(MEASUREMENT OF TECHNOLOGICAL PARAMETERS OF OIL FIELD DEVELOPMENT USING A MEASURING UNIT)
Максимально точное определение газового фактора необходимо для планирования объемов газа, который будет использован для технологических и производственных нужд недропользователя, а также в соответствии с требованиями к разработке месторождений. В статье приведено описание конструктивных особенностей и принципа действия разработанной измерительной установки, предназначенной для замера таких технологических показателей, как дебит жидкости и нефти, обводненность, а также полный газовый фактор, с пределами допустимой относительной погрешности измерений объемного расхода нефтяного газа не более ±5 %. Приведены основные технические и метрологические характеристики разработанной установки, прибора для измерения содержания растворенного газа, а также вычислителя. Разработанную установку предлагается применять в системе внутрипромыслового сбора нефти. Представлен алгоритм проведения операций при выполнении измерений с необходимыми расчетами, что позволяет обеспечить точный замер массы, плотности и объема. Проведен сравнительный анализ замеров, сделанных с помощью измерительной установки, и данных геологического отчета, показавший, что дебиты жидкости и обводненность скважин в целом имеют одинаковый порядок. В то же время показания полного газового фактора при замере с помощью разработанной установки оказались заниженными, что объясняется снижением количества поступающего в скважину растворенного в нефти газа, неравномерностью потока перемещающейся к устью жидкости, поступлением нестабильной (расслоенной) жидкости, работой скважины в периодическом режиме, а также периодичностью замеров газового фактора (не более одного раза в год). Основные результаты измерений полного газового фактора на нефтедобывающих скважинах соответствуют положениям методики измерения, аттестованной Государственной системой обеспечения единства измерений. Опыт применения установки подтвердил достоверность получаемых сведений. Измерительная установка успешно внедрена, и в настоящее время с ее помощью производятся замеры технологических показателей на скважинах нефтедобывающих предприятий ООО «УК «Шешмаойл» в Республике Татарстан, что позволило уточнить прогнозные плановые показатели добычи попутного нефтяного газа.
Maximum accurate measurement of the gas factor is necessary for planning of gas volumes, which will be used for technological and production needs of the subsoil user, as well as in accordance with the requirements for field development. The article describes design features and operating principle of the developed measuring unit designed to measure such technological indicators as flow rate of liquid and oil, water cut and total gas factor, with limits of acceptable relative error of measurements of volume flow of oil gas not more than ±5 %. The main technical and metrological characteristics of the developed unit, the device for measuring the content of dissolved gas, as well as the calculator are given. The developed unit is proposed to be used in the system of in-field oil gathering. An algorithm of operations during measurements with necessary calculations is presented, which allows providing accurate measurement of mass, density and volume. A comparative analysis of measurements made with the measuring unit and the data in the geological report is carried out, which showed that the fluid flow rates and the water cut of the wells are generally of the same order. At the same time readings of total gas factor at measuring with developed unit appeared underestimated, that is explained by decrease of quantity of dissolved gas in the well, irregularity of flow of liquid moving to the wellhead, ingress of unstable (stratified) liquid, well operation in periodic mode and periodicity of measuring of gas factor (not more than once a year). The main results of full gas factor measurements at oil producing wells correspond to the provisions of measurement methods certified by the state system for assuring the uniformity of measurements. The experience of using the unit confirmed the reliability of the data obtained. The measuring unit was successfully introduced, and at present it is used to measure technological indicators at wells of oil producing enterprises of MC Sheshmaoil LLC in the Republic of Tatarstan, which allowed to specify forecast planned indicators of associated petroleum gas production.
А.А. Исаев1, e-mail: isaeff-oil@yandex.ru
Е.Б. Думлер2, e-mail: dumler08@mail.ru
1 ООО «УК «Шешмаойл» (Альметьевск, Россия).
2 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «Уфимский государственный нефтяной технический университет» (Уфа, Россия).
A.A. Isaev1, e-mail: isaeff-oil@yandex.ru
E.B. Dumler2, e-mail: dumler08@mail.ru
1 MC Sheshmaoil LLC (Almetyevsk, Russia).
2 Federal State Budgetary Educational Institution of Higher Education “Ufa State Petroleum Technical University” (Ufa, Russia).
Лутошкин Г.С. Сбор и подготовка нефти, газа и воды. 2-е изд., перераб. и доп. М.: Недра, 1979. 319 с.
Abdul-Majeed G.H. Estimation of Solution Gas Oil Ratio // Petroleum and Coal. 2016. No. 58 (4). P. 539–550.
Al-Fatlawi O. Correlation for Solution Gas-Oil Ratio of Iraqi Oils at Pressures Below the Bubble Point Pressure // Iraqi Journal of Chemical and Petroleum
Engineering. 2011. No. 12 (2). P. 1–8.
РД 153-39.0-109-01. Методические указания по комплексированию и этапности выполнения геофизических, гидродинамических и геохимических исследований нефтяных и нефтегазовых месторождений. Текст: электронный. URL: https://docs.cntd.ru/document/1200040681 (дата обращения: 31.08.2022).
Ишмурзин А.А., Храмов Р.А. Процессы и оборудование системы сбора и подготовки нефти, газа и воды. Уфа: Изд-во УГНТУ, 2003. 143 с.
Лобков А.М. Сбор и обработка нефти и газа на промысле. М.: Недра, 1968. 284 с.
Кордик К.Е., Забродин О.Ю., Абдулин Т.К. и др. О верификации значения газового фактора нефти по фонду скважин Пякяхинского месторождения с применением интегрированной модели // Нефтепромысловое дело. 2020. № 7 (619). С. 11–17.
Minakhmetova R., Aslanyan I., Nagimov V. et al. Multiphase Inflow Monitoring in Horizontal Wells Producing from Oil Rims Based on the Advanced Production Logging Suite Data // SPE Russian Petroleum Technology Conference. Moscow, October 2019. Paper Number: SPE-196921-MS.
Валеев М.Д., Давыдова О.В., Мингулов Ш.Г. Разработка технологии измерения полного газового фактора нефти // Нефтепромысловое дело. 2017. № 5. С. 49–52.
Мурыжников А.Н. Совершенствование методов измерения, передачи и обобщения параметров продукции нефтяных скважин: специальность 25.00.17 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»: автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук. Уфа: ОАО «НПФ «Геофизика», 2005. 26 с.
Павловский А.Н. Измерение расхода и количества жидкостей, газа и пара. 2-е изд., перераб. и доп. М.: Изд-во стандартов, 1967. 416 с.
Габдрахманов Н.Х., Давыдова О.В., Кордик К.Е. Технологии определения газового фактора нефти на скважинах передвижными установками // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. 2010. № 4 (82). С. 63–68.
Mullins O.C., Daigle Т., Crowell С. et al. Gas-Oil Ratio of Live Crude Oils Determined by Near-Infrared Spectroscopy // Applied Spectroscopy. 2001. No. 55 (2). P. 197–201.
Овчинников В.П., Столяр Н.В., Федоровская В.А. К проблеме утилизации природного и попутного нефтяного газа // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. 2013. № 5 (101). С. 29–31.
Суетинов В.П., Буков В.А., Епинина О.М., Шаршакова М.С. Переработка отходов нефтегазового сектора: технологии и поставщики оборудования // Экоинж. 2014. № 6. С. 20–34.
Давыдова О.В. Способ измерения газового фактора // Современные технологии в нефтегазовом деле-2011: Сборник научных трудов. Уфа: Изд-во УГНТУ, 2011. Т. 2. С. 269.
Патент № 168317 Российская Федерация, МПК E21B 47/10 (2012.01). Установка для измерения продукции нефтяной скважины: № 2016130028: заявл. 2016.07.21: опубл. 30.01.2017 / Валеев М.Д., Габдрахманов Н.Х., Давыдова О.В. и др., патентообладатели ООО «Туймазынипинефть», ООО «НПП «ВМ система». 7 с.: ил. Текст: непосредственный.
Патент № 2236584 Российская Федерация, МПК E21B 47/10 (2006.01). Способ и устройство для измерения дебита нефти: № 2002133991/03: заявл. 17.12.2002: опубл. 20.09.2004 / Хакимов А.М., Демакин Ю.П., Халилов Ф.Г. и др., патентообладатель ОАО «Акционерная компания ОЗНА». 7 с.: ил. Текст: непосредственный.
Патент № 2439316 Российская Федерация, МПК E21B 47/00 (2006.01), E21B 43/34 (2006.01). Способ измерения дебитов нефти и попутного газа нефтяных скважин: № 2010113177/03: заявл. 05.04.2010: опубл. 10.01.2012 / патентообладатель ООО «Актуальные технологии нефтеотдачи». 7 с.: ил. Текст: непосредственный.
Патент № 2541378 Российская Федерация, МПК G01N 15/00 (2006.01). Способ и устройство для определения растворенного газа в нефти: № 2012154264/28: заявл. 14.12.2012 опубл. 10.02.2015 / Баринов Б.А., Баринов П.Б., патентообладатель ООО «НПЦ «СКПнефть». 7 с.: ил. Текст: непосредственный.
Валеев М.Д., Газаров А.Г., Кордик К.Е., Давыдова О.В. Сравнительный анализ измерительных установок для определения газового фактора // Нефтяное хозяйство. 2011. № 1. С. 96–99.
Patent No. 2188437A Great Britain, IPC G01N 7/14. Analysis of Fluid Gas Content. Application No. 8701909, appl. 28.01.1987, publ. 30.09.1987. Inventor – Issenmann О., patent holder – Geoservices S.A.
Габдрахманов Н.Х., Давыдова О.В., Кордик К.Е. Технологии определения газового фактора нефти на скважинах передвижными установками // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. 2010. № 4 (82). С. 63–68.
Исаев А.А., Тахаутдинов Р.Ш., Малыхин В.И., Шарифуллин А.А. Измерение свободного и растворенного газа в нефти в условиях присутствия в продукции скважины пластовой воды // Нефтепромысловое дело. 2018. № 12. С. 59–63.
Исаев А.А., Малыхин В.И., Шарифуллин А.А. Новый способ и устройство по замеру свободного и растворенного газа в нефти // Нефть. Газ. Новации. 2019. № 12 (229). С. 91–94.
Исаев А.А. Разработка и внедрение установки по замеру газового фактора // Ученые записки Альметьевского государственного нефтяного института. 2019. Т. 18. С. 123–126.
Методика Государственной службы стандартных справочных данных ГСССД МР 113-03. Определение плотности, фактора сжимаемости, показателя адиабаты и коэффициента динамической вязкости влажного нефтяного газа в диапазоне температур 263…500 К при давлениях до 15 МПа / Козлов А.Д., Мамонов Ю.В., Роговин М.Д., Рыбаков С.И. М., 2003. URL: http://nd-gsi.ru/ntd/gsssd/gsssd_mr_113-03.pdf (дата обращения: 31.08.2022).
ГОСТ 2517-85. Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб: межгосударственный стандарт. URL: https://docs.cntd.ru/document/1200003628 (дата обращения: 31.08.2022).
ГОСТ 2477-2014. Нефть и нефтепродукты. Метод определения содержания воды: межгосударственный стандарт. URL: https://docs.cntd.ru/document/1200120803 (дата обращения: 31.08.2022).
ГОСТ 21534-76. Нефть. Методы определения содержания хлористых солей: межгосударственный стандарт. URL: https://docs.cntd.ru/document/1200007600 (дата обращения: 31.08.2022).
ГОСТ 3900-85. Нефть и нефтепродукты. Методы определения плотности: межгосударственный стандарт. URL: https://docs.cntd.ru/document/1200003577 (дата обращения: 31.08.2022).
ГОСТ Р 51069-97. Нефть и нефтепродукты. Метод определения плотности, относительной плотности и плотности в градусах API ареометром: государственный стандарт Российской Федерации. URL: https://docs.cntd.ru/document/1200001379 (дата обращения: 31.08.2022).
Р 50.2.075-2010. Государственная система обеспечения единства измерений. Нефть и нефтепродукты. Лабораторные методы измерения плотности, относительной плотности и плотности в градусах API: рекомендации по метрологии. URL: https://docs.cntd.ru/document/1200085618 (дата обращения: 31.08.2022).
ASTM D5002-2019. Standard Test Method for Density, Relative Density, and API Gravity of Crude Oils by Digital Density Analyzer. 2019. 7 p.
API MPMS 20.1. Manual of Petroleum Measurement Standards Chapter 20 – Allocation Measurement. Section 1 – Allocation Measurement. 1993. 80 p.
ГОСТ 31371.7-2008. Газ природный. Определение состава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности. Ч. 7. Методика выполнения измерений молярной доли компонентов: межгосударственный стандарт. URL: https://docs.cntd.ru/document/1200068105 (дата обращения: 31.08.2022).
ГОСТ 22387.2-2014. Газы горючие природные. Методы определения сероводорода и меркаптановой серы: межгосударственнный стандарт. URL: https://docs.cntd.ru/document/1200113570 (дата обращения: 31.08.2022).
ГОСТ 31369-2008. Газ природный. Вычисление теплоты сгорания, плотности, относительной плотности и числа Воббе на основе компонентного состава: межгосударственнный стандарт. URL: https://docs.cntd.ru/document/1200068175 (дата обращения: 31.08.2022).
ГОСТ 17310-2002. Газы. Пикнометрический метод определения плотности: межгосударственнный стандарт. URL: https://docs.cntd.ru/document/1200031490 (дата обращения: 31.08.2022).
Isaev A.A., Takhautdinov R.Sh., Malykhin V.I., Sharifullin A.A. Development of Novel Methods and Devices for Measuring the Total Gas-Oil Ratio, Oil and Water Production Rates and Fluid Viscosity // SPE Annual Caspian Technical Conference. Baku, October 2019. SPE-198421-MS.
Исаев А.А., Малыхин В.И., Шарифуллин А.А. Опыт эксплуатации установок для откачки газа из затрубного пространства скважины // Нефтепромысловое дело. 2020. № 3 (615). С. 45–51.
Isaev A.A., Takhautdinov R.Sh., Malykhin V.I., Sharifullin A.A. Oil Production Stimulation by Creating a Vacuum in the Annular Space of the Well // SPE Annual Caspian Technical Conference. Baku, October 2019. SPE-198401-MS.
Исаев А.А., Тахаутдинов Р.Ш., Малыхин В.И., Шарифуллин А.А. Эффективность удаления газа из скважины // Георесурсы. 2018. Т. 20. № 4. Ч. 1. С. 359–364.
Lutoshkin G.S. Gathering and Preparation of Oil, Gas and Water. 2nd edition, updated and revised. Moscow: Nedra; 1979. (In Russ.)
Abdul-Majeed G.H. Estimation of Solution Gas Oil Ratio. Petroleum and Coal. 2016;58(4):539–550.
Al-Fatlawi O. Correlation for Solution Gas-Oil Ratio of Iraqi Oils at Pressures Below the Bubble Point Pressure. Iraqi Journal of Chemical and Petroleum Engineering. 2011;12(2):1–8.
Guidance document (RD) 153-39.0-109-01. Methodical Instructions on the Completeness and Staging of Geophysical, Hydrodynamic and Geochemical Studies of Oil and Oil and Gas Fields. Weblog. Available from: https://docs.cntd.ru/document/1200040681 [Accessed: 31.08.2022]. (In Russ.)
Ishmurzin A.A., Khramov R.A. Processes and Equipment of Oil, Gas and Water Gathering and Preparation Systems. Ufa: Publishing house of the Ufa State Petroleum Technological University; 2003. (In Russ.)
Lobkov A.M. Gathering and Processing of Oil and Gas at the Field. Moscow: Nedra; 1968. (In Russ.)
Kordik K.E., Zabrodin O.Yu., Abdulin T.K. et al. On Verification of the Value of Oil Gas Factor by the Fund of the Pyakyakhinsky Deposit Wells Using an Integrated Model. Neftepromyslovoye delo [Oilfield Engineering]. 2020;7(619):11–17. (In Russ.)
Minakhmetova R., Aslanyan I., Nagimov V. et al. Multiphase Inflow Monitoring in Horizontal Wells Producing from Oil Rims Based on the Advanced Production Logging Suite Data. Presented on the SPE Russian Petroleum Technology Conference. Moscow, October 2019. Paper Number: SPE-196921-MS.
Valeev M.D., Davydova O.V., Mingulov Sh.G. Development of a Technology of Measuring the Total Gas Factor of Oil. Neftepromyslovoye delo [Oilfield Engineering]. 2017;(5):49–52. (In Russ.)
Muryzhnikov A.N. Improvement of Methods of Measuring, Transfer and Generalization of Oil Wells Production Parameters. Abstract of Thesis for the Degree of Candidate of Engineering Sciences. Ufa; 2005. (In Russ.)
Pavlovsky A.N. Measurement of Flow and Quantity of Liquids, Gas and Steam. 2nd edition, updated and revised. Moscow: Publishing house of standards; 1967. (In Russ.)
Gabdrakhmanov N.Kh., Davydova O.V., Kordik K.Ye. Gas Oil Factor at Wells Determined by Mobile Unit Technologies. Problemy sbora, podgotovki i transporta nefti i nefteproduktov [Problems of Gathering, Treatment and Transportation of Oil and Oil Products]. 2010;4(82):63–68. (In Russ.)
Mullins O.C., Daigle Т., Crowell С. et al. Gas-Oil Ratio of Live Crude Oils Determined by Near-Infrared Spectroscopy. Applied Spectroscopy. 2001;55(2):197–201.
Ovchinnikov V.P., Stolyar N.V., Fedorovskaya V.A. To the Problem of Natural Gas and Associated Petroleum Gas Recovery. Izvestiya vysshikh uchebnykh zavedeniy. Neft' i gaz [Oil and Gas Studies]. 2013;5(101):29–31. (In Russ.)
Suyetinov V.P., Bukov V.A., Yepinina O.M., Sharshakova M.S. Oil and Gas Waste Recycling: Technologies and Equipment Suppliers. Ekoinzh [Ecoeng]. 2014;(6):20–34. (In Russ.)
Davydova O.V. Method of Measuring the Gas Factor. In: Collection of scientific papers “Modern Technologies in Oil and Gas-2011”. Ufa: Publishing house of the Ufa State Petroleum Technological University; 2011. Vol. 2. P. 269. (In Russ.)
Patent No. 168317 Russian Federation, IPC E21B 47/10 (2012.01). Installation for Measuring the Oil Well Production. Application No. 2016130028, appl. 2016.07.21, publ. 30.01.2017. Authors – Valeev M.D., Gabdrakhmanov N.Kh., Davydova O.V. et al, patent holders – Tuymazynipineft LLC, SPE VM System LLC. (In Russ.)
Patent No. 2236584 Russian Federation, IPC E21B 47/10 (2006.01). Method and Device for Measuring Oil Debit. Application No. 2002133991/03, appl. 17.12.2002, publ. 20.09.2004. Authors – Khakimov A.M., Demakin Yu.P., Khalilov F.G. et al, patent holder – Joint Stock Company OZNA. (In Russ.)
Patent No. 2439316 Russian Federation, IPC E21B 47/00 (2006.01), E21B 43/34 (2006.01). Measuring Method of Oil and Associated Gas Flow Rates in Oil Wells. Application No. 2010113177/03, appl. 05.04.2010, publ. 10.01.2012, patent holder – Aktual'nye tekhnologii nefteotdachi Ltd. (In Russ.)
Patent No. 2541378 Russian Federation, IPC G01N 15/00 (2006.01). Method and Device for Determination of Oil-Dissolved Gas. Application No. 2012154264/28, appl. 14.12.2012, publ. 10.02.2015. Authors – Barinov B.A., Barinov P.B., patent holder – Research and Production Center SKPneft Ltd. (In Russ.)
Valeev M.D., Gazarov A.G., Kordik K.E., Davydova O.V. Comparative Analysis of Equipment for Measuring Gas-Oil Ratio. Neftyanoe khozyaistvo [Oil Industry]. 2011;(1):96–99. (In Russ.)
Patent No. 2188437A Great Britain, IPC G01N 7/14. Analysis of Fluid Gas Content. Application No. 8701909, appl. 28.01.1987, publ. 30.09.1987. Inventor – Issenmann О., patent holder – Geoservices S.A.
Gabdrakhmanov N.Kh., Davydova O.V., Kordik K.Ye. Gas Oil Factor at Wells Determined by Mobile Unit Technologies. Problemy sbora, podgotovki i transporta nefti i nefteproduktov [Problems of Gathering, Treatment and Transportation of Oil and Oil Products]. 2010;4(82):63–68. (In Russ.)
Isaev A.A., Takhautdinov R.Sh., Malykhin V.I., Sharifullin A.A. Measurement of Free and Dissolved Gas in Oil in Conditions of Formation Water Presence in a Well Production. Neftepromyslovoye delo [Oilfield Engineering]. 2018;(12):59–63. (In Russ.)
Isaev A.A., Malykhin V.I., Sharifullin A.A. A New Method and a Device for Measurement of Free and Dissolved Gas in Oil. Neft’, gaz, novatsii [Oil. Gas. Novations]. 2019;12(229):91–94. (In Russ.)
Isaev A.A. Development and Introduction of a Gas-Oil Ration Measurement Unit. Uchenyye zapiski Al'met'yevskogo gosudarstvennogo neftyanogo instituta [Proceedings of the Almetyevsk State Oil Institute]. 2019;18:123–126. (In Russ.)
Kozlov A.D., Mamonov Y.V., Rogovin M.D., Rybakov S.I. Methodology of the State Service of Standard Reference Data (GSSSD) MR 113-03. Determination of Density, Compressibility Factor, Adiabatic Coefficient, and Dynamic Viscosity Factor of Wet Petroleum Gas in the Temperature Range of 263…500 K at Pressures Up to 15 MPa. Moscow; 2003. Weblog. Available from: http://nd-gsi.ru/ntd/gsssd/gsssd_mr_113-03.pdf [Accessed 31.08.2022]. (In Russ.)
Interstate Standard (GOST) 2517-85. Crude Oil and Petroleum Products. Methods of Sampling. Weblog. Available from: https://docs.cntd.ru/document/1200003628 [Accessed 31.08.2022]. (In Russ.)
Interstate Standard (GOST) 2477-2014. Petroleum and Petroleum Products. Method for Determination of Water Content. Weblog. Available from: https://docs.cntd.ru/document/1200120803 [Accessed 31.08.2022]. (In Russ.)
Interstate Standard (GOST) 21534-76. Petroleum. The Determination of Chloride Salts Content. Weblog. Available from: https://docs.cntd.ru/document/1200007600 [Accessed 31.08.2022]. (In Russ.)
Interstate Standard (GOST) 3900-85. Petroleum and Petroleum Products. Methods for Determination of Density. Weblog. Available from: https://docs.cntd.ru/document/1200003577 [Accessed 31.08.2022]. (In Russ.)
State Standard (GOST R) 51069-97. Crude Petroleum and Petroleum Products. Determination of Density, Relative Density and API Gravity. Hydrometer method. Weblog. Available from: https://docs.cntd.ru/document/1200001379 [Accessed 31.08.2022]. (In Russ.)
Metrology Recommendations R 50.2.075-2010. State System for Ensuring the Uniformity of Measurements. Crude Petroleum and Petroleum Products. Laboratory Methods for Determination of Density, Relative Density and API Gravity. Weblog. Available from: https://docs.cntd.ru/document/1200085618 [Accessed 31.08.2022]. (In Russ.)
ASTM D5002-2019. Standard Test Method for Density, Relative Density, and API Gravity of Crude Oils by Digital Density Analyzer. 2019. 7 p.
API MPMS 20.1. Manual of Petroleum Measurement Standards Chapter 20 – Allocation Measurement. Section 1 – Allocation Measurement. 1993. 80 p.
Interstate Standard (GOST) 31371.7-2008. Natural Gas. Determination of Composition with Defined Uncertainty by Gas Chromatography Method. Part 7. Measurement Procedure of the Mole Fraction of Components. Weblog. Available from: https://docs.cntd.ru/document/1200068105 [Accessed 31.08.2022]. (In Russ.)
Interstate Standard (GOST) 22387.2-2014. Combustible Natural Gases. Methods for Determination of Hydrogen Sulphide and Mercaptan Sulphur. Weblog. Available from: https://docs.cntd.ru/document/1200113570 [Accessed 31.08.2022]. (In Russ.)
Interstate Standard (GOST) 31369-2008. Natural Gas. Calculation of Calorific Values, Density, Relative Density and Wobbe Index from Composition. Weblog. Available from: https://docs.cntd.ru/document/1200068175 [Accessed 31.08.2022]. (In Russ.)
Interstate Standard (GOST) 17310-2002. Gases. Picknometric Method for Determination of Density. Weblog. Available from: https://docs.cntd.ru/document/1200031490 [Accessed 31.08.2022]. (In Russ.)
Isaev A.A., Takhautdinov R.Sh., Malykhin V.I., Sharifullin A.A. Development of Novel Methods and Devices for Measuring the Total Gas-Oil Ratio, Oil and Water Production Rates and Fluid Viscosity. Presented on the SPE Annual Caspian Technical Conference. Baku, October 2019. SPE-198421-MS.
Isaev A.A., Malykhin V.I., Sharifullin A.A. Operating Experience of Equipment for Extraction of Gas from a Wellbore Annulus. Neftepromyslovoye delo [Oilfield Engineering]. 2020;3(615):45–51. (In Russ.)
Isaev A.A., Takhautdinov R.Sh., Malykhin V.I., Sharifullin A.A. Oil Production Stimulation by Creating a Vacuum in the Annular Space of the Well. Presented on the SPE Annual Caspian Technical Conference. Baku, October 2019. SPE-198401-MS.
Isaev A.A., Takhautdinov R.Sh., Malykhin V.I., Sharifullin A.A. Gas Removal Efficiency from a Well. Georesursy [Georesourses]. 2018;20(4;1):359–364. (In Russ.)
Вход
Главная
Журналы
.png)
Назад к журналу