее количество выносимой воды в добываемом газе, мг/м3,
определяют количество пластовой воды, выносимой из скважины, по формуле
Wп = С • Wмин,
где Wп - количество пластовой воды в добываемом газе, мг/м3,
определяют количество техногенной воды, выносимой из скважины, по формуле
Wт = (1 - С) • Wмин,
где Wм - количество техногенной воды в добываемом газе, мг/м3.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU97104580A RU2128280C1 (ru) | 1997-03-24 | 1997-03-24 | Способ диагностики по данным химического анализа выносимой из газовых скважин воды |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU97104580A RU2128280C1 (ru) | 1997-03-24 | 1997-03-24 | Способ диагностики по данным химического анализа выносимой из газовых скважин воды |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2128280C1 true RU2128280C1 (ru) | 1999-03-27 |
| RU97104580A RU97104580A (ru) | 1999-03-27 |
Family
ID=20191126
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU97104580A RU2128280C1 (ru) | 1997-03-24 | 1997-03-24 | Способ диагностики по данным химического анализа выносимой из газовых скважин воды |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2128280C1 (ru) |
Cited By (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2217588C2 (ru) * | 2001-04-03 | 2003-11-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Надымгазпром" | Способ определения водного фактора газового промысла |
| RU2307248C1 (ru) * | 2006-03-10 | 2007-09-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Надымгазпром" (ООО "Надымгазпром") | Способ определения удельного и общего количества жидкой воды в добываемом природном газе |
| RU2460879C2 (ru) * | 2010-09-09 | 2012-09-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Уренгой" | Способ определения удельного и общего количества жидкой водной фазы, поступающей из скважины в промысловый газосборный коллектор |
| RU2524728C1 (ru) * | 2013-03-12 | 2014-08-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Совет Всероссийского общества изобретателей и рационализаторов научно-исследовательских институтов нефтяной и газовой промышленности" (сокращенное-ООО "Совет ВОИР НИИНГП") | Способ дифференциации добычи скважины при смешении в ней продукции двух пластов |
| RU2681144C1 (ru) * | 2018-02-01 | 2019-03-04 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт проблем нефти и газа РАН (ИПНГ РАН) | Способ контроля за разработкой газового месторождения |
| RU2710652C2 (ru) * | 2018-04-12 | 2019-12-30 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Газпром Добыча Надым" | Способ диагностики попутных вод газовых скважин по данным химического анализа |
| RU2829820C1 (ru) * | 2023-09-11 | 2024-11-06 | Акционерное общество "Томский научно-исследовательский и проектный институт нефти и газа" | Способ диагностики попутных вод эксплуатационных скважин газовых и газоконденсатных залежей на основе результатов химического анализа |
-
1997
- 1997-03-24 RU RU97104580A patent/RU2128280C1/ru active
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| Жданов Н.А. Нефтепромысловая геология. - М.: Гостоптехиздат, 1962, с.186 - 190. Малахович К.Е. К методике отбивки и прослеживания контакта газ-вода. Научно-технический сборник по геологии, разработке и транспорту природного газа. - м.: Недра, 1965, с.27 - 35. * |
Cited By (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2217588C2 (ru) * | 2001-04-03 | 2003-11-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Надымгазпром" | Способ определения водного фактора газового промысла |
| RU2307248C1 (ru) * | 2006-03-10 | 2007-09-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Надымгазпром" (ООО "Надымгазпром") | Способ определения удельного и общего количества жидкой воды в добываемом природном газе |
| RU2460879C2 (ru) * | 2010-09-09 | 2012-09-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Уренгой" | Способ определения удельного и общего количества жидкой водной фазы, поступающей из скважины в промысловый газосборный коллектор |
| RU2524728C1 (ru) * | 2013-03-12 | 2014-08-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Совет Всероссийского общества изобретателей и рационализаторов научно-исследовательских институтов нефтяной и газовой промышленности" (сокращенное-ООО "Совет ВОИР НИИНГП") | Способ дифференциации добычи скважины при смешении в ней продукции двух пластов |
| RU2681144C1 (ru) * | 2018-02-01 | 2019-03-04 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт проблем нефти и газа РАН (ИПНГ РАН) | Способ контроля за разработкой газового месторождения |
| RU2710652C2 (ru) * | 2018-04-12 | 2019-12-30 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Газпром Добыча Надым" | Способ диагностики попутных вод газовых скважин по данным химического анализа |
| RU2829820C1 (ru) * | 2023-09-11 | 2024-11-06 | Акционерное общество "Томский научно-исследовательский и проектный институт нефти и газа" | Способ диагностики попутных вод эксплуатационных скважин газовых и газоконденсатных залежей на основе результатов химического анализа |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US4904603A (en) | Monitoring drilling mud | |
| Pixler | Formation evaluation by analysis of hydrocarbon ratios | |
| EP0373695B1 (en) | Monitoring drilling mud | |
| US8342004B2 (en) | Gas analyzer | |
| Wright et al. | Understanding Dynamic Production Contribution from Hydraulically Fractured Middle Bakken and Three Forks Wells in the Williston Basin, ND Using Time-Lapse Geochemistry | |
| RU2128280C1 (ru) | Способ диагностики по данным химического анализа выносимой из газовых скважин воды | |
| Kazak et al. | An integrated experimental workflow for formation water characterization in shale reservoirs: a case study of the Bazhenov Formation | |
| US2745282A (en) | Gas logging of wells | |
| CN103670396A (zh) | 一种用于测量地层水的矿化度的方法 | |
| NO324060B1 (no) | Fremgangsmate for a bestemme gass-olje-forhold i bronnfluider under boring | |
| RU2007586C1 (ru) | Способ определения давления газа в метаноносном угольном пласте | |
| CN105758879A (zh) | 一种油田管道设备内腐蚀结垢物的分析方法 | |
| Shevalier et al. | Monitoring the reservoir geochemistry of the Pembina Cardium CO2 monitoring project, Drayton Valley, Alberta | |
| RU2810919C1 (ru) | Способ лабораторного определения минерализации пластовой и поровой воды низкопроницаемых горных пород | |
| Abercrombie | Reservoir processes in steam-assisted recovery of bitumen, Leming pilot, Cold Lake, Alberta, Canada: compositions, mixing and sources of co-produced waters | |
| RU2105879C1 (ru) | Способ измерения концентрации пластовых флюидов в буровом растворе | |
| SU1149000A1 (ru) | Способ обнаружени рассолопро влени | |
| RU2710652C2 (ru) | Способ диагностики попутных вод газовых скважин по данным химического анализа | |
| Wilson | Mud Analysis Logging and its Use in Formation Evaluation | |
| Sommer-von Jarmersted et al. | Hydrochemical composition of formation waters at 4000 m depth (continental deep borehole, KTB) | |
| RU2669643C2 (ru) | Способ определения ингибирующих свойств бурового раствора | |
| RU2571781C1 (ru) | Изотопный способ определения природы воды в продукции скважин газовых и газоконденсатных месторождений | |
| RU2566160C1 (ru) | Способ контроля водоотдачи промывочной жидкости | |
| RU1775556C (ru) | Способ прогнозировани сохранени физико-химической стабильности пластовой системы при освоении скважины | |
| RU2285798C1 (ru) | Способ выявления заколонных перетоков, приводящих к отложению гипса |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| TK4A | Correction to the publication in the bulletin (patent) |
Free format text: AMENDMENT TO CHAPTER -FG4A- IN JOURNAL: 9-1999 FOR TAG: (73) |
|
| PC43 | Official registration of the transfer of the exclusive right without contract for inventions |
Effective date: 20110603 |