RU2474685C2 - Method of on-line monitoring of water and sand carry-over with extracted product from well in apcs of gas-field sites of oil and gas condensate deposits of far north - Google Patents
Method of on-line monitoring of water and sand carry-over with extracted product from well in apcs of gas-field sites of oil and gas condensate deposits of far north Download PDFInfo
- Publication number
- RU2474685C2 RU2474685C2 RU2011117665/03A RU2011117665A RU2474685C2 RU 2474685 C2 RU2474685 C2 RU 2474685C2 RU 2011117665/03 A RU2011117665/03 A RU 2011117665/03A RU 2011117665 A RU2011117665 A RU 2011117665A RU 2474685 C2 RU2474685 C2 RU 2474685C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- well
- loop
- actual
- sand
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к области добычи природного газа и, в частности к оперативному контролю выноса воды и песка из скважины в автоматизированных системах управления технологическими процессами (АСУ ТП) нефтегазоконденсатных месторождений Крайнего Севера.The invention relates to the field of natural gas production and, in particular, to the operational control of the removal of water and sand from a well in automated process control systems (ACS TP) of oil and gas condensate fields of the Far North.
Известен способ контроля выноса воды и песка с добываемым продуктом из скважины, включающий измерение давления газа на устье скважины. (См., например, Р.И.Вяхирев, А.И.Гриценко, P.M.Тер-Саркисов. Разработка и эксплуатация газовых месторождений. - М.: ООО «Недра-Бизнесцент», 2002. - 880 с.: ил.).A known method of controlling the removal of water and sand with the produced product from the well, comprising measuring the pressure of the gas at the wellhead. (See, for example, R.I. Vyakhirev, A.I. Gritsenko, PM Ter-Sarkisov. Development and operation of gas fields. - M.: Nedra-Biznescent LLC, 2002. - 880 pp., Ill.) .
Указанный способ позволяет оценить наличие в добываемом продукте пластовой жидкости и песка при различных дебитах скважины.The specified method allows to assess the presence in the produced product of formation fluid and sand at various flow rates of the well.
Существенным недостатком указанного способа является низкая оперативность получения результатов измерения, так как он реализуется при газодинамических исследованиях скважин нефтегазоконденсатного месторождения, а такие исследования, как правило, проводятся один раз в год.A significant drawback of this method is the low efficiency of obtaining measurement results, since it is implemented in gas-dynamic studies of oil and gas condensate wells, and such studies are usually carried out once a year.
Известен способ группового проведения исследований кустовых газовых и газоконденсатных скважин на стационарных режимах фильтрации, включающий измерение давления газа на устье скважины (см. патент РФ №2338877).The known method of group research of cluster gas and gas condensate wells at stationary filtration modes, including measuring the gas pressure at the wellhead (see RF patent No. 2338877).
Существенный недостаток указанного способа - он позволяет вести газодинамические испытания кустов газовых и газоконденсатных скважин с помощью телемеханики и АСУ ТП, но не производит оценку наличия пластовой жидкости и песка в добываемом продукте при различных дебитах скважин.A significant drawback of this method is that it allows gas-dynamic tests of clusters of gas and gas condensate wells using telemechanics and automated process control systems, but it does not evaluate the presence of formation fluid and sand in the produced product at different well rates.
Наиболее близким по технической сущности к заявляемому изобретению является способ контроля выноса воды и песка с добываемым продуктом из скважины, включающий измерение давления газа на устье скважины. (См., например, А.И.Гриценко, З.С.Алиев, О.М.Ермилов., В.В.Ремизов, Г.А.Зотов. Руководство по исследованию скважин. - М.: Наука, 1995. - 523 с.).Closest to the technical nature of the claimed invention is a method of controlling the removal of water and sand with the produced product from the well, including measuring the gas pressure at the wellhead. (See, for example, A.I. Gritsenko, Z. S. Aliyev, O. M. Ermilov., V. V. Remizov, G. A. Zotov. Guide to the study of wells. - M .: Nauka, 1995. - 523 p.).
Способ реализуют во время проведения газодинамических исследований скважин нефтегазоконденсатного месторождения. Для реализации способа на технологической линии перед шлейфом-газопроводом монтируют установку типа «Надым-2», представляющую собой устьевое малогабаритное быстросъемное устройство, включающее сепаратор, расходомер и емкости для сбора отсепарированных твердых и жидких примесей. На каждом режиме работы скважины производят отбор проб механических примесей и жидкости в мерные сосуды и контейнеры. Полученные в результате исследования на каждом режиме пробы направляют на гидрогеохимический, гранулометрический и минералогические анализы. Результаты анализов используют при выборе и контроле технологических режимов работы скважин в комплексе с данными промыслово-геофизических исследований.The method is implemented during gas-dynamic studies of oil and gas condensate wells. To implement the method, a Nadym-2 type installation is mounted on the production line in front of the gas loop, which is a wellhead small-sized quick-detachable device including a separator, a flow meter, and containers for collecting separated solid and liquid impurities. At each operating mode of the well, sampling of mechanical impurities and liquids is carried out in measuring vessels and containers. The samples obtained as a result of research in each mode are sent for hydrogeochemical, particle size and mineralogical analyzes. The results of the analyzes are used in the selection and control of technological modes of operation of the wells in combination with the data of field-geophysical studies.
Существенным недостатком указанного способа является необходимость отсоединения установки от технологической линии после отбора проб на каждом режиме испытания скважины, замены диафрагмы и промывки контейнеров для проб. Полученные пробы направляют в лабораторию для проведения гидрогеохимического, гранулометрического и минералогического анализа, что исключает оперативность получения необходимой информации для оперативного управления технологией. В результате - высокая трудоемкость проведения работ и низкая оперативность получения результатов. Кроме того, реализация известного способа требует постоянного наличия обслуживающего персонала у контролируемой скважины, что крайне нежелательно в условиях зимы Крайнего Севера.A significant drawback of this method is the need to disconnect the unit from the production line after sampling at each well test mode, changing the diaphragm and washing the sample containers. The obtained samples are sent to the laboratory for hydrogeochemical, particle size and mineralogical analysis, which excludes the speed of obtaining the necessary information for the operational management of the technology. As a result, the high complexity of the work and the low efficiency of obtaining results. In addition, the implementation of the known method requires the constant presence of maintenance personnel at a controlled well, which is extremely undesirable in the winter conditions of the Far North.
Целью заявляемого технического решения является: оперативный контроль за выносом воды и песка с добываемым продуктом из скважины автоматизированных систем управления технологическими процессами (АСУ ТП) нефтегазоконденсатных месторождений Крайнего Севера, снижение числа людей, занятых на обслуживании работающих скважин, и повышение точности ведения технологических процессов.The purpose of the proposed technical solution is: operational control of the removal of water and sand with the extracted product from the well of automated process control systems (ACS TP) of oil and gas condensate fields in the Far North, reducing the number of people engaged in servicing working wells, and improving the accuracy of technological processes.
Указанная задача решается, а технический результат достигается за счет того, что способ оперативного контроля за выносом воды и песка из скважины с добываемым продуктом в АСУ ТП газоконденсатных месторождений Крайнего Севера включает измерение давления газа на устье скважины. Способ отличается от известных тем, что измерение давления газа на устье скважины осуществляют средствами АСУ ТП и телеметрии в реальном масштабе времени. Одновременно на устье скважины контролируют температуру газа. Параллельно указанным измерениям в реальном масштабе времени осуществляют контроль фактического давления и температуры газа в конце шлейфа-газопровода, по которому газ поступает на вход установки комплексной подготовки газа, а также расход газа скважины. Используя текущие значения контролируемых параметров, в реальном масштабе времени средствами АСУ ТП вычисляют расчетное значение давления газа рраск.к, в конце шлейфа-газопровода. Затем сравнивают динамику его изменения во времени с динамикой изменения фактического давления газа рф.н в конце шлейфа-газопровода, и по результатам сравнения судят о начале процесса выноса песка и воды из скважины и необходимости регулирования режима ее работы.This problem is solved, and the technical result is achieved due to the fact that the method of operational control of the removal of water and sand from a well with a produced product in the automated process control system of gas condensate fields of the Far North involves measuring the gas pressure at the wellhead. The method differs from the known ones in that the gas pressure at the wellhead is measured by means of automatic process control and telemetry in real time. At the same time, the gas temperature is monitored at the wellhead. In parallel with the indicated measurements in real time, the actual pressure and temperature of the gas are monitored at the end of the gas pipeline through which gas is supplied to the input of the integrated gas treatment unit, as well as the gas flow rate of the well. Using the current values of the monitored parameters, in real time by means of automatic process control systems, the calculated value of the gas pressure p open , at the end of the loop-gas pipeline is calculated. Then, the dynamics of its change in time is compared with the dynamics of changes in the actual gas pressure r fn at the end of the gas pipeline, and the results of the comparison judge the beginning of the process of sand and water removal from the well and the need to regulate its operation.
Начало процесса выноса песка и воды из скважины определяют по появлению разности в динамике поведения давлений расчетного ррас.к и фактического рф.н.The beginning of the process of sand and water removal from the well is determined by the appearance of a difference in the dynamics of pressure behavior of the calculated p ra.s.k and the actual r f.s.
Расчетное давление газа в конце шлейфа-газопровода определяют из соотношения (см. Бекиров Т.М., Шаталов А.Т. Сбор и подготовка к транспорту природных газов. - М.: Недра, 1986. - 261 с.):The estimated gas pressure at the end of the loop-gas pipeline is determined from the ratio (see Bekirov T.M., Shatalov A.T. Collection and preparation for the transport of natural gases. - M .: Nedra, 1986. - 261 p.):
где рф.н - фактическое давление газа на устье скважины, МПа;where r fn - the actual gas pressure at the wellhead, MPa;
Q - расход газа в нормальных условиях, млн.м3/сутки;Q - gas consumption under normal conditions, mln.m 3 / day;
λ - коэффициент гидравлического сопротивления шлейфа-газопровода;λ is the coefficient of hydraulic resistance of the loop-gas pipeline;
Δ - относительная плотность газа;Δ is the relative density of the gas;
Тср - средняя температура газа в шлейфе-газопроводе, К;T cf - the average temperature of the gas in the loop-gas pipeline, K;
zp - коэффициент сверхсжимаемости газа в рабочих условиях;z p is the coefficient of supercompressibility of the gas under operating conditions;
l - длина газопровода, в км;l is the length of the gas pipeline, in km;
При этом значения Тср определяют из соотношения:The values of T cf determined from the ratio:
где tф.н - фактическая температура газа в начале шлейфа-газопровода, на устье скважины;where t fn - the actual temperature of the gas at the beginning of the loop-gas pipeline, at the wellhead;
tф.к - фактическая температура газа в конце шлейфа-газопровода.t f.k - the actual gas temperature at the end of the loop-gas pipeline.
На фигуре показана динамика изменения расчетного рраск.к и фактического рф.к давления газа в конце шлейфа-газопровода (на входе УКПГ). Специально выделена область, характеризующая начало процесса выноса песка и воды из скважины. В этот момент динамика расчетного рраск.к и фактического рф.к давлений становится различной.The figure shows the dynamics of changes in the estimated r open.k and the actual r f.k. gas pressure at the end of the loop-gas pipeline (at the inlet of the gas treatment plant). The area characterizing the beginning of the process of sand and water removal from the well is specially allocated. At this moment, the dynamics of the calculated r f.s. and actual r f.s. pressures becomes different.
Способ осуществляют следующим образом: используя телеметрию, производят непрерывное или с заданным шагом квантования измерение базовых параметров работы скважины. В том числе, измеряют фактическое давление и температуру газа на устье скважины и в конце шлейфа-газопровода (соответственно рф.н, рф.к, tф.н, tф.к), а также расход газа Q. Используя значения ряда проектных и справочных параметров определяют вычислительными средствами АСУ ТП расчетную температуру газа в конце шлейфа-газопровода ррас.к в реальном масштабе времени из соотношения:The method is as follows: using telemetry, produce continuous or with a given quantization step measurement of the basic parameters of the well. In particular, the actual pressure and temperature of the gas are measured at the wellhead and at the end of the gas pipeline (p fn , r fk , t fn , t fk, respectively ), as well as gas flow rate Q. Using the values a number of design and reference parameters determine the calculated temperature of the gas at the end of the loop-gas pipeline p ra.s.k in real time from the ratio:
где рф.н - фактическое давление газа на устье скважины, МПа;where r fn - the actual gas pressure at the wellhead, MPa;
Q - расход газа в нормальных условиях, млн.м3/сутки;Q - gas consumption under normal conditions, mln.m 3 / day;
λ - коэффициент гидравлического сопротивления шлейфа-газопровода;λ is the coefficient of hydraulic resistance of the loop-gas pipeline;
Δ - относительная плотность газа;Δ is the relative density of the gas;
Тср - средняя температура газа в шлейфе-газопроводе, К;T cf - the average temperature of the gas in the loop-gas pipeline, K;
zp - коэффициент сверхсжимаемости газа в рабочих условиях;z p is the coefficient of supercompressibility of the gas under operating conditions;
l - длина шлейфа-газопровода, в км;l is the length of the gas pipeline loop, in km;
При этом значения Тср определяют из соотношения:The values of T cf determined from the ratio:
где tф.н - фактическая температура газа в начале шлейфа-газопровода, на устье скважины;where t fn - the actual temperature of the gas at the beginning of the loop-gas pipeline, at the wellhead;
tф.к - фактическая температура газа в конце шлейфа-газопровода.t f.k - the actual gas temperature at the end of the loop-gas pipeline.
Получаемые расчетные значения рраск.к строят в виде графика временной функции (см. фиг.). На этот же график наносят синхронизированную временную функцию фактически измеренного давления газа рф.к на конце шлейфа-газопровода. Если оба графики совпадают либо идут параллельно, т.е. их динамика одинакова и разность давлений Δ=рраск.к-рф.к постоянна, то можно твердо утверждать, что выноса песка и воды из скважины нет и изменять режим эксплуатации скважины нет необходимости. Как только динамика изменения рраск.к и рф.к становится разной, т.е. произошел выброс воды и песка из скважины, разность давления начинает меняться во времени (на фиг. эта область обозначена как «Область увеличения выноса песка и воды»). В этом случае оператор-технолог УКПГ должен принимать меры по восстановлению режима скважины с целью прекращения выноса песка и воды с добываемым продуктом из скважины.The obtained calculated values of p.sub.c are constructed in the form of a graph of the time function (see. Fig.). The synchronized time function of the actually measured gas pressure r fc at the end of the gas pipeline is plotted on the same graph. If both graphs coincide or go parallel, i.e. their dynamics are the same and the pressure difference Δ = p -p rask.k FK constant, it is possible to firmly state that the sand and water from the well and no change of well operation mode is not necessary. As soon as the dynamics of changes in p open and r f.c becomes different, i.e. there was an ejection of water and sand from the well, the pressure difference begins to change in time (in Fig. this area is designated as "The area of increase in the removal of sand and water"). In this case, the operator-technologist of the gas treatment plant should take measures to restore the well regime in order to stop the removal of sand and water with the extracted product from the well.
Заявляемое изобретение отработано и реализовано на газовых промыслах Ямбургского нефтегазоконденсатного месторождения ООО «Газпром добыча Ямбург».The claimed invention has been developed and implemented in the gas fields of the Yamburgskoye oil and gas condensate field of OOO Gazprom dobycha Yamburg.
Применение данного способа позволяет:The application of this method allows you to:
- существенно повысить оперативность получения информации о состоянии скважины, так как нарушения в работе скважины выявляются в реальном масштабе времени, а не в ходе очередного гидродинамического исследования скважины, которое, как правило, проводится один раз в год;- significantly increase the efficiency of obtaining information about the condition of the well, since disturbances in the operation of the well are detected in real time, and not during the next hydrodynamic study of the well, which, as a rule, is carried out once a year;
- оперативно корректировать технологический режим работы скважины с учетом выявленных нарушений;- promptly adjust the technological mode of operation of the well, taking into account the identified violations;
- значительно снизить материальные и временные расходы на газодинмические исследования скважин, так как в этом случае уже не требуется проводить ежегодные газодинамические исследования каждой скважины, а будут производиться исследования только тех скважин, во время эксплуатации которых обнаружены факторы выноса песка и воды;- significantly reduce material and time costs for gas-dynamic research of wells, since in this case it is no longer necessary to conduct annual gas-dynamic research of each well, and only those wells will be examined that during operation have been found to remove sand and water;
- эффективно организовать режим работы скважин, что ведет к увеличению жизненного цикла эксплуатации скважины и, соответственно, сказывается на конечной производительности нефтегазоконденсатного месторождения.- effectively organize the well operation regime, which leads to an increase in the life cycle of the well’s operation and, accordingly, affects the final productivity of the oil and gas condensate field.
Claims (1)
где pф.н - фактическое давление газа на устье скважины, МПа; Q - расход газа в нормальных условиях, млнм3/сутки; λ - коэффициент гидравлического сопротивления шлейфа-газопровода; Δ - относительная плотность газа; Тср - средняя температура газа в шлейфе-газопроводе, К; zр - коэффициент сверхсжимаемости газа в рабочих условиях; l - длина шлейфа-газопровода, км;
где tф.н - фактическая температура газа в начале шлейфа-газопровода на устье скважины; tф.к - фактическая температура газа в конце шлейфа-газопровода в этот же момент. A method for the operational control of the removal of water and sand from a well from a well in an automatic process control system for oil and gas condensate fields, including measuring the gas pressure at the wellhead, characterized in that the gas pressure at the wellhead is measured using automatic control system and telemetry in real time with simultaneous monitoring of wellhead gas temperature and with real-time parallel monitoring of the actual pressure and gas temperature at the end of the loop-gas pipeline through which the gas enters installation of integrated gas treatment, as well as gas flow rate of the well, and use the current values of the controlled parameters to calculate the calculated value of the gas pressure p ra.s.k at the end of the loop-gas pipeline in real time using automated process control systems, and then compare the dynamics of its change in time with the dynamics changes in the actual gas pressure p fn at the end of the gas pipeline loop, and according to the results of the comparison, the beginning of the process of sand and water removal from the well with the produced product and the need to regulate its mode are judged work, while the beginning of the process of sand and water removal from the well is determined by the appearance of a difference in the dynamics of the pressure behavior of the calculated p ra.s.c and the actual p f.s. , while the calculated pressure is determined from the ratio
where p fn - the actual gas pressure at the wellhead, MPa; Q - gas consumption under normal conditions, mlnm 3 / day; λ is the coefficient of hydraulic resistance of the loop-gas pipeline; Δ is the relative density of the gas; T cf - the average temperature of the gas in the loop-gas pipeline, K; z p is the coefficient of supercompressibility of the gas under operating conditions; l is the length of the gas pipeline loop, km;
where t fn - the actual temperature of the gas at the beginning of the loop-gas pipeline at the wellhead; t f.k - the actual gas temperature at the end of the loop-gas pipeline at the same moment.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011117665/03A RU2474685C2 (en) | 2011-05-05 | 2011-05-05 | Method of on-line monitoring of water and sand carry-over with extracted product from well in apcs of gas-field sites of oil and gas condensate deposits of far north |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011117665/03A RU2474685C2 (en) | 2011-05-05 | 2011-05-05 | Method of on-line monitoring of water and sand carry-over with extracted product from well in apcs of gas-field sites of oil and gas condensate deposits of far north |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2011117665A RU2011117665A (en) | 2012-11-10 |
| RU2474685C2 true RU2474685C2 (en) | 2013-02-10 |
Family
ID=47321967
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2011117665/03A RU2474685C2 (en) | 2011-05-05 | 2011-05-05 | Method of on-line monitoring of water and sand carry-over with extracted product from well in apcs of gas-field sites of oil and gas condensate deposits of far north |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2474685C2 (en) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2608141C1 (en) * | 2015-11-13 | 2017-01-16 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Method for real-time monitoring of water and sand carry-over with extracted product from well in automated process control systems of gas-field objects of oil and gas condensate of deposits of far north |
| RU2619602C1 (en) * | 2015-11-13 | 2017-05-17 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Method of on-line monitoring of water and sand carry-over with product extracted from well in apcs of gas-field sites of oil and gas condensate deposits of far north |
| RU2712665C1 (en) * | 2019-07-23 | 2020-01-30 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Method of automatic control of gas drying process at plants for complex gas treatment in conditions of the north |
| RU2724756C1 (en) * | 2019-11-18 | 2020-06-25 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Method for automatic load distribution between gas drying process lines at gas treatment plants located in the north of russia |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2285909C2 (en) * | 2005-01-27 | 2006-10-20 | Открытое акционерное общество "НПО "Промавтоматика" | Method of detecting escape of sand from gas well |
| MX2007001960A (en) * | 2006-02-16 | 2008-11-18 | Schlumberger Technology Bv | System and method for detecting pressure disturbances in a formation while performing an operation. |
| US20080282781A1 (en) * | 2005-11-01 | 2008-11-20 | Cormon Limited | Monitoring Particles in a Fluid Stream |
| RU2338877C1 (en) * | 2007-04-12 | 2008-11-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Ямбурггаздобыча" | Method for group research of cluster gas and gas-condensate wells in stationary filtration modes |
-
2011
- 2011-05-05 RU RU2011117665/03A patent/RU2474685C2/en active
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2285909C2 (en) * | 2005-01-27 | 2006-10-20 | Открытое акционерное общество "НПО "Промавтоматика" | Method of detecting escape of sand from gas well |
| US20080282781A1 (en) * | 2005-11-01 | 2008-11-20 | Cormon Limited | Monitoring Particles in a Fluid Stream |
| MX2007001960A (en) * | 2006-02-16 | 2008-11-18 | Schlumberger Technology Bv | System and method for detecting pressure disturbances in a formation while performing an operation. |
| RU2338877C1 (en) * | 2007-04-12 | 2008-11-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Ямбурггаздобыча" | Method for group research of cluster gas and gas-condensate wells in stationary filtration modes |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| ГРИЦЕНКО А.И. и др. Руководство по исследованию скважин. - М.: Наука, 1995, с.499-503. * |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2608141C1 (en) * | 2015-11-13 | 2017-01-16 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Method for real-time monitoring of water and sand carry-over with extracted product from well in automated process control systems of gas-field objects of oil and gas condensate of deposits of far north |
| RU2619602C1 (en) * | 2015-11-13 | 2017-05-17 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Method of on-line monitoring of water and sand carry-over with product extracted from well in apcs of gas-field sites of oil and gas condensate deposits of far north |
| RU2712665C1 (en) * | 2019-07-23 | 2020-01-30 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Method of automatic control of gas drying process at plants for complex gas treatment in conditions of the north |
| RU2724756C1 (en) * | 2019-11-18 | 2020-06-25 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Method for automatic load distribution between gas drying process lines at gas treatment plants located in the north of russia |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2011117665A (en) | 2012-11-10 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Chew et al. | A practical hybrid modelling approach for the prediction of potential fouling parameters in ultrafiltration membrane water treatment plant | |
| RU2474685C2 (en) | Method of on-line monitoring of water and sand carry-over with extracted product from well in apcs of gas-field sites of oil and gas condensate deposits of far north | |
| US9334728B2 (en) | Oil well production analyzing system | |
| CN102411044A (en) | Diagenesis simulation experimental apparatus and method | |
| US10866165B2 (en) | System for automatic sampling and detection of on-line gas by high-temperature and high-pressure simulator and detection method thereof | |
| DK201670271A1 (en) | Multiphase Fluid Analysis | |
| CN103775832A (en) | Transient flow problem method-based oil pipeline dropping detection device | |
| US20190049425A1 (en) | Oil Well Gauging System and Method of Using the Same | |
| CN107748149B (en) | Online oily sewage detection device and detection method based on ultraviolet fluorescence method | |
| CN107796794B (en) | Online oily sewage detection method based on ultraviolet fluorescence method | |
| KR101274469B1 (en) | Automatic control apparatus for production study by depressurization of gas hydrate-bearing pressure core | |
| CN104801096A (en) | Intelligent pre-filter online monitoring and diagnosing device and method | |
| RU2619602C1 (en) | Method of on-line monitoring of water and sand carry-over with product extracted from well in apcs of gas-field sites of oil and gas condensate deposits of far north | |
| CN108345289A (en) | A kind of industrial process stationarity detection method based on substituted plane | |
| US10191027B2 (en) | Methods of determining properties of oil | |
| CN107589101B (en) | Online oily sewage detection device based on ultraviolet fluorescence method | |
| CN110339938A (en) | A kind of digitlization coal separation system | |
| WO2023033641A1 (en) | System for monitoring solid particles in fluid flow | |
| CN113218903B (en) | Oil analysis equipment fault prediction system based on micro-fluidic and artificial intelligence | |
| CN105317704A (en) | Centrifugal pump operation condition judgment device and method | |
| RU2604101C1 (en) | Method of gas wells flooding process control | |
| RU139629U1 (en) | STAND FOR CREATING A WAVE IMPACT ON CORE MATERIAL OF OIL AND GAS-CONDENSATE DEPOSIT COLLECTORS | |
| CN103485825A (en) | Method for carrying out underground coal mine temperature early warning through time difference | |
| RU2670293C1 (en) | Method for selecting formation liquid without hydrocarbon gas production to the atmosphere | |
| RU2454535C1 (en) | Method for determining well operating parameters to gas-collecting system |