KR102599460B1 - Test method for esp and tubing monitoring system reflecting production conditions and obstacle elements in oil and gas wells(tubing leakage) - Google Patents
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Abstract
본 발명은 유가스정 지중 생산 조건 및 장애 요소를 반영한 ESP 및 튜빙 모니터링 시스템의 시험 방법에 관한 것이다. 더욱 상세하게는 ESP와 튜빙을 포함하는 유가스정 생산 시스템에 대해서 지중 생산 조건 및 장애 요소에 따른 생산성 향상 메커니즘 및 성능 저하 영향인자를 도출할 수 있는 유가스정 지중 생산 조건 및 장애 요소를 반영한 ESP 및 튜빙 모니터링 시스템의 시험 방법에 관한 것이다. 이를 위한 본 발명에 따른 ESP 및 튜빙 모니터링 시스템의 시험 방법은 지중 생산 조건 및 장애 요소가 반영되도록 시험 조건을 설정하는 단계와, 상기 유가스 공급 모사부와 상기 유가스 생산 모사부를 동작시키는 단계와, 상기 모니터링부를 통해 상기 유가스 생산 모사부의 상태를 확인하는 단계 및 상기 유가스 생산 모사부의 상태를 확인하면서 상기 전송 부재의 누설 상태를 검출하는 단계를 포함한다.The present invention relates to a test method for an ESP and tubing monitoring system that reflects oil gas well underground production conditions and obstacles. More specifically, ESP and tubing that reflect the oil gas well underground production conditions and obstacles can be derived from the productivity improvement mechanism and performance degradation influencing factors according to underground production conditions and obstacles for the oil gas well production system including ESP and tubing. This relates to testing methods for monitoring systems. For this purpose, the test method of the ESP and tubing monitoring system according to the present invention includes setting test conditions to reflect underground production conditions and obstacles, operating the oil gas supply simulation unit and the oil gas production simulation unit, It includes the step of checking the state of the oil gas production simulation unit through the monitoring unit and the step of detecting a leakage state of the transmission member while checking the state of the oil gas production simulation unit.
Description
본 발명은 유가스정 지중 생산 조건 및 장애 요소를 반영한 ESP 및 튜빙 모니터링 시스템의 시험 방법에 관한 것이다. 더욱 상세하게는 ESP와 튜빙을 포함하는 유가스정 생산 시스템에 대해서 지중 생산 조건 및 장애 요소에 따른 생산성 향상 메커니즘 및 성능 저하 영향인자를 도출할 수 있는 유가스정 지중 생산 조건 및 장애 요소를 반영한 ESP 및 튜빙 모니터링 시스템의 시험 방법에 관한 것이다.The present invention relates to a test method for an ESP and tubing monitoring system that reflects oil gas well underground production conditions and obstacles. More specifically, ESP and tubing that reflect the oil gas well underground production conditions and obstacles can be derived from the productivity improvement mechanism and performance degradation influencing factors according to underground production conditions and obstacles for the oil gas well production system including ESP and tubing. This relates to testing methods for monitoring systems.
일반적으로 저류층의 생산성을 향상시키기 위한 인공채유법은 전 세계 생산정의 95%에 적용되고 있으며, 특히 ESP(Electrical Submersible Pump)는 전통 유전, 가스전뿐만 아니라 비전통 유전, 가스전에서도 많이 활용되고 있다.In general, artificial oil extraction methods to improve reservoir productivity are applied to 95% of production wells around the world, and in particular, ESP (Electrical Submersible Pump) is widely used in traditional oil and gas fields as well as unconventional oil and gas fields.
이러한 ESP는 과열, 마모, 부식 등에 의해 펌프 성능과 수명이 감소하며, 노후된 펌프 교체에 따른 추가 비용과 생산 중단이 발생하기 때문에 ESP 수명 예측이 중요하다.The pump performance and lifespan of these ESPs decrease due to overheating, wear, corrosion, etc., and replacement of old pumps results in additional costs and production interruption, so predicting ESP lifespan is important.
또한, 튜빙(Tubing)의 경우에도 노후화로 인해 예상하지 못한 누설(Leakage) 등의 문제가 생기게 되면 생산량의 손실 및 튜빙 교체에 따른 추가 비용과 생산 중단이 발생하기 때문에 이를 사전에 파악하는 것이 중요하다.Additionally, in the case of tubing, if unexpected problems such as leakage occur due to aging, loss of production, additional costs due to tubing replacement, and production interruption may occur, so it is important to identify this in advance. .
이에 다양한 고장사례 조사를 통해 ESP 및 튜빙의 고장 발생 메커니즘과 성능저하 영향인자를 분석하는 것이 필요하다. 이러한 ESP 및 튜빙의 정상상태 및 고장에 따른 성능저하를 파악하기 위해서는 실험실 규모의 플로우 루프(Flow Loop) 실험이 이루어져야 하며, 또한 ESP 및 튜빙의 성능 분석에 필요한 유동 실험변수를 분류하고 실험 범위를 설계하는 것이 필요하다.Accordingly, it is necessary to analyze the failure mechanisms and performance degradation factors of ESP and tubing by investigating various failure cases. In order to determine the normal state of the ESP and tubing and the performance degradation due to failure, a laboratory-scale flow loop experiment must be conducted. Additionally, the flow experiment variables required for performance analysis of the ESP and tubing must be classified and the experiment range designed. It is necessary to do
다만, 현재까지는 이러한 ESP 및 튜빙의 성능 분석이 가능한 설비 및 이를 이용한 시험 방법이 없으므로 이에 대한 마련이 시급한 실정이다.However, to date, there is no equipment capable of analyzing the performance of such ESP and tubing, nor a test method using the same, so preparation for this is urgently needed.
본 발명에서 해결하고자 하는 기술적 과제는 ESP와 튜빙을 포함하는 유가스정 생산 시스템에 대해서 지중 생산 조건 및 장애 요소에 따른 생산성 향상 메커니즘 및 성능 저하 영향인자를 도출할 수 있는 유가스정 지중 생산 조건 및 장애 요소를 반영한 ESP 및 튜빙 모니터링 시스템의 시험 방법을 제공하는 것이다.The technical problem to be solved by the present invention is the underground production conditions and obstacles of an oil gas well that can derive productivity improvement mechanisms and performance degradation influencing factors according to underground production conditions and obstacles for an oil gas well production system including ESP and tubing. It provides a test method for the ESP and tubing monitoring system that reflects the
본 발명에서 해결하고자 하는 기술적 과제는 여기에 제한되지 않으며, 언급되지 않은 다른 기술적 과제는 아래의 기재로부터 통상의 기술자에게 명확하게 이해될 수 있을 것이다.The technical problem to be solved by the present invention is not limited to this, and other technical problems not mentioned will be clearly understood by those skilled in the art from the description below.
상기한 기술적 과제를 해결하기 위한 본 발명에 따른 ESP 및 튜빙 모니터링 시스템의 시험 방법은 유가스 공급 상태를 모사하는 유가스 공급 모사부와, 상기 유가스 공급 모사부를 통해 공급되는 유가스를 생산하는 생산 부재 및 생산된 상기 유가스를 전송하는 전송 부재가 구비된 유가스 생산 모사부와, 유가스 생산 시 상기 유가스 생산 모사부의 상태를 감지하는 감지부와, 상기 감지부로부터 전송되는 신호를 이용해서 상기 유가스 생산 모사부의 상태를 확인하는 모니터링부를 포함하는 ESP 및 튜빙 모니터링 시스템의 시험 방법에 있어서, 지중 생산 조건 및 장애 요소가 반영되도록 시험 조건을 설정하는 단계와, 상기 유가스 공급 모사부와 상기 유가스 생산 모사부를 동작시키는 단계와, 상기 모니터링부를 통해 상기 유가스 생산 모사부의 상태를 확인하는 단계 및 상기 유가스 생산 모사부의 상태를 확인하면서 상기 전송 부재의 누설 상태를 검출하는 단계를 포함한다.The test method of the ESP and tubing monitoring system according to the present invention to solve the above technical problems includes an oil gas supply simulation unit that simulates the oil gas supply state, and a production unit that produces oil gas supplied through the oil gas supply simulation unit. An oil gas production simulation unit equipped with a transmission member for transmitting the member and produced oil gas, a detection unit for detecting the state of the oil gas production simulation unit when producing oil gas, and a signal transmitted from the detection unit In the test method of the ESP and tubing monitoring system including a monitoring unit for checking the status of the oil gas production simulation unit, setting test conditions to reflect underground production conditions and obstacles, the oil gas supply simulation unit and the It includes operating the oil gas production simulation unit, checking the state of the oil gas production simulation unit through the monitoring unit, and detecting a leakage state of the transmission member while checking the state of the oil gas production simulation unit.
이때, 상기 유가스 공급 모사부에는 액체 상태의 제1 유체를 공급하는 제1 유체 공급 부재와, 기체 상태의 제2 유체를 공급하는 제2 유체 공급 부재, 및 고체 상태의 이물질을 공급하는 이물질 공급 부재가 구비되고, 상기 생산 부재는 상기 유가스 공급 모사부를 통해 공급되는 상기 제1 유체, 상기 제2 유체, 및 상기 이물질이 포함된 상기 유가스를 생산하되, 상기 지중 생산 조건 및 장애 요소가 반영되도록 시험 조건을 설정하는 단계는, 상기 생산 부재의 기본 동작 조건을 먼저 설정하는 단계를 포함할 수 있다.At this time, the oil gas supply simulation unit includes a first fluid supply member for supplying a first fluid in a liquid state, a second fluid supply member for supplying a second fluid in a gaseous state, and a foreign material supply member for supplying foreign materials in a solid state. A member is provided, and the production member produces the oil gas containing the first fluid, the second fluid, and the foreign substances supplied through the oil gas supply simulation unit, and reflects the underground production conditions and obstacles. The step of setting the test conditions as much as possible may include first setting the basic operating conditions of the production member.
이때, 상기 유가스 공급 모사부에는 상기 유가스가 흐르는 공급 파이프 부재가 구비되고, 상기 생산 부재에는 상기 공급 파이프 부재를 통해 공급되는 상기 유가스가 내부로 직접 공급되도록 상기 공급 파이프 부재가 직접 연결되는 공급 포트와, 가압된 상기 유가스가 배출되도록 배출 파이프 부재와 직접 연결되는 배출 포트가 구비되며, 상기 전송 부재에는 상기 배출 파이프 부재와 연통되어 상기 유가스가 이동하는 내측 튜브와, 상기 내측 튜브의 외부에 구비되어 상기 내측 튜브를 승온 및 가압하는 외측 튜브가 구비되되, 상기 생산 부재의 기본 동작 조건을 설정하는 단계는, 상기 제1 유체 공급 부재를 통해 액체 상태의 상기 제1 유체만 공급하는 상태에서 상기 공급 포트를 통과하는 상기 유가스의 공급 압력과 상기 배출 포트를 통과하는 상기 유가스의 배출 압력의 차이인 상승 압력을 통해 상기 생산 부재의 기본 동작 조건을 설정하는 단계를 포함할 수 있다.At this time, the oil gas supply simulation unit is provided with a supply pipe member through which the oil gas flows, and the production member has a supply port to which the supply pipe member is directly connected so that the oil gas supplied through the supply pipe member is directly supplied to the inside. and a discharge port directly connected to the discharge pipe member so that the pressurized oil gas is discharged. The transmission member is provided with an inner tube in communication with the discharge pipe member through which the oil gas moves, and is provided on the outside of the inner tube. An outer tube is provided to heat and pressurize the inner tube, and the step of setting basic operating conditions of the production member includes supplying only the first fluid in a liquid state through the first fluid supply member to the supply port. It may include setting the basic operating conditions of the production member through the rising pressure that is the difference between the supply pressure of the oil gas passing through and the discharge pressure of the oil gas passing through the discharge port.
이때, 상기 생산 부재의 기본 동작 조건을 설정하는 단계는, 상기 생산 부재에 공급되는 상기 제1 유체의 공급 유량 증가에 따른 상기 상승 압력의 경향을 확인해서 상기 생산 부재에 공급될 수 있는 상기 제1 유체의 최대 유량과, 상기 상승 압력의 최대값을 상기 생산 부재의 기본 동작 조건으로 설정하는 단계를 더 포함할 수 있다.At this time, the step of setting the basic operating conditions of the production member includes checking the tendency of the rising pressure according to an increase in the supply flow rate of the first fluid supplied to the production member to determine the first fluid that can be supplied to the production member. It may further include setting the maximum flow rate of fluid and the maximum value of the rising pressure as basic operating conditions of the production member.
이때, 상기 지중 생산 조건 및 장애 요소가 반영되도록 시험 조건을 설정하는 단계는, 상기 내측 튜브를 이동하는 상기 유가스가 외부로 유출되도록 상기 내측 튜브의 내부와 외부를 연통시키는 연통홀이 구비된 누설 테스트 부재를 설치하는 단계를 더 포함할 수 있다.At this time, the step of setting test conditions to reflect the underground production conditions and obstacles includes a leakage test provided with a communication hole that communicates the inside and outside of the inner tube so that the oil gas moving in the inner tube flows out to the outside. The step of installing a member may be further included.
이때, 상기 누설 테스트 부재를 설치하는 단계는, 내부에는 상기 연통홀이 형성되고, 외부에는 나사산이 형성된 누설 테스트 부재를 상기 내측 튜브에 형성된 대응 나사산에 나사 결합하는 단계일 수 있다.At this time, the step of installing the leakage test member may be a step of screwing the leakage test member, which has the communication hole formed on the inside and a thread on the outside, to the corresponding thread formed on the inner tube.
이때, 상기 지중 생산 조건 및 장애 요소가 반영되도록 시험 조건을 설정하는 단계는, 상기 내측 튜브의 외부로 유출되는 상기 유가스의 누설량이 증가하도록 상기 연통홀의 직경을 증가시키는 단계를 더 포함할 수 있다.At this time, the step of setting test conditions to reflect the underground production conditions and obstacles may further include increasing the diameter of the communication hole to increase the amount of leakage of the oil gas flowing out of the inner tube. .
이때, 상기 모니터링부를 통해 상기 유가스 생산 모사부의 상태를 확인하는 단계는, 상기 내측 튜브를 통해 상기 유가스가 유출되는 상태에서 상기 공급 포트와 상기 배출 포트를 경유하는 상기 유가스의 진동과 소리를 감지하는 진동 감지 부재와 음향 감지 부재를 통해 상기 유가스 생산 모사부의 상태를 확인하는 단계를 포함할 수 있다.At this time, the step of checking the state of the oil gas production simulation unit through the monitoring unit detects vibration and sound of the oil gas passing through the supply port and the discharge port while the oil gas is flowing out through the inner tube. It may include the step of checking the state of the oil gas production simulation unit through a vibration sensing member and a sound sensing member.
이때, 상기 모니터링부를 통해 상기 유가스 생산 모사부의 상태를 확인하는 단계는, 상기 내측 튜브를 통해 상기 유가스가 유출되는 상태에서 상기 내측 튜브의 일단을 경유하는 상기 유가스의 소리와, 상기 내측 튜브의 타단을 경유하는 상기 유가스의 소리를 감지하는 음향 감지 부재를 통해 상기 유가스 생산 모사부의 상태를 확인하는 단계를 더 포함할 수 있다.At this time, the step of checking the state of the oil gas production simulation unit through the monitoring unit includes the sound of the oil gas passing through one end of the inner tube in a state in which the oil gas flows out through the inner tube, and the sound of the oil gas flowing through the inner tube. It may further include checking the state of the oil gas production simulation unit through an acoustic sensing member that detects the sound of the oil gas passing through the other end.
상기한 구성을 갖는 본 발명의 ESP 및 튜빙 모니터링 시스템의 시험 방법에 의하면 실제 생산 현장과 동일하게 액체 상태 및 기체 상태의 유체와 고체 상태의 이물질이 생산 부재로 공급된 후 전송 부재를 통해 이동하는 과정에서 발생할 수 있는 성능저하 영향인자를 정확하게 도출할 수 있고, 이를 반영하여 생산성 향상을 위한 메커니즘 도출이 가능하게 된다.According to the test method of the ESP and tubing monitoring system of the present invention having the above configuration, a process in which liquid and gaseous fluids and solid foreign substances are supplied to the production member and then move through the transmission member, just as in an actual production site. It is possible to accurately derive factors affecting performance degradation that may occur, and by reflecting this, it is possible to derive a mechanism for improving productivity.
또한, 모래와 같은 고체 상태의 이물질로 인해 생산 부재가 손상될 때의 신호를 확인하고, 실제 생산 현장에서 확인되는 신호의 유사성을 비교하여 생산 부재의 고장 및 교체 시기를 예측함으로써 유가스 생산 현장과 같은 높은 단가에서의 시간 손실 및 비용 손실을 최소화하여 운영의 극대화를 도모할 수 있게 된다.In addition, signals when production members are damaged due to solid foreign substances such as sand are confirmed, and the similarity of signals confirmed at the actual production site is compared to predict the failure and replacement time of the production member, thereby It is possible to maximize operations by minimizing time and cost losses at the same high unit price.
본 발명의 효과는 상기한 효과로 한정되는 것은 아니며, 본 발명의 상세한 설명 또는 청구범위에 기재된 발명의 구성으로부터 추론 가능한 모든 효과를 포함하는 것으로 이해되어야 한다.The effects of the present invention are not limited to the effects described above, and should be understood to include all effects that can be inferred from the configuration of the invention described in the detailed description or claims of the present invention.
도 1은 본 발명에 따른 ESP 및 튜빙 모니터링 시스템의 시험 방법을 도시한 순서도이다.
도 2는 본 발명에 따른 ESP 및 튜빙 모니터링 시스템의 개략도이다.
도 3은 본 발명에 따른 생산 부재의 기본 동작 조건을 먼저 설정하는 단계를 도시한 순서도이다.
도 4는 본 발명에 따른 생산 부재를 도시한 단면도이다.
도 5는 본 발명에 따른 제2 유체 공급 부재를 도시한 개략도이다.
도 6은 본 발명에 따른 이물질 공급 부재를 도시한 개략도이다.
도 7은 본 발명에 따른 전송 부재를 도시한 단면도이다.
도 8은 본 발명에 따른 순환부를 도시한 단면도이다.
도 9는 본 발명에 따른 지중 생산 조건 및 장애 요소가 반영되도록 시험 조건을 설정하되, 내측 튜브의 누설 시험 조건을 설정하는 단계를 도시한 순서도이다.
도 10은 본 발명에 따른 모니터링부를 통해 유가스 생산 모사부의 상태를 확인하는 단계를 도시한 순서도이다.1 is a flowchart showing a test method of the ESP and tubing monitoring system according to the present invention.
Figure 2 is a schematic diagram of an ESP and tubing monitoring system according to the present invention.
Figure 3 is a flowchart showing the steps of first setting the basic operating conditions of the production member according to the present invention.
Figure 4 is a cross-sectional view showing a production member according to the present invention.
Figure 5 is a schematic diagram showing a second fluid supply member according to the present invention.
Figure 6 is a schematic diagram showing a foreign matter supply member according to the present invention.
Figure 7 is a cross-sectional view showing a transmission member according to the present invention.
Figure 8 is a cross-sectional view showing a circulation unit according to the present invention.
Figure 9 is a flowchart showing the steps of setting test conditions to reflect underground production conditions and obstacles according to the present invention, and setting leakage test conditions of the inner tube.
Figure 10 is a flowchart showing the steps of checking the status of the oil gas production simulation unit through the monitoring unit according to the present invention.
이하, 첨부한 도면을 참고로 하여 본 발명의 실시예에 대하여 본 발명이 속하는 기술분야에서 통상의 지식을 가진 자가 용이하게 실시할 수 있도록 상세히 설명한다. 본 발명은 여러 가지 상이한 형태로 구현될 수 있으며 여기에서 설명하는 실시예에 한정되지 않는다. 도면에서 본 발명을 명확하게 설명하기 위해서 설명과 관계없는 부분은 생략하였으며, 명세서 전체를 통하여 동일 또는 유사한 구성요소에 대해서는 동일한 참고부호를 붙였다.Hereinafter, with reference to the attached drawings, embodiments of the present invention will be described in detail so that those skilled in the art can easily implement the present invention. The present invention may be implemented in many different forms and is not limited to the embodiments described herein. In order to clearly explain the present invention in the drawings, parts not related to the description are omitted, and identical or similar components are given the same reference numerals throughout the specification.
본 명세서에서, "포함하다" 또는 "가지다" 등의 용어는 명세서상에 기재된 특징, 숫자, 단계, 동작, 구성 요소, 부품 또는 이들을 조합한 것이 존재함을 지정하려는 것이지, 하나 또는 그 이상의 다른 특징들이나 숫자, 단계, 동작, 구성 요소, 부분품 또는 이들을 조합한 것들의 존재 또는 부가 가능성을 미리 배제하지 않는 것으로 이해되어야 한다. 또한, 층, 막, 영역, 판 등의 부분이 다른 부분 "위에" 있다고 할 경우, 이는 다른 부분 "바로 위에" 있는 경우뿐만 아니라 그 중간에 또 다른 부분이 있는 경우도 포함한다. 반대로 층, 막, 영역, 판 등의 부분이 다른 부분 "아래에" 있다고 할 경우, 이는 다른 부분 "바로 아래에" 있는 경우뿐만 아니라 그 중간에 또 다른 부분이 있는 경우도 포함한다.In this specification, terms such as “comprise” or “have” are intended to designate the presence of features, numbers, steps, operations, components, parts, or combinations thereof described in the specification, but are not intended to indicate the presence of one or more other features. It should be understood that this does not exclude in advance the possibility of the existence or addition of elements, numbers, steps, operations, components, parts, or combinations thereof. Additionally, when a part of a layer, membrane, region, plate, etc. is said to be “on” another part, this includes not only cases where it is “directly above” the other part, but also cases where there is another part in between. Conversely, when a part of a layer, membrane, region, plate, etc. is said to be “beneath” another part, this includes not only cases where it is “immediately below” another part, but also cases where there is another part in between.
도 1은 본 발명에 따른 ESP 및 튜빙 모니터링 시스템의 시험 방법을 도시한 순서도이고, 도 2는 본 발명에 따른 ESP 및 튜빙 모니터링 시스템의 개략도이고, 도 3은 본 발명에 따른 생산 부재의 기본 동작 조건을 먼저 설정하는 단계를 도시한 순서도이고, 도 4는 본 발명에 따른 생산 부재를 도시한 단면도이고, 도 5는 본 발명에 따른 제2 유체 공급 부재를 도시한 개략도이고, 도 6은 본 발명에 따른 이물질 공급 부재를 도시한 개략도이고, 도 7은 본 발명에 따른 전송 부재를 도시한 단면도이며, 도 8은 본 발명에 따른 순환부를 도시한 단면도이다.Figure 1 is a flowchart showing a test method of the ESP and tubing monitoring system according to the present invention, Figure 2 is a schematic diagram of the ESP and tubing monitoring system according to the present invention, and Figure 3 is the basic operating conditions of the production member according to the present invention. is a flowchart showing the steps of first setting, Figure 4 is a cross-sectional view showing a production member according to the present invention, Figure 5 is a schematic diagram showing a second fluid supply member according to the present invention, and Figure 6 is a schematic diagram showing the second fluid supply member according to the present invention. It is a schematic diagram showing a foreign matter supply member according to the present invention, Figure 7 is a cross-sectional view showing a transmission member according to the present invention, and Figure 8 is a cross-sectional view showing a circulation unit according to the present invention.
도 1에 도시된 바와 같이, 본 발명에 따른 ESP 및 튜빙 모니터링 시스템의 시험 방법은 지중 생산 조건 및 장애 요소가 반영되도록 시험 조건을 설정하는 단계(S100)와, 유가스 공급 모사부(100)와 유가스 생산 모사부(200)를 동작시키는 단계(S200)와, 모니터링부(300)를 통해 유가스 생산 모사부(200)의 상태를 확인하는 단계(S300) 및 유가스 생산 모사부(200)의 상태를 확인하면서 전송 부재(220)의 누설 상태를 검출하는 단계(S400)를 포함한다. 이때, ESP 및 튜빙 모니터링 시스템은 액체 상태의 제1 유체를 공급하는 제1 유체 공급 부재(110)와, 기체 상태의 제2 유체를 공급하는 제2 유체 공급 부재(120), 및 고체 상태의 이물질을 공급하는 이물질 공급 부재(130)가 구비된 유가스 공급 모사부(100)와, 이러한 유가스 공급 모사부(100)를 통해 공급되는 제1 유체, 제2 유체, 및 이물질이 포함된 유가스를 생산하는 생산 부재(210)와, 생산 부재(210)를 통해 생산된 유가스를 전송하는 전송 부재(220)가 구비된 유가스 생산 모사부(200)와, 유가스 생산 시 생산 부재(210)와 전송 부재(220)의 상태를 감지하는 감지부(400), 및 이러한 감지부(400)로부터 전송되는 신호를 이용해서 생산 부재(210)와 전송 부재(220)의 상태를 확인하는 모니터링부(300)를 포함할 수 있다.As shown in Figure 1, the test method of the ESP and tubing monitoring system according to the present invention includes the steps of setting test conditions to reflect underground production conditions and obstacles (S100), an oil gas
전술한 유가스 공급 모사부(100)는 전통 유전/가스전뿐만 아니라 셰일 가스와 같은 비전통 유전/가스전을 모사할 수 있도록 구성될 수 있다.The above-described oil and gas
셰일 가스의 경우 탄화수소가 풍부한 셰일층에서 개발, 생산되는 천연가스로서, 보통의 천연가스는 셰일층에서 생성된 뒤 지표면으로 이동해서 한 군데에 고여 있는 반면, 셰일 가스는 가스가 투과하지 못하는 암석층에 막혀서 이동하지 못한 채 셰일층에 갇혀 있는 가스이므로 유가스 공급 모사부(100)는 이러한 환경을 모사할 수 있도록 구성되는 것이 바람직하다.In the case of shale gas, it is a natural gas developed and produced from a shale layer rich in hydrocarbons. While ordinary natural gas is produced in a shale layer and then moves to the surface and is stagnant in one place, shale gas moves after being blocked by a rock layer that does not allow gas to permeate. Since the gas is trapped in the shale layer without being able to do so, it is preferable that the oil gas
유가스 공급 모사부(100)를 통해 이러한 환경이 모사된 상태에서 유가스 생산 모사부(200)는 제1 유체, 제2 유체, 및 이물질이 포함된 유가스를 생산해서 전송하게 되며, 이를 위해 유가스 생산 모사부(200)는 유가스를 생산하는 생산 부재(210)와, 생산 부재(210)를 통해 생산된 유가스를 전송하는 전송 부재(220)가 구비된다. 이러한 생산 부재(210)는 앞서 살펴본 ESP(Electrical Submersible Pump)가 사용될 수 있으나, 셰일 가스와 같은 기체 상태의 가스와 액체 상태의 유체가 혼합된 상태에서 생산이 가능한 구성이라면 다른 종류의 펌프를 사용하는 것도 가능하다.In a state where this environment is simulated through the oil gas
또한, 셰일 가스를 생산하는 과정에서 성능에 영향을 미칠 수 있는 인자를 도출하기 위해서는 실제 셰일 가스 생산 상태를 정확하게 모사할 필요가 있다. 즉, 셰일 가스는 암석의 미세한 틈새에 넓게 퍼져 있는 것이 특징이므로 기존의 천연 가스와 같은 수직 시추는 불가능하고, 수평 시추와 같은 방식으로 생산이 가능하므로 유가스 공급 모사부(100)를 통해 이와 같은 수평 시추 상황을 정확하게 모사한 상태에서 유가스 생산 모사부(200)를 통해 유가스 생산이 가능하도록 구성하는 것이 바람직하다.Additionally, in order to derive factors that may affect performance during the shale gas production process, it is necessary to accurately simulate actual shale gas production conditions. In other words, shale gas is characterized by being widely spread in the fine crevices of rocks, so vertical drilling like existing natural gas is impossible, and it can be produced in a manner such as horizontal drilling, so it can be produced through the oil gas
특히, 기체 상태의 제2 유체와 고체 상태의 이물질이 생산 부재(210)로 공급될 수 있도록 함으로써 지중 장애요소에 해당하는 가스의 양(Gas Volume), 모래(Sand) 등의 이물질 양을 모사하여 생산 부재(210)와 전송 부재(220)에 어떠한 영향을 미치는지에 대한 확인이 가능하게 된다.In particular, by allowing the second fluid in gaseous state and foreign matter in solid state to be supplied to the
이때, 유가스 생산 시 생산 부재(210)와 전송 부재(220)의 상태를 감지하는 감지부(400), 및 이러한 감지부(400)로부터 전송되는 신호를 이용해서 생산 부재(210)와 전송 부재(220)의 상태를 확인하는 모니터링부(300)가 구비되며, 이를 통해 실제 생산 현장과 동일하게 액체 및 기체 상태의 유체와 고체 상태의 이물질이 포함된 상태에서 유가스를 생산하면서 이를 모니터링 할 수 있으므로 실제 생산 현장에서 발생할 수 있는 성능저하 영향인자를 정확하게 도출할 수 있고, 이를 반영하여 생산성 향상을 위한 메커니즘 도출이 가능하게 된다.At this time, during oil gas production, a
아울러 전술한 모니터링부(300)는 전송되는 신호를 컴퓨터에 연결하여 데이터 저장 신호를 PCL(Programmable Logic Controller)로 받아서 컴퓨터에 데이터를 저장하도록 구성하는 것도 가능하다.In addition, the above-described
이때, 상기한 지중 생산 조건 및 장애 요소가 반영되도록 시험 조건을 설정하는 단계(S100)는 생산 부재(210)의 기본 동작 조건을 먼저 설정하는 단계(S110)를 포함할 수 있다.At this time, the step of setting test conditions to reflect the above-described underground production conditions and obstacles (S100) may include the step of first setting the basic operating conditions of the production member 210 (S110).
도 4는 본 발명에 따른 생산 부재를 도시한 단면도이고, 도 5는 본 발명에 따른 제2 유체 공급 부재를 도시한 개략도이며, 도 6은 본 발명에 따른 이물질 공급 부재를 도시한 개략도이다.Figure 4 is a cross-sectional view showing a production member according to the present invention, Figure 5 is a schematic diagram showing a second fluid supply member according to the present invention, and Figure 6 is a schematic diagram showing a foreign matter supply member according to the present invention.
도 4에 도시된 바와 같이, 전술한 생산 부재(210)에는 액체 상태의 제1 유체, 기체 상태의 제2 유체, 및 고체 상태의 이물질이 모두 혼합된 상태로 공급되며, 이를 위해 도 5에 도시된 바와 같이, 기체 상태의 제2 유체를 공급하는 제2 유체 공급 부재(120)와, 도 6에 도시된 바와 같이, 고체 상태의 이물질을 공급하는 이물질 공급 부재(130)가 구비될 수 있다.As shown in FIG. 4, the first fluid in a liquid state, the second fluid in a gaseous state, and foreign substances in a solid state are all supplied to the above-described
이때, 이물질 공급 부재(130)는 모래 기타 이물질이 수용된 이물질 탱크(131)를 포함할 수 있다. 이러한 이물질 탱크(131)는 내부를 개폐할 수 있도록 분리 가능한 커버가 구비되는 것이 바람직하며, 커버를 통해 이물질의 종류를 달리하면서 지중 생산 조건을 더욱 정확하게 모사할 수 있게 된다.At this time, the foreign
도 4에 도시된 바와 같이, 유가스 공급 모사부(100)에는 유가스가 흐르는 공급 파이프 부재(140)가 구비되고, 전술한 생산 부재(210)에는 공급 파이프 부재(140)를 통해 공급되는 유가스가 내부로 직접 공급되도록 공급 파이프 부재(140)가 직접 연결되는 공급 포트(211)가 구비될 수 있다.As shown in FIG. 4, the oil gas
즉, 생산 부재(210)에 구비된 공급 포트(211)에는 유가스 공급 모사부(100)를 통해 공급되는 액체 및 기체 상태의 유가스와 고체 상태의 이물질이 직접 공급되도록 공급 파이프 부재(140)가 직접 연결되는 것이다. 만일 유가스 및 이물질을 별도의 탱크 부재에 수용한 상태에서 생산 부재(210)를 통해 흡입하는 방식으로 시스템을 구성하게 되면 유가스가 흡입되는 과정에서 형성되는 와류 현상으로 인해 오차가 발생할 수 있으나, 전술한 바와 같이, 공급되는 액체 및 기체 상태의 유가스와 고체 상태의 이물질이 공급 포트(211)를 통해 생산 부재(210)에 직접 공급되도록 구성하면 상기한 오차 발생을 최소화할 수 있게 되어 지중 생산 조건을 정확하게 모사할 수 있으며, 지중 생산 조건에 따른 생산 부재(210) 및 전송 부재(220)의 상태를 더욱 정확하게 확인하여 정량화 할 수 있게 된다.That is, the
도 5에 도시된 바와 같이, 감지부(400)는 제2 유체 공급 부재(120)를 통해 공급되는 제2 유체의 유량을 감지하는 유량 감지 부재(410)를 포함할 수 있다. 이를 통해 지중 장애요소에 해당하는 가스의 양을 더욱 정확하게 조절할 수 있게 된다.As shown in FIG. 5 , the
또한, 도 6에 도시된 바와 같이, 유가스 공급 모사부(100)에는 이물질 공급 부재(130)를 통해 공급되는 이물질이 승온 및 가압된 상태로 공급되도록 제1 승온 부재(150)와 제1 가압 부재(160)가 구비될 수 있다. 즉, 공급되는 이물질이 지중 생산 조건에 맞게 승온 및 가압된 상태로 공급되므로 이러한 조건에 따른 생산 부재(210) 및 전송 부재(220)의 상태를 더욱 정확하게 확인하여 정량화 할 수 있게 된다.In addition, as shown in FIG. 6, the oil gas
도 7은 본 발명에 따른 전송 부재를 도시한 단면도이다.Figure 7 is a cross-sectional view showing a transmission member according to the present invention.
도 7에 도시된 바와 같이, 전송 부재(220)는 생산 부재(210)를 통해 생산되는 유가스가 이동하는 내측 튜브(221), 및 이러한 내측 튜브(221)의 외부에 구비되며, 내측 튜브(221)를 승온 및 가압하는 외측 튜브(222)를 포함할 수 있다.As shown in FIG. 7, the
이러한 내측 튜브(221)는 생산 부재(210)에 직접 연통 설치되어 생산되는 유가스가 이동하도록 구성된다.This
이때, 셰일 가스의 경우 일반적인 천연 가스와는 다르게 훨씬 깊은 위치에 존재하게 되며, 깊은 위치에서 생산되는 셰일 가스가 이동하는 과정에서 발생할 수 있는 다양한 성능저하 영향인자를 정확하게 도출하기 위해서는 내측 튜브(221)에도 셰일 가스가 매장된 깊은 위치를 반영할 필요가 있으며, 이를 위해 전술한 바와 같이, 외측 튜브(222)를 이용해서 내측 튜브(221)를 승온 및 가압하게 된다.At this time, in the case of shale gas, unlike general natural gas, it exists in a much deeper location. In order to accurately derive various performance degradation factors that may occur during the movement of shale gas produced in a deep location, the
아울러 외측 튜브(222)에는 복수 개의 분할 영역이 형성될 수 있으며, 이러한 각각의 분할 영역 별로 내측 튜브(221)를 승온 및 가압하는 정도를 달리함으로써 셰일 가스 생산 시의 상황을 더욱 정확하게 모사할 수 있게 된다.In addition, a plurality of divided areas may be formed in the
이때, 도 4에 도시된 바와 같이, 생산 부재(210)에는 내부로부터 배출되는 액체 및 기체 상태의 유가스와 고체 상태의 이물질이 내측 튜브(221)로 이동하도록 내측 튜브(221)와 연통된 배출 파이프 부재(214)가 직접 연결되는 배출 포트(212)가 구비될 수 있다. 이와 같이 구성하면 배출되는 액체 및 기체 상태의 유가스와 고체 상태의 이물질이 배출 포트(212)를 통해 직접 배출 파이프 부재(214)로 배출되므로 배출 과정에서 발생할 수 있는 오차 발생을 최소화할 수 있게 되며, 지중 생산 조건에 따른 생산 부재(210) 및 전송 부재(220)의 상태를 더욱 정확하게 확인하여 정량화 할 수 있게 된다.At this time, as shown in FIG. 4, the
이때, 도 4에 도시된 바와 같이, 감지부(400)는 공급 파이프 부재(140)를 통해 공급되는 유가스의 온도와 압력을 감지하는 제1 온도 감지 부재(420)와 제1 압력 감지 부재(430), 및 배출 파이프 부재(214)를 통해 배출되는 유가스의 온도와 압력을 감지하는 제2 온도 감지 부재(440)와 제2 압력 감지 부재(450)를 더 포함할 수 있다. 이와 같이 구성하면 공급 포트(211)와 배출 포트(212) 상호 간의 차압(Differential Pressure)을 의미하는 상승 압력(ΔP)과 온도 차이(Differential Temperature)를 통해 생산 부재(210)의 동작 상태를 정확하게 확인할 수 있게 된다.At this time, as shown in FIG. 4, the
이때, 도 7에 도시된 바와 같이, 외측 튜브(222)의 내부에는 내측 튜브(221)를 감싸면서 내측 튜브(221)를 승온 및 가압하는 작동 유체가 수용되고, 유가스 생산 모사부(200)에는 작동 유체를 승온 및 가압하기 위한 제2 승온 부재(230)와 제2 가압 부재(240)가 구비될 수 있다.At this time, as shown in FIG. 7, the working fluid that surrounds the
이러한 내측 튜브(221)를 승온하기 위한 작동 유체로는 비열이 큰 물을 사용할 수 있다. 이와 같이 물을 사용할 경우 비열이 크므로 세팅 초기에는 물의 온도를 셰일 가스가 매장된 지하 상황에 맞게 일정 온도까지 승온하는데 시간이 다소 소요될 수 있으나, 일단 물을 일정 온도까지 승온하게 되면 온도 변화 폭이 크지 않으므로 지하 상황에 맞게 유지하는 것이 용이해진다.Water, which has a high specific heat, can be used as a working fluid for raising the temperature of the
또한, 내측 튜브(221)를 가압하기 위한 작동 유체로는 질소를 사용할 수 있으며, 외측 튜브(222)의 내부에 수용되는 질소의 양을 조절하여 내측 튜브(221)의 가압 정도를 조절할 수 있게 된다.In addition, nitrogen can be used as a working fluid to pressurize the
이때, 제2 가압 부재(240)는 외측 튜브(222)의 내부에 작동 유체를 추가 공급해서 내측 튜브(221)를 가압하기 위한 인렛(241)을 포함할 수 있다.At this time, the second pressing
전술한 바와 같이, 제2 승온 부재(230)를 이용해서 외측 튜브(222) 내부에 수용된 작동 유체의 승온 온도를 조절할 수 있으며, 인렛(241)을 이용해서 질소와 같은 유체가 추가 공급되는 정도를 조절해서 내측 튜브(221)가 가압되는 정도를 조절할 수 있게 된다. 이러한 제2 승온 부재(230)는 외측 튜브(222)를 감싸는 히터일 수 있다.As described above, the temperature increase of the working fluid contained within the
또한, 외측 튜브(222)에 복수 개의 분할 영역이 형성되는 경우 이러한 각각의 분할 영역에 대응되도록 제2 승온 부재(230)와 인렛(241)이 각각 구비될 수 있으며, 이를 통해 셰일 가스의 지하 매장 상황을 더욱 정확하게 모사할 수 있게 된다.In addition, when a plurality of divided areas are formed in the
도 7에 도시된 바와 같이, 감지부(400)는 내측 튜브(221)를 통해 이동하는 유가스의 온도와 압력을 감지하는 제3 온도 감지 부재(480)와 제3 압력 감지 부재(490)를 더 포함할 수 있다.As shown in FIG. 7, the
이러한 제3 온도 감지 부재(480)와 제3 압력 감지 부재(490)로서, FBG(Fiber Bragg Grating) 센서가 사용될 수 있다. 이러한 FBG 센서의 내부에는 광섬유 무늬가 형성되어 있으며, 내측 튜브(221)를 따라 이동하는 유가스와 이물질의 온도 압력에 의해 광섬유 무늬 사이의 간격 등이 달라지는 것을 감지하는 방식으로 온도와 압력을 감지할 수 있으며, 이러한 온도와 압력 신호를 모니터링부(300)에 전달하기 위해 광섬유 케이블을 사용할 수 있다.As the third
이와 같이 내측 튜브(221)에 구비된 제3 온도 감지 부재(480)와 제3 압력 감지 부재(490)를 교체할 필요가 있거나, 다른 인자를 측정하기 위해 제3 온도 감지 부재(480)와 제3 압력 감지 부재(490)를 교체할 필요가 있는 경우 이와 같이 내측 튜브(221)에 구비된 제3 온도 감지 부재(480)와 제3 압력 감지 부재(490)를 분리하기 위해서는 다음과 같은 절차로 교체하는 것이 가능하다.In this way, it is necessary to replace the third
먼저, 외측 튜브(222)의 내부에 구비된 물과 질소와 같은 유체를 배출시켜야 하며, 이를 위한 별도의 아웃렛이 형성될 수 있다. 아웃렛을 통해 외측 튜브(222)의 내부에 구비된 유체가 배출되면 외측 튜브(222)를 고정하고 있는 플랜지의 볼트를 풀어서 외측 튜브(222)의 고정 상태를 해제하게 되면 외측 튜브(222)를 분리할 수 있게 된다. 이와 같이 외측 튜브(222)가 분리되면 내측 튜브(221)가 외부로 노출되므로 제3 온도 감지 부재(480)와 제3 압력 감지 부재(490)의 교체가 가능하게 되는 것이다.First, fluids such as water and nitrogen provided inside the
또한, 도 4에 도시된 바와 같이, 감지부(400)는 생산 부재(210)에 구비된 구동 모터(213)의 진동을 감지하는 진동 감지 부재(460), 및 공급 포트(211)와 배출 포트(212)를 경유하는 유가스의 소리를 감지하는 음향 감지 부재(470)를 더 포함할 수 있으며, 이러한 음향 감지 부재(470)는 내측 튜브(221)의 선단과 후단에 각각 더 구비되어 내측 튜브(221)를 경유하는 유가스의 소리를 감지하도록 구성될 수 있다.In addition, as shown in FIG. 4, the
이러한 음향 감지 부재(470)는 일 예로, AE(Acoustic Emission) 센서를 사용할 수 있다. 이러한 AE 센서는 유가스가 이동하면서 발생시키는 마이크로 단위의 음향을 감지하게 되며, 액체 상태의 제1 유체 이외에 기체 상태의 제2 유체와 고체 상태의 이물질의 비율이 달라지는 경우 발생하는 음향 패턴을 확인해서 다양한 지중 생산 조건에 따른 음향 변화를 정량화 할 수 있다.For example, the
즉, 진동 감지 부재(460)와 음향 감지 부재(470)를 통해 얻어지는 진동 및 음향 신호를 확인해서 생산 부재(210)와 전송 부재(220)의 상태를 더욱 정확하게 확인할 수 있게 된다.That is, by checking the vibration and sound signals obtained through the
도 7에 도시된 바와 같이, 내측 튜브(221)에는 내측 튜브(221)를 통해 이동하는 유가스가 외부로 유출되도록 누설 테스트 부재(250)가 구비되고, 누설 테스트 부재(250)에는 내측 튜브(221)의 내부와 외부를 연통시키는 연통홀(251)이 구비될 수 있다.As shown in FIG. 7, the
이러한 연통홀(251)은 작업자가 직접 개폐할 수 있도록 구성될 수 있으며, 작업자가 연통홀(251)을 개방하는 경우 내측 튜브(221)를 따라 이동하는 액체 및 기체 상태의 유가스와 고체 상태의 이물질이 일부 누설됨에 따라 발생하는 신호를 통해 전송 부재(220)의 상태를 확인하고, 이를 정량화 할 수 있게 된다.This
일 예로, 내측 튜브(221)를 관통하는 탭을 형성하고, 이러한 부분에 나사산이 형성된 누설 테스트 부재(250)를 나사 결합하는 방식으로 설치하는 것이 가능하며, 연통홀(251)의 직경이 다르게 형성된 누설 테스트 부재(250)를 이용하면 누설되는 다양한 상황을 모사할 수 있게 된다.As an example, it is possible to form a tab penetrating the
도 8은 본 발명에 따른 순환부를 도시한 단면도이다.Figure 8 is a cross-sectional view showing a circulation unit according to the present invention.
도 8에 도시된 바와 같이, 유가스 생산 모사부(200)를 통해 제1 유체와 제2 유체가 동시에 전송되는 경우 액체 상태의 제1 유체만 다시 상기 유가스 공급 모사부(100)로 회수하기 위한 순환부(500)를 더 포함할 수 있다.As shown in FIG. 8, when the first fluid and the second fluid are simultaneously transmitted through the oil gas
즉, 생산 부재(210)와 전송 부재(220)의 테스트가 반복되는 과정에서 기체 상태의 제2 유체는 외부로 배출하더라도 액체 상태의 제1 유체는 순환부(500)를 통해 유가스 공급 모사부(100)로 회수될 수 있도록 구성하는 것이다.That is, in the process of repeating the test of the
이러한 순환부(500)는 내측 튜브(221)와 연통되어 제1 유체와 제2 유체가 동시에 이동하는 상부 순환 배관(510), 이러한 상부 순환 배관(510)과 연통되되, 제2 유체는 제거하고, 제1 유체만 분리하여 전송하는 버퍼 탱크(520), 및 버퍼 탱크(520)로부터 전송되는 제1 유체가 유가스 공급 모사부(100)로 회수되도록 버퍼 탱크(520)와 제1 유체 공급 부재(110)를 연통시키는 하부 순환 배관(530)을 포함할 수 있다.This
상부 순환 배관(510)의 경우 내측 튜브(221)와 동일한 직경을 갖도록 형성됨으로써 직경 감소로 인해 불필요한 저항이 발생하게 되는 것을 효과적으로 방지할 수 있게 된다.In the case of the
이와 같이 상부 순환 배관(510)을 통해 제1 유체와 제2 유체가 버퍼 탱크(520)로 전송된 후 기체 상태의 제2 유체는 제거하고, 액체 상태의 제1 유체만 하부 순환 배관(530)을 통해 유가스 공급 모사부(100)로 회수되도록 구성하는 것이다. 이때, 하부 순환 배관(530)을 통해 고체 상태의 이물질도 함께 이동하도록 구성할 수 있으나, 이러한 고체 상태의 이물질도 제거된 상태에서 액체 상태의 제1 유체만 회수되도록 구성하는 것도 가능하다.In this way, after the first fluid and the second fluid are transferred to the
이때, 버퍼 탱크(520)의 상부에는 상부 순환 배관(510)을 통해 전송된 제1 유체와 제2 유체 중에서 제2 유체를 외부로 배출하기 위한 가스 배출 부재(521)가 구비될 수 있다. 이러한 가스 배출 부재(521)가 상부에 구비되므로 기체와 같은 제2 유체는 비중이 작아서 가스 배출 부재(521)를 통해 제거되고, 액체와 같은 제1 유체는 비중이 커서 하부 순환 배관(530)을 통해 회수되는 것이다.At this time, a
이때, 하부 순환 배관(530)의 직경(d2)은 상부 순환 배관(510)의 직경(d1)보다 상대적으로 크게 형성되는 것이 바람직하다. 이는 버퍼 탱크(520) 내부에 수용된 제1 유체가 버퍼 탱크(520)에 머무르지 않고, 바로 내려갈 수 있도록 하기 위함이며, 이와 같이 구성할 경우 버퍼 탱크(520)에서 유체가 넘치는 것을 효과적으로 방지할 수 있게 된다.At this time, the diameter d2 of the
한편, 도 3에 도시된 바와 같이, 상기한 생산 부재(210)의 기본 동작 조건을 설정하는 단계(S110)는 제1 유체 공급 부재(110)를 통해 액체 상태의 제1 유체만 공급하는 상태에서 공급 포트(211)를 통과하는 유가스의 공급 압력(PE1)과 배출 포트(212)를 통과하는 유가스의 배출 압력(PE2)의 차이인 상승 압력(ΔP)을 통해 생산 부재(210)의 기본 동작 조건을 설정하는 단계(S111)를 포함할 수 있다.Meanwhile, as shown in FIG. 3, the step (S110) of setting the basic operating conditions of the
또한, 도 3에 도시된 바와 같이, 생산 부재(210)의 기본 동작 조건을 설정하는 단계(S110)는 생산 부재(210)에 공급되는 제1 유체의 공급 유량 증가에 따른 상승 압력(ΔP)의 경향을 확인해서 생산 부재(210)에 공급될 수 있는 제1 유체의 최대 유량과, 상승 압력(ΔP)의 최대값을 생산 부재(210)의 기본 동작 조건으로 설정하는 단계(S112)를 더 포함할 수 있다.In addition, as shown in FIG. 3, the step (S110) of setting the basic operating conditions of the
일 예로, 생산 부재(210)가 고정된 RPM 조건으로 동작하는 상태에서 제1 유체로서, 물을 공급할 수 있다. 제1 유체의 공급 유량은 쵸크 밸브의 개도(opening)가 1%/min 씩 증가하도록 조절할 수 있다. 상승 압력(ΔP)이 음수(0 이하)인 경우 시험을 종료하게 된다. 즉, 생산 부재(210)에 단상(single phase) 유체인 제1 유체가 공급되고, 생산 부재(210)의 RPM은 45 Hz, 온도는 25 ℃, 공급 압력(PE1)은 10 bar(약 150 psi)로 고정한 상태에서 생산 부재(210)의 배출 압력(PE2) 및 상승 압력의 경향을 확인하는 것이다.For example, water may be supplied as the first fluid while the
도 9는 본 발명에 따른 지중 생산 조건 및 장애 요소가 반영되도록 시험 조건을 설정하되, 내측 튜브의 누설 시험 조건을 설정하는 단계를 도시한 순서도이다.Figure 9 is a flowchart showing the steps of setting test conditions to reflect underground production conditions and obstacles according to the present invention, and setting leakage test conditions of the inner tube.
도 9에 도시된 바와 같이, 지중 생산 조건 및 장애 요소가 반영되도록 시험 조건을 설정하는 단계(S100)는, 내측 튜브(221)를 이동하는 유가스가 외부로 유출되도록 내측 튜브(221)의 내부와 외부를 연통시키는 연통홀(251)이 구비된 누설 테스트 부재(250)를 설치하는 단계(S120)를 더 포함할 수 있다. 이와 같이 누설 테스트 부재(250)를 설치한 상태에서 ESP 및 튜빙 모니터링 시스템을 시험하게 되는데, 일 예로, 생산 부재(210)가 고정된 RPM 조건으로 동작하는 상태에서 유가스로서 물을 공급할 수 있다. 이와 같이 생산 부재(210)에 물이 공급되고, 생산 부재(210)의 RPM은 45 Hz, 온도는 25 ℃, 공급 압력(PE1)은 10 bar(약 150 psi)로 고정한 상태에서 내측 튜브(221)를 이동하는 유가스가 누설되는 경우 어떠한 경향이 도출되는지 확인할 수 있게 되며, 추후 현장에서 ESP 및 튜빙 모니터링 시스템을 운영하는 과정에서 유가스의 누설이 발생할 경우 빠른 확인이 가능하게 된다.As shown in FIG. 9, the step of setting test conditions to reflect underground production conditions and obstacles (S100) is to ensure that the oil gas moving in the
이러한 누설 테스트 부재(250)를 설치하는 단계(S120)는, 내부에는 연통홀(251)이 형성되고, 외부에는 나사산이 형성된 누설 테스트 부재(250)를 내측 튜브(221)에 형성된 대응 나사산에 나사 결합하는 단계일 수 있다. 즉, 누설 테스트 부재(250)를 나사 결합하는 간단한 방식으로 내측 튜브(221)의 누설 상태를 모사할 수 있으므로 작업성이 향상된다.In the step (S120) of installing the
이때, 도 9에 도시된 바와 같이, 지중 생산 조건 및 장애 요소가 반영되도록 시험 조건을 설정하는 단계(S100)는, 내측 튜브(221)의 외부로 유출되는 유가스의 누설량이 증가하도록 연통홀(251)의 직경을 증가시키는 단계(S130)를 더 포함할 수 있다. 일 예로, 연통홀(251)의 직경이 0 mm, 1 mm, 3 mm, 5 mm인 누설 테스트 부재(250)를 사용할 수 있다. 이를 통해 유가스의 누설량이 증가하는 경우 어떠한 경향이 도출되는지 확인 가능하게 되므로 추후 현장에서 ESP 및 튜빙 모니터링 시스템을 운영하는 과정에서 유가스의 누설이 발생하고, 이러한 누설량이 증가할 경우 빠른 확인이 가능하게 된다.At this time, as shown in FIG. 9, the step of setting test conditions to reflect underground production conditions and obstacles (S100) is to increase the leakage amount of oil gas flowing out of the
도 10은 본 발명에 따른 모니터링부를 통해 유가스 생산 모사부의 상태를 확인하는 단계를 도시한 순서도이다.Figure 10 is a flowchart showing the steps of checking the status of the oil gas production simulation unit through the monitoring unit according to the present invention.
도 10에 도시된 바와 같이, 모니터링부(300)를 통해 유가스 생산 모사부(200)의 상태를 확인하는 단계(S300)는, 내측 튜브(221)를 통해 유가스가 유출되는 상태에서 공급 포트(211)와 배출 포트(212)를 경유하는 유가스의 진동과 소리를 감지하는 진동 감지 부재(460)와 음향 감지 부재(470)를 통해 유가스 생산 모사부(200)의 상태를 확인하는 단계(S310)를 포함할 수 있다.As shown in FIG. 10, the step (S300) of checking the state of the oil gas
이때, 모니터링부(300)를 통해 유가스 생산 모사부(200)의 상태를 확인하는 단계(S300)는, 내측 튜브(221)를 통해 유가스가 유출되는 상태에서 내측 튜브(221)의 일단을 경유하는 유가스의 소리와, 내측 튜브(221)의 타단을 경유하는 유가스의 소리를 감지하는 음향 감지 부재(470)를 통해 유가스 생산 모사부(200)의 상태를 확인하는 단계(S320)를 더 포함할 수 있다. 즉, 내측 튜브(221)를 이동하는 유가스가 누설되는 경우 진동 감지 부재(460)와 음향 감지 부재(470)를 통해 정확한 확인이 가능하며, 추후 현장에서 ESP 및 튜빙 모니터링 시스템을 운영하는 과정에서 유가스의 누설이 발생할 경우 빠른 확인이 가능하게 된다.At this time, in the step (S300) of checking the state of the oil gas
앞서 살펴본 바와 같이, 본 발명의 ESP 및 튜빙 모니터링 시스템의 시험 방법에 의하면 실제 생산 현장과 동일하게 액체 상태 및 기체 상태의 유체와 고체 상태의 이물질이 생산 부재(210)로 공급된 후 전송 부재(220)를 통해 이동하는 과정에서 발생할 수 있는 성능저하 영향인자를 정확하게 도출할 수 있고, 이를 반영하여 생산성 향상을 위한 메커니즘 도출이 가능하게 된다.As previously discussed, according to the test method of the ESP and tubing monitoring system of the present invention, liquid and gaseous fluids and solid foreign substances are supplied to the
또한, 모래와 같은 고체 상태의 이물질로 인해 생산 부재(210)가 손상될 때의 신호를 확인하고, 실제 생산 현장에서 확인되는 신호의 유사성을 비교하여 생산 부재(210)의 고장 및 교체 시기를 예측함으로써 유가스 생산 현장과 같은 높은 단가에서의 시간 손실 및 비용 손실을 최소화하여 운영의 극대화를 도모할 수 있게 된다.In addition, signals when the
본 발명의 일 실시예에 대하여 설명하였으나, 본 발명의 사상은 본 명세서에 제시되는 실시 예에 제한되지 아니하며, 본 발명의 사상을 이해하는 당업자는 동일한 사상의 범위 내에서, 구성요소의 부가, 변경, 삭제, 추가 등에 의해서 다른 실시 예를 용이하게 제안할 수 있을 것이나, 이 또한 본 발명의 사상범위 내에 든다고 할 것이다.Although one embodiment of the present invention has been described, the spirit of the present invention is not limited to the embodiment presented in the specification, and those skilled in the art who understand the spirit of the present invention may add or change components within the scope of the same spirit. , deletion, addition, etc., other embodiments can be easily proposed, but this will also be said to be within the scope of the present invention.
100 : 유가스 공급 모사부 110 : 제1 유체 공급 부재
120 : 제2 유체 공급 부재 130 : 이물질 공급 부재
131 : 이물질 탱크 140 : 공급 파이프 부재
150 : 제1 승온 부재 160 : 제1 가압 부재
200 : 유가스 생산 모사부 210 : 생산 부재
211 : 공급 포트 212 : 배출 포트
213 : 구동 모터 214 : 배출 파이프 부재
220 : 전송 부재 221 : 내측 튜브
222 : 외측 튜브 230 : 제2 승온 부재
240 : 제2 가압 부재 241 : 인렛
250 : 누설 테스트 부재 251 : 연통홀
300 : 모니터링부 400 : 감지부
410 : 유량 감지 부재 420 : 제1 온도 감지 부재
430 : 제1 압력 감지 부재 440 : 제2 온도 감지 부재
450 : 제2 압력 감지 부재 460 : 진동 감지 부재
470 : 음향 감지 부재 480 : 제3 온도 감지 부재
490 : 제3 압력 감지 부재 500 : 순환부
510 : 상부 순환 배관 520 : 버퍼 탱크
521 : 가스 배출 부재 530 : 하부 순환 배관
d1 : 상부 순환 배관의 직경 d2 : 하부 순환 배관의 직경
ΔP : 상승 압력100: Oil gas supply simulation unit 110: First fluid supply member
120: Second fluid supply member 130: Foreign substance supply member
131: foreign matter tank 140: supply pipe member
150: first temperature increasing member 160: first pressing member
200: Oil gas production simulation department 210: Absence of production
211: supply port 212: discharge port
213: Drive motor 214: Discharge pipe member
220: Transmission member 221: Inner tube
222: Outer tube 230: Second temperature increasing member
240: second pressing member 241: inlet
250: Leakage test member 251: Communication hole
300: monitoring unit 400: detection unit
410: Flow sensing member 420: First temperature sensing member
430: first pressure sensing member 440: second temperature sensing member
450: second pressure sensing member 460: vibration sensing member
470: Sound sensing member 480: Third temperature sensing member
490: third pressure sensing member 500: circulation unit
510: upper circulation pipe 520: buffer tank
521: Gas discharge member 530: Lower circulation pipe
d1: Diameter of upper circulation pipe d2: Diameter of lower circulation pipe
ΔP: rising pressure
Claims (9)
지중 생산 조건 및 장애 요소가 반영되도록 시험 조건을 설정하는 단계;
상기 유가스 공급 모사부와 상기 유가스 생산 모사부를 동작시키는 단계;
상기 모니터링부를 통해 상기 유가스 생산 모사부의 상태를 확인하는 단계; 및
상기 유가스 생산 모사부의 상태를 확인하면서 상기 전송 부재의 누설 상태를 검출하는 단계;
를 포함하고,
상기 유가스 공급 모사부에는 액체 상태의 제1 유체를 공급하는 제1 유체 공급 부재와, 기체 상태의 제2 유체를 공급하는 제2 유체 공급 부재, 및 고체 상태의 이물질을 공급하는 이물질 공급 부재가 구비되고,
상기 생산 부재는 상기 유가스 공급 모사부를 통해 공급되는 상기 제1 유체, 상기 제2 유체, 및 상기 이물질이 포함된 상기 유가스를 생산하되,
상기 지중 생산 조건 및 장애 요소가 반영되도록 시험 조건을 설정하는 단계는,
상기 생산 부재의 기본 동작 조건을 먼저 설정하는 단계를 포함하고,
상기 유가스 공급 모사부에는 상기 유가스가 흐르는 공급 파이프 부재가 구비되고,
상기 생산 부재에는 상기 공급 파이프 부재를 통해 공급되는 상기 유가스가 내부로 직접 공급되도록 상기 공급 파이프 부재가 직접 연결되는 공급 포트와, 가압된 상기 유가스가 배출되도록 배출 파이프 부재와 직접 연결되는 배출 포트가 구비되며,
상기 전송 부재에는 상기 배출 파이프 부재와 연통되어 상기 유가스가 이동하는 내측 튜브와, 상기 내측 튜브의 외부에 구비되어 상기 내측 튜브를 승온 및 가압하는 외측 튜브가 구비되되,
상기 생산 부재의 기본 동작 조건을 설정하는 단계는,
상기 제1 유체 공급 부재를 통해 액체 상태의 상기 제1 유체만 공급하는 상태에서 상기 공급 포트를 통과하는 상기 유가스의 공급 압력과 상기 배출 포트를 통과하는 상기 유가스의 배출 압력의 차이인 상승 압력을 통해 상기 생산 부재의 기본 동작 조건을 설정하는 단계를 포함하고,
상기 지중 생산 조건 및 장애 요소가 반영되도록 시험 조건을 설정하는 단계는,
상기 내측 튜브를 이동하는 상기 유가스가 외부로 유출되도록 상기 내측 튜브의 내부와 외부를 연통시키는 연통홀이 구비된 누설 테스트 부재를 설치하는 단계를 더 포함하는 ESP 및 튜빙 모니터링 시스템의 시험 방법.An oil gas production simulation unit provided with an oil gas supply simulation unit that simulates the oil gas supply state, a production member that produces oil gas supplied through the oil gas supply simulation unit, and a transmission member that transmits the produced oil gas. , Test of an ESP and tubing monitoring system including a detection unit that detects the state of the oil gas production simulation unit during oil gas production, and a monitoring unit that checks the status of the oil gas production simulation unit using a signal transmitted from the detection unit. In the method,
Setting test conditions to reflect underground production conditions and obstacles;
Operating the oil gas supply simulation unit and the oil gas production simulation unit;
Confirming the status of the oil gas production simulation unit through the monitoring unit; and
Detecting a leakage state of the transmission member while checking the state of the oil gas production simulation unit;
Including,
The oil gas supply simulation unit includes a first fluid supply member for supplying a first fluid in a liquid state, a second fluid supply member for supplying a second fluid in a gaseous state, and a foreign material supply member for supplying foreign materials in a solid state. It is equipped,
The production member produces the oil gas containing the first fluid, the second fluid, and the foreign substances supplied through the oil gas supply simulation unit,
The step of setting test conditions to reflect the underground production conditions and obstacles is,
It includes first setting basic operating conditions of the production member,
The oil gas supply simulation unit is provided with a supply pipe member through which the oil gas flows,
The production member is provided with a supply port directly connected to the supply pipe member so that the oil gas supplied through the supply pipe member is directly supplied to the inside, and a discharge port directly connected to the discharge pipe member so that the pressurized oil gas is discharged. And
The transmission member includes an inner tube in communication with the discharge pipe member through which the oil gas moves, and an outer tube provided outside the inner tube to heat and pressurize the inner tube,
The step of setting the basic operating conditions of the production member is,
Rising pressure that is the difference between the supply pressure of the oil gas passing through the supply port and the discharge pressure of the oil gas passing through the discharge port in a state in which only the first fluid in a liquid state is supplied through the first fluid supply member It includes setting basic operating conditions of the production member through,
The step of setting test conditions to reflect the underground production conditions and obstacles is,
A test method for an ESP and tubing monitoring system further comprising installing a leak test member provided with a communication hole for communicating the inside and outside of the inner tube so that the oil gas moving in the inner tube flows out.
상기 생산 부재의 기본 동작 조건을 설정하는 단계는,
상기 생산 부재에 공급되는 상기 제1 유체의 공급 유량 증가에 따른 상기 상승 압력의 경향을 확인해서 상기 생산 부재에 공급될 수 있는 상기 제1 유체의 최대 유량과, 상기 상승 압력의 최대값을 상기 생산 부재의 기본 동작 조건으로 설정하는 단계를 더 포함하는 ESP 및 튜빙 모니터링 시스템의 시험 방법.According to paragraph 1,
The step of setting the basic operating conditions of the production member is,
By confirming the tendency of the rising pressure as the supply flow rate of the first fluid supplied to the production member increases, the maximum flow rate of the first fluid that can be supplied to the production member and the maximum value of the rising pressure are determined. A test method for an ESP and tubing monitoring system further comprising establishing basic operating conditions for the member.
상기 누설 테스트 부재를 설치하는 단계는,
내부에는 상기 연통홀이 형성되고, 외부에는 나사산이 형성된 누설 테스트 부재를 상기 내측 튜브에 형성된 대응 나사산에 나사 결합하는 단계인 ESP 및 튜빙 모니터링 시스템의 시험 방법.According to paragraph 1,
The step of installing the leak test member is,
A test method for an ESP and tubing monitoring system, comprising the step of screwing a leakage test member having the communication hole formed on the inside and a thread formed on the outside to the corresponding thread formed on the inner tube.
상기 지중 생산 조건 및 장애 요소가 반영되도록 시험 조건을 설정하는 단계는,
상기 내측 튜브의 외부로 유출되는 상기 유가스의 누설량이 증가하도록 상기 연통홀의 직경을 증가시키는 단계를 더 포함하는 ESP 및 튜빙 모니터링 시스템의 시험 방법.According to paragraph 1,
The step of setting test conditions to reflect the underground production conditions and obstacles is,
A test method for an ESP and tubing monitoring system further comprising increasing the diameter of the communication hole to increase the amount of leakage of the oil gas flowing out of the inner tube.
상기 모니터링부를 통해 상기 유가스 생산 모사부의 상태를 확인하는 단계는,
상기 내측 튜브를 통해 상기 유가스가 유출되는 상태에서 상기 공급 포트와 상기 배출 포트를 경유하는 상기 유가스의 진동과 소리를 감지하는 진동 감지 부재와 음향 감지 부재를 통해 상기 유가스 생산 모사부의 상태를 확인하는 단계를 포함하는 ESP 및 튜빙 모니터링 시스템의 시험 방법.According to paragraph 1,
The step of checking the status of the oil gas production simulation unit through the monitoring unit,
With the oil gas flowing out through the inner tube, the state of the oil gas production simulation unit is confirmed through a vibration detection member and a sound detection member that detect vibration and sound of the oil gas passing through the supply port and the discharge port. A test method for an ESP and tubing monitoring system comprising the steps of:
상기 모니터링부를 통해 상기 유가스 생산 모사부의 상태를 확인하는 단계는,
상기 내측 튜브를 통해 상기 유가스가 유출되는 상태에서 상기 내측 튜브의 일단을 경유하는 상기 유가스의 소리와, 상기 내측 튜브의 타단을 경유하는 상기 유가스의 소리를 감지하는 음향 감지 부재를 통해 상기 유가스 생산 모사부의 상태를 확인하는 단계를 더 포함하는 ESP 및 튜빙 모니터링 시스템의 시험 방법.According to clause 8,
The step of checking the status of the oil gas production simulation unit through the monitoring unit,
In a state in which the oil gas flows out through the inner tube, the oil is A test method for an ESP and tubing monitoring system further comprising checking the condition of the gas production simulation unit.
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Legal Events
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E902 | Notification of reason for refusal | ||
E701 | Decision to grant or registration of patent right | ||
GRNT | Written decision to grant |