home *** CD-ROM | disk | FTP | other *** search
/ Hall of Fame / HallofFameCDROM.cdr / oilfield / condor.lzh / GASMODEL.DOC < prev    next >
Text File  |  1991-01-12  |  16KB  |  373 lines
  1.  
  2.              GAS WELL RESERVOIR SIMULATOR PROGRAM DOCUMENTATION
  3.              --------------------------------------------------
  4.  
  5.  
  6.  
  7.  PURPOSE: TO HISTORY MATCH AND PROJECT FLOW FROM HYDRAULICALLY
  8.           FRACTURED WELLS, ACIDIZED WELLS AND NATURAL COMPLETIONS.
  9.           THE GAS WELL SIMULATOR IS A ONE DIMENSIONAL MODEL USING
  10.           FINITE DIFFERENCES TO PREDICT THE BEHAVIOR OF A GAS WELL
  11.           OR A GAS CONDENSATE WELL.  IT USES BOTH LINEAR AND RADIAL
  12.           FLOW EQUATIONS.  IT ALSO ACCOUNTS FOR NONDARCY FLOW (I.E.
  13.           TURBULENCE) AND WELLBORE/FRACTURE STORAGE.
  14.  
  15.  OPTIONS: (1) CONSTANT WELLHEAD PRESSURE - USED TO PROJECT LONG
  16.               TERM DELIVERABILITY OF THE WELL.
  17.           (2) CONSTANT PERCENT OF CAPACITY - USED TO RESTRICT LONG
  18.               TERM DELIVERABILITY.
  19.           (3) TIME STEP OPTION - USED TO SELECT A CHOKE SETTING AND A
  20.               LINE PRESSURE FOR EACH TIME STEP.
  21.           (4) HISTORY MATCHING MODE - THIS HAS AN AUTOMATIC FEATURE
  22.               WHICH TELLS YOU WHAT PERMEABILITY AND STORAGE VOLUME TO
  23.               USE NEXT FOR A BETTER MATCH.  IT ALSO HAS FEATURES WHICH
  24.               WHICH ALLOW YOU TO CHANGE PERMEABILITY BY AUTOMATICALLY
  25.               CALCULATING A NEW SKIN FACTOR WHICH WILL MAINTAIN THE
  26.               HISTORY MATCH IF STILL IN LINEAR FLOW.
  27.           (5) INTERFERENCE TEST MODE - THE PRESSURES WITHIN EACH GRID
  28.               BLOCK FOR EACH TIME STEP ARE PRINTED FOR INTERFERENCE
  29.               OR INFILL DRILLING STUDIES.
  30.  
  31.  INPUT:   INITIAL RESERVOIR PRESSURE           ACRES DRAINED
  32.           RESERVOIR TEMPERATURE                SURFACE TEMPERATURE
  33.           WET GAS GRAVITY (CONDENSATE WELL)    DRY GAS GRAVITY
  34.           SKIN FACTOR                          PERMEABILITY
  35.           ROCK COMPRESSIBILITY                 FORMATION THICKNESS
  36.           TOTAL POROSITY                       WATER SATURATION
  37.           FLOW STRING DIAMETER                 WELL DEPTH
  38.           WELLBORE/FRACTURE STORAGE VOLUME     NON DARCY FLOW FACTOR
  39.           NUMBER OF GRID BLOCKS
  40.           LINE PRESSURE, CHOKE SETTING & WET GRAVITY FOR EACH TIME STEP
  41.           UP TO 500 TIME STEPS CAN BE ENTERED
  42.  
  43.  OUTPUT:  PROJECTION OF RATES, CUMULATIVE GAS PRODUCED, BOTTOM HOLE
  44.           FLOWING PRESSURES, WELLHEAD FLOWING PRESSURES, WELLBORE
  45.           STORAGE RATES, EFFECT OF TURBULENCE, ETC FOR EACH TIME STEP.
  46.  
  47.  USES:    THIS PROGRAM CAN BE USED TO EVALUATE:
  48.            (1) LONG TERM DELIVERABILITY OF GAS AND CONDENSATE WELLS
  49.            (2) SHUT IN GAS WELLS BY USING USING SHORT TERM TEST DATA
  50.            (3) PROSPECTIVE WELLS USING ANALOGOUS RESERVOIR PROPERTIES
  51.            (4) EFFECT OF PIPELINE PRESSURE CHANGES ON DELIVERABILITY
  52.            (5) EFFECT OF INSTALLING A COMPRESSOR ON DELIVERABILITY
  53.            (6) EFFECT OF PIPELINE CURTAILMENTS ON DELIVERABILITY
  54.            (7) EFFECT OF CHOKE CHANGES ON DELIVERABILITY
  55.            (8) ECONOMICS OF DRILLING INFILL WELLS
  56.            (9) DESIGN AND ANALYSIS OF INTERFERENCE TESTS
  57.  
  58.  
  59.  
  60.  INSTALLATION INSTRUCTIONS
  61.  -------------------------
  62.  
  63.  FOR FLOPPY DISK DRIVE - THIS DISK IS READY TO USE.  YOU MAY ALSO WANT
  64.                          TO COPY YOUR PRINT.COM FILE ON THIS DISK TO
  65.                          SIMPLIFY PRINTING OF REPORTS AND DATA FILES.
  66.  
  67.  FOR HARD DISK DRIVE   - COPY THIS DISK TO YOUR HARD DRIVE. IT IS
  68.                          THEN READY TO USE.
  69.  
  70.  
  71.  EXECUTABLE MODULES
  72.  ------------------
  73.  
  74.  THE FOLLOWING EXECUTABLE MODULES ARE ON THIS DISK:
  75.  
  76.      GASMODEL - TO PROJECT FUTURE DELIVERABILITIES FOR FRACTURED AND
  77.                 UNFRACTURED GAS WELLS AND ALSO FOR HISTORY MATCHING.
  78.  
  79.      DDTOGM  -  CONVERTS "DRAWDOWN" DATA FILES TO FORMAT USED BY THE
  80.                 GASMODEL PROGRAM.  THIS ELIMINATES THE NEED TO RETYPE
  81.                 ANY DATA. IT ALSO SIMPLIFIES THE CREATION OF THE
  82.                 GASMODEL INPUT FILE.  THIS PROGRAM WILL ALSO CONVERT
  83.                 OIL AND WATER PRODUCTION INTO AN EFFECTIVE GAS GRAVITY.
  84.  
  85.      BUTOGM  -  CONVERTS "BUILDUP" DATA FILES TO FORMAT USED BY THE
  86.                 GASMODEL PROGRAM.  THIS SIMPLIFIES THE CREATION OF THE
  87.                 GASMODEL INPUT FILE.
  88.  
  89.  
  90.  DATA FILES
  91.  ----------
  92.  
  93.  THE FOLLOWING DATA FILES ARE ON THIS DISK:
  94.  
  95.       GASWELL.GM0 - EXAMPLE WELL SHOWING HISTORY MATCHING MODE
  96.  
  97.       GASWELL.GM1 - EXAMPLE WELL SHOWING NO CHOKE AT SURFACE
  98.  
  99.       GASWELL.GM3 - EXAMPLE WELL SHOWING CHOKE AT SURFACE
  100.  
  101.       GASWELL.GM4 - EXAMPLE WELL SHOWING PRESSURE DISTRIBUTION BY GRIDS
  102.  
  103.  NEW DATA FILES CAN ALSO BE CREATED BY COPYING ANY OF THESE THREE
  104.  EXAMPLES AND CHANGING THE NECESSARY VARIABLES WITH ANY TEXT EDITOR.
  105.  
  106.  
  107.  DATA FORMAT
  108.  -----------
  109.  
  110.  THE FORMAT FOR THE GAS WELL SIMULATOR INPUT DATA FILE IS AS FOLLOWS:
  111.  
  112.  LINE #   FORMAT    DESCRIPTION
  113.  ------   ------    ---------------------------------------------------
  114.  LINE 1:   40A1  -  WELL NAME
  115.  LINE 2:   40A1  -  OPERATOR NAME
  116.  LINE 3:   40A1  -  LOCATION OF WELL (SEC-TOWNSHIP-RANGE)
  117.  LINE 4:   40A1  -  LOCATION OF WELL (COUNTY-STATE)
  118.  LINE 5:   40A1  -  TEST DATE (MM/DD/YY) & COMMENTS
  119.  
  120.  LINE 6:   F8.3  -  PERMEABILITY OF RESERVOIR IN MILLIDARCIES
  121.            F8.1  -  DRAINAGE RADIUS OF WELL IN FEET
  122.            F8.3  -  ROCK COMPRESSIBILITY IN PSI^-1 X 10^6
  123.                       OR "0" FOR COMPUTER TO CALCULATE ROCK COMPRESSIBILITY
  124.            F8.1  -  INITIAL RESERVOIR PRESSURE IN PSIA
  125.            F8.3  -  GAS GRAVITY
  126.            F8.3  -  FRACTIONAL POROSITY (INCLUDING WATER AND GAS FILLED)
  127.            F8.2  -  NET PAY IN FEET
  128.            F8.4  -  NON DARCY FLOW FACTOR (F) FOR TURBULENCE CORRECTION
  129.  
  130.  LINE 7:   F8.3  -  RADIAL SKIN FACTOR
  131.            F8.1  -  WELLBORE & FRACTURE STORAGE VOLUME IN FT^3
  132.                       OR "0" FOR COMPUTER TO CALCULATE WELLBORE STORAGE
  133.            F8.1  -  SURFACE TEMP IN DEG FAH
  134.            F8.1  -  RESERVOIR TEMP IN DEG FAH
  135.            F8.3  -  FRACTIONAL WATER SATURATION
  136.            F8.1  -  WELL DEPTH TO PRODUCTION INTERVAL IN FEET
  137.            F8.3  -  TUBING I.D. IN INCHES
  138.            I8    -  BTU VALUE OF ONE STANDARD CUBIC FOOT OF GAS
  139.  
  140.  LINE 8:   I8    -  FLOW OPTION
  141.                       0 = HISTORY MATCHING MODE
  142.                       1 = NO CHOKE AT SURFACE
  143.                       3 = CHOKE AT SURFACE
  144.            I8    -  PRESSURE DISTRIBUTION OPTION
  145.                       0 = DON'T PRINT PRESSURE DISTRIBUTION OF GRID
  146.                       1 = PRINT PRESSURE DISTRIBUTION FOR EACH TIME STEP
  147.            I8    -  NUMBER OF GRIDS IN SIMULATOR (1 TO 49)
  148.                     I TYPICALLY USE 31 BUT YOU SHOULD USE AT LEAST 25
  149.            8X    -  FILLER
  150.            F8.2  -  PERCENT DISCOUNT RATE FOR PRESENT VALUE ANALYSIS
  151.            F8.2  -  INITIAL GAS PRICE IN $/MCF
  152.            F8.2  -  INFLATION RATE IN PERCENT PER YEAR
  153.  
  154.  LINE 9:   I8    -  NUMBER OF TIME STEPS FOR THIS LINE
  155.            F8.1  -  HOURS PER TIME STEP
  156.            F8.1  -  FLOW RATE IN MCFD
  157.                        USED WHEN FLOW OPTION = 0
  158.            F8.1  -  PIPELINE OR GATHERING LINE PRESSURE IN PSIA
  159.                        USED WHEN FLOW OPTION = 1 OR 3
  160.            F8.1  -  OBSERVED BOTTOM HOLE PRESSURE IN PSIA
  161.                        USED WHEN FLOW OPTION = 0
  162.            3X    -  FILLER
  163.            F5.2  -  CHOKE SETTING (14.64 MEANS 14/64)
  164.                        USED WHEN FLOW OPTION = 3
  165.            F8.3  -  WET GAS GRAVITY (CAN BE LEFT BLANK)
  166.                        USED WHEN FLOW OPTION = 1 OR 3
  167.  
  168.  REPEAT LINE 9 FOR UP TO 500 TIME STEPS TO DESCRIBE TEST OR PROJECTION
  169.  
  170.  
  171.  SAMPLE DATA FILE
  172.  ----------------
  173.  
  174.     BELOW IS A COPY OF AN INPUT DATA FILE.  IT USES THE DATA FORMATS
  175.     WHICH ARE DESCRIBED ABOVE.  THIS EXAMPLE USES A CHOKE AT SURFACE.
  176.  
  177.  DEMO GAS WELL
  178.  OKLAHOMA PRODUCTION CO.
  179.  NW SEC. 00-00N-00W
  180.  ANYWHERE CO., OKLA.
  181.  010191
  182.     0.668  2108.0     4.5   1365.    0.57   .1200    18.0  0.0000
  183.    -5.317     0.0    80.0   194.0    0.20  2700.0   1.995    1000
  184.         3       0      31            15.0    1.75     5.0
  185.         1    24.0      .0   350.0     0.0   14.64    .625
  186.         3    48.0      .0   325.0     0.0   16.64    .620
  187.         2   180.0      .0   300.0     0.0   18.64    .615
  188.         1   202.5      .0   275.0     0.0   20.64    .610
  189.         5   730.5      .0   250.0     0.0   22.64    .605
  190.         6   730.5      .0   225.0     0.0   24.64    .600
  191.         2  4383.0      .0   200.0     0.0   26.64    .595
  192.         8  8766.0      .0   200.0     0.0   28.64    .590
  193.        10  8766.0      .0   200.0     0.0   32.64    .585
  194.         6 43830.0      .0   200.0     0.0   34.64    .580
  195.  
  196.  
  197.  OUTPUT FILES CREATED
  198.  --------------------
  199.  
  200.  THE PROGRAM HAS AN OPTION TO WRITE OUTPUT TO A FILE CALLED "REPT"
  201.  OR TO SEND OUTPUT DIRECTLY TO THE PRINTER.  IF YOU SEND THE OUTPUT
  202.  DIRECTLY TO THE PRINTER THEN BE SURE THAT YOUR PRINTER IS SET UP
  203.  CORRECTLY FIRST.  IF YOU WRITE THE OUTPUT TO THE "REPT" FILE THEN
  204.  A FILE CALLED "REPT" MUST ALREADY EXIST, AND THE NEW RESULTS WILL
  205.  OVERWRITE ANY PREVIOUS DATA IN THE "REPT" FILE.
  206.  
  207.  
  208.  
  209.  PRINTING OUTPUT FILES
  210.  ---------------------
  211.  
  212.  TO PRINT THE OUTPUT FILE, SIMPLY TYPE "PRINT REPT" AFTER RUNNING
  213.  THE GASMODEL PROGRAM.  BE SURE THAT YOUR PRINTER IS SET UP FIRST.
  214.  
  215.  
  216.  
  217.  
  218.                 CONSIDERATIONS WHEN RUNNING THE PROGRAM
  219.                 ---------------------------------------
  220.  
  221.  
  222.  PROGRAM LIMITATIONS
  223.  -------------------
  224.  
  225.  THIS MODEL IS DESIGNED FOR SINGLE PHASE GAS FLOW.  ITS SHOULD NOT
  226.  BE USED FOR OIL WELLS.  IT MAY NOT BE RELIABLE FOR SOLUTION GAS
  227.  AND GAS CAP RESERVOIRS.  IT IS, HOWEVER, ALSO RELIABLE FOR GAS WELLS
  228.  WHICH PRODUCE SOME WATER AND CONDENSATE.  IT CAN TYPICALLY BE USED
  229.  FOR GAS CONDENSATE WELLS FLOWING WITH GAS-LIQUID RATIOS GREATER THAN
  230.  10,000 SCF PER STB.
  231.  
  232.  
  233.  HOW TO HANDLE WATER AND CONDENSATE PRODUCTION
  234.  ---------------------------------------------
  235.  
  236.  GAS WELLS WHICH PRODUCE CONDENSATE AND/OR WATER SHOULD BE HANDLED
  237.  IN ONE OF TWO WAYS.  ONE OPTION ASSUMES THAT THE EFFECTIVE WET GAS
  238.  GRAVITY REMAINS CONSTANT.  THE SECOND OPTION ASSUMES THAT THE
  239.  EFFECTIVE WET GAS GRAVITY VARIES WITH TIME.
  240.  
  241.  OPTION 1: CONSTANT WET GAS GRAVITY
  242.  ----------------------------------
  243.  
  244.  THE INCREASED PRESSURE DROP CAUSED BY THE WATER AND/OR CONDENSATE IN
  245.  THE FLOW STRING IS ACCOUNTED FOR INTERACTIVELY BY ANSWERING "YES" TO
  246.  THE QUESTION "DOES THIS WELL PRODUCE WATER OR CONDENSATE OR BOTH?".
  247.  THEN, THE PROMPT WILL SAY "ENTER INITIAL EFFECTIVE GAS GRAVITY OF WELL
  248.  FLUID?".  THE VALUE YOU ENTER HERE SHOULD BE GREATER THAN THE DRY GAS
  249.  GRAVITY WHICH IS IN THE DATA FILE.    THE WET GAS GRAVITY WHICH IS
  250.  ENTERED WILL BE USED TO ESTIMATE THE INITIAL WELL HEAD SHUTIN PRESSURE
  251.  FROM THE INITIAL RESERVOIR PRESSURE.  IT WILL ALSO BE USED FOR ALL
  252.  PRESSURE DROP CALCULATIONS IN THE FLOW STRING.  HOWEVER, THE DRY GAS
  253.  GRAVITY WILL BE USED FOR VOLUMETRIC CALCULATIONS OF GAS IN PLACE AND
  254.  ALL OTHER CALCULATIONS.
  255.  
  256.  NOTE: THE WET GAS GRAVITY HAS NO EFFECT WHEN IN THE HISTORY MATCHING
  257.  MODE BECAUSE YOU ARE COMPARING BOTTOM HOLE PRESSURES.
  258.  
  259.  OPTION 2: VARYING WET GAS GRAVITY
  260.  ---------------------------------
  261.  
  262.  THE INCREASED PRESSURE DROP CAUSED BY THE WATER AND/OR CONDENSATE
  263.  IN THE FLOW STRING CAN ALSO BE ACCOUNTED FOR INTERACTIVELY AND
  264.  THROUGH THE DATA FILE BY ANSWERING "YES" TO THE QUESTION "DOES
  265.  THIS WELL PRODUCE WATER OR CONDENSATE OR BOTH?". THEN THE PROMPT
  266.  WILL SAY "ENTER INITIAL EFFECTIVE GAS GRAVITY OF WELL FLUID?"
  267.  THE VALUE YOU ENTER HERE SHOULD BE THE INITIAL WET GAS GRAVITY.
  268.  IT WILL BE USED TO ESTIMATE THE INITIAL WELL HEAD SHUTIN PRESSURE.
  269.  FROM THE INITIAL RESERVOIR PRESSURE.   THE INDIVIDUAL WET GAS
  270.  GRAVITIES FOR EACH TIME STEP WILL BE USED FOR PRESSURE DROP CALCULA-
  271.  TIONS IN THE FLOW STRING.  HOWEVER, THE DRY GAS GRAVITY WILL BE USED
  272.  BE USED FOR VOLUMETRIC CALCULATIONS OF GAS IN PLACE AND ALL OTHER
  273.  CALCULATIONS.
  274.  
  275.  NOTE: THE WET GAS GRAVITY HAS NO EFFECT WHEN IN THE HISTORY MATCHING
  276.  MODE BECAUSE YOU ARE COMPARING BOTTOM HOLE PRESSURES.
  277.  
  278.  
  279.  MODIFYING TOTAL COMPRESSIBILITY
  280.  -------------------------------
  281.  
  282.  ANOTHER OPTION WHICH OCCURS INTERACTIVELY DURING PROGRAM EXECUTION
  283.  IS IN THE FORM OF THE QUESTION "DO YOU WANT TO ADJUCT CT?", WHERE
  284.  CT REPRESENTS TOTAL COMPRESSIBILITY.  IF YOU ANSWER "YES" THEN IT
  285.  WILL ASK YOU TWO ADDITIONAL QUESTIONS:
  286.  
  287.      (1) "ENTER SG FRACTION DESIRED FOR CT CALCULATION?"
  288.          - WHERE SG IS GAS SATURATION TERM IN CT CALCULATION
  289.  
  290.      (2) "ENTER VALUE DESIRED FOR CR"
  291.          - WHERE CR IS ROCK COMPRESSIBILITY IN CT CALCULATION
  292.  
  293.  ADJUSTING THESE VALUES WILL HAVE NO EFFECT ON THE GAS IN PLACE, BUT
  294.  IT WILL ADJUST THE TIMING OF THE GAS DELIVERABILITIES.  THIS OPTION
  295.  WOULD BE USED VARY RARELY.  ONE POSSIBLE USE WOULD BE IN A DEEP HIGH
  296.  PRESSURE GAS WELL WHERE ROCK COMPRESSIBILITY BECOMES A MORE CRITICAL
  297.  TERM IN TOTAL COMPRESSIBILITY.  THE PROGRAM WILL AUTOMATICALLY
  298.  CALCULATE ROCK COMPRESSIBLITY BASED ON AN EMPIRICAL CORRELATION,
  299.  AND THIS CAN BE OVERRIDED HERE.
  300.  
  301.  
  302.  RESTRICTING PRODUCTION TO PERCENT OF CAPACITY
  303.  ---------------------------------------------
  304.  
  305.  ANOTHER OPTION WHICH OCCURS INTERACTIVELY DURING PROGRAM EXECUTION IS
  306.  IN THE FORM OF THE QUESTION "DO YOU WANT TO RESTRICT PRODUCTION?".
  307.  IT ONLY APPEARS WHEN THE FLOW OPTION = 1 (I.E. FLOW WITH NO CHOKE).
  308.  
  309.  THE PURPOSE OF THIS OPTION IS TO PERMIT YOU TO MAKE A LONG TERM FORECAST
  310.  OF THE WELL ASSUMING YOU FLOW THE WELL AT A CONSTANT PERCENT OF MAXIMUM
  311.  CAPACITY.  THIS IS TYPICAL OF MANY GAS PURCHASE CONTRACTS WHICH STATE
  312.  THAT THE TAKES WILL BE 75% OF DELIVERABILITY, OR WHATEVER.  IF YOU
  313.  WANTED 75% OF DELIVERABILITY, THEN ANSWER ".75" WHEN IT ASKS FOR THE
  314.  FRACTIONAL CAPACITY YOU WANT.
  315.  
  316.  THIS OPTION WILL IGNORE THE LINE PRESSURES FOR EACH TIME STEP, BUT
  317.  YOU NEED TO AT LEAST HAVE LINE PRESSURES WHICH ARE GREATER THAN ZERO
  318.  FOR THE PROGRAM TO RUN.
  319.  
  320.  
  321.  PRINTING PRESSURE DISTRIBUTION BY GRID BLOCK FOR EACH TIME STEP
  322.  ---------------------------------------------------------------
  323.  
  324.  THE "PRINT OPTION" WHICH IS CONTROLLED BY THE SECOND COLUMN ON LINE 8
  325.  IS USUALLY SET TO 0 (ZERO).  IF IT IS SET TO 1, THEN A PRESSURE
  326.  DISTRIBUTION WITHIN THE RESERVOIR WILL BE PRINTED AFTER EACH TIME STEP.
  327.  ONE PRESSURE VALUE WILL BE PRINTED FOR EACH GRID BLOCK FOR EACH TIME STEP.
  328.  THIS CAUSES A LOT MORE DETAIL TO BE PRINTED, BUT CAN BE INVALUABLE TO
  329.  DETERMINE WHAT THE PRESSURES ARE A GIVEN DISTANCE FROM THE WELLBORE AT
  330.  ANY TIME. A TYPICAL APPLICATION FOR THE USE OF THE PRESSURE DISTRIBUTIONIS OF
  331.  WITHIN THE WELL IS THE DESIGN AND ANALYSIS OF INTERFERENCE TESTS.
  332.  ANOTHER APPLICATION OF THE PRESSURE DISTRIBUTION WOULD BE TO ESTIMATE
  333.  WHAT THE INITIAL PRESSURE OF AN OFFSET WELL WOULD BE IF IT WAS PARTAILLY
  334.  PRESSURE DEPLETED BY THIS WELL.
  335.  
  336.  DRAINAGE RADIUS (ACRES VS FEET)
  337.  -------------------------------
  338.  
  339.  NOTE THAT THE INPUT DATA FILE USES DRAINAGE RADIUS IN FEET INSTEAD
  340.  OF ACRES.  THE PROGRAM ASSUMES A CIRCULAR RESERVOIR.  SOME COMMON
  341.  CONVERSIONS ARE:
  342.  
  343.                    ACRES      RE
  344.                   ------    ----
  345.                     10       372
  346.                     20       527
  347.                     40       745
  348.                     80      1053
  349.                    160      1489
  350.                    200      1665
  351.                    320      2106
  352.                    640      2979
  353.  
  354.  
  355.  NON-DARCY TURBULENCE FACTOR (F)
  356.  -------------------------------
  357.  
  358.  FOR THEORETICAL BACKGROUND ON THE NON-DARCY FLOW COEFFICIENT (F)
  359.  REFER TO THE FOLLOWING REFERENCES:
  360.  
  361.     1. FUNDAMENTALS OF RESERVOIR ENGINEERING, DAKE.
  362.     2. THEORY AND PRACTICE OF THE TESTING OF GAS WELLS, ERCB, 1975.
  363.     3. PREDICTION OF GAS WELL PERFORMANCE INCLUDING THE EFFECT OF
  364.        NON-DARCY FLOW, JOURNAL OF PETR. TECH., JULY 1962, PP. 791-798,
  365.        SWIFT AND KIEL.
  366.     4. USE OF OPEN FLOW POTENTIAL TEST DATA IN DETERMINING FORMATION
  367.        CAPACITY AND SKIN FACTOR, JOURNAL OF PETR. TECH., JULY 1971,
  368.        PP. 879-887, ESSIS AND THOMAS.
  369.  
  370.  I USUALLY LET THE TURBULENCE FACTOR = 0.0 EXCEPT WHEN ANALYZING VERY
  371.  SHORT TERM TESTS SUCH AS A FOUR POINT TEST.
  372.  
  373.