RU2490430C1 - Procedure for oilfield pipeline operation - Google Patents
Procedure for oilfield pipeline operation Download PDFInfo
- Publication number
- RU2490430C1 RU2490430C1 RU2012142162/03A RU2012142162A RU2490430C1 RU 2490430 C1 RU2490430 C1 RU 2490430C1 RU 2012142162/03 A RU2012142162/03 A RU 2012142162/03A RU 2012142162 A RU2012142162 A RU 2012142162A RU 2490430 C1 RU2490430 C1 RU 2490430C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pipeline
- wells
- well
- group
- salts
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при обнаружениях солеотложений в нефтепромысловом трубопроводе.The invention relates to the oil industry and may find application in the detection of scaling in the oil pipeline.
Известен способ контроля технического состояния скважины, заключающийся в закачивании «меченой» жидкости и измерении радиоактивности до и после ее закачивания. В скважину последовательно закачивают осадитель радиоактивных изотопов, например, водный раствор едкого натрия и «меченый» растворитель - 10%-ный водный раствор соляной кислоты, активированный радиоактивными изотопами, причем растворитель отделяют от осадителя и технической воды подушками из органической жидкости (Патент РФ №357538, опублик. 2000.01.20).A known method of monitoring the technical condition of the well, which consists in pumping "labeled" fluid and measuring radioactivity before and after pumping. A precipitator of radioactive isotopes is sequentially pumped into the well, for example, an aqueous solution of sodium hydroxide and a “labeled” solvent — a 10% aqueous solution of hydrochloric acid activated by radioactive isotopes, the solvent being separated from the precipitator and process water by pillows from an organic liquid (RF Patent No. 357538 , published. 2000.01.20).
Способ требует остановки скважины и применения специальных технических средств. Способ сложен и позволяет определить нарушения обсадной колонны при их значительном размере.The method requires stopping the well and using special technical means. The method is complex and allows to determine violations of the casing string with a significant size.
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ эксплуатации добывающей скважины и нефтепромыслового трубопровода, согласно которому проводят определение качественного и количественного состава твердых взвешенных частиц и состава попутно добываемой воды на устье скважины или на выходе из групповой замерной установки, расчет концентрации смешения солей, содержащихся в водах, поступающих в скважину из различных источников, сборном трубопроводе или в групповой замерной установке, расчет окончания реакции образования твердых солей в месте замера, образующихся при смешении разных вод, определение скорости потока жидкости по трубопроводу, определение места отложения солей, вынесение заключения о работоспособности оборудования (Патент РФ №2325515, кл. E21B 43/20, опубл. 27.05,2008 - прототип).Closest to the proposed invention in technical essence is a method of operating a producing well and oilfield pipeline, according to which the qualitative and quantitative composition of solid suspended particles and the composition of produced water at the wellhead or at the exit of a group metering unit are determined, and the concentration of mixing salts contained in waters flowing into a well from various sources, a collection pipe or in a group metering unit, calculation of completion the reaction of the formation of solid salts at the measurement site, resulting from the mixing of different waters, determining the rate of fluid flow through the pipeline, determining the location of salt deposition, making an opinion on the operability of the equipment (RF Patent No. 22325515, CL E21B 43/20, publ. 27.05,2008 - prototype).
Способ позволяет вынести заключение о работоспособности нефтепромыслового трубопровода, но способ не предусматривает обеспечение работоспособности нефтепромыслового трубопровода.The method allows to make a conclusion about the health of the oil field pipeline, but the method does not provide for the health of the oil field pipeline.
В предложенном изобретении решается задача обеспечения работоспособности нефтепромыслового трубопровода при активном солеотложений.The proposed invention solves the problem of ensuring the operability of an oil field pipeline with active scaling.
Задача решается тем, что в способе эксплуатации нефтепромыслового трубопровода ведут отбор проб на выкидных линиях добывающих скважин, определение количественного состава попутно добываемой воды на выходе из групповой замерной установки, расчет концентрации образующихся солей от смешения вод, поступающих в групповую замерную установку из различных скважин, учитывают периодичность работы одной или группы скважин, проводят расчет окончания реакции образования нерастворимых солей в трубопроводе за групповой замерной установкой, определение скорости потока жидкости по трубопроводу, определение места основного отложения солей в трубопроводе, выполняют изменение режима работы одной или группы скважин для достижения значения концентрации нерастворимых солей в месте основного отложения не более 0,1 г/л, при этом скорость потока жидкости по трубопроводу определяют по формуле:The problem is solved in that, in the method of operating the oil field pipeline, samples are taken at flow lines of production wells, the quantitative composition of produced water at the outlet of the group metering unit is determined, and the concentration of salts formed from mixing the water entering the group metering unit from various wells is calculated the frequency of operation of one or a group of wells, calculate the end of the reaction of the formation of insoluble salts in the pipeline behind the group metering unit, determine Setting the rate of fluid flow through the pipeline, determining the location of the main salt deposition in the pipeline, change the operating mode of one or a group of wells to achieve a concentration of insoluble salts at the site of the main deposition of not more than 0.1 g / l, while the fluid flow rate through the pipeline is determined according to the formula:
Uд=Qж/(1440×Sгзу×t),Ud = Q w / (1440 × Sgzu × t),
где Uд - скорость потока жидкости по трубопроводу, м/мин,where Ud is the fluid flow rate through the pipeline, m / min,
Qж - сумарный дебит по жидкости, м3/мес.Q W - total fluid flow rate, m 3 / month.
Sгзу - площадь сечения сборного коллектора групповой замерной установки, м2.Sgzu - sectional area of the prefabricated collector of a group metering installation, m 2
t - средневзвешенное по объему добываемой воды количество дней работы скважин за месяц.t - weighted average by the volume of produced water, the number of days of well operation per month.
Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
При эксплуатации нефтяных месторождений на поздней стадии разработки одна из основных проблем, которая встает перед разработчиками - рост отложения солей на оборудовании, которое может привести к выходу из строя. При большом фонде скважин и наземных трубопроводов встает вопрос раннего обнаружения солеотложений и принятия решения о необходимости ремонта или продлении межремонтного периода. В предложенном способе решается задача обеспечения работоспособности нефтепромыслового трубопровода при активном солеотложений за счет раннего обнаружения солеотложений, т.е. на такой стадии, когда нарушение еще невозможно обнаружить прочими способами, и назначения мероприятий, исключающих активное солеотложение. Задача решается следующим образом.When exploiting oil fields at a late stage of development, one of the main problems facing developers is the increase in salt deposition on equipment, which can lead to failure. With a large pool of wells and onshore pipelines, the question arises of early detection of scaling and deciding whether to repair or extend the overhaul period. The proposed method solves the problem of ensuring the operability of an oil field pipeline with active scaling due to early detection of scaling, i.e. at such a stage when the violation cannot yet be detected by other methods, and the appointment of measures that exclude active scaling. The problem is solved as follows.
При эксплуатации нефтепромыслового трубопровода ведут определение качественного и количественного состава твердых взвешенных частиц и состава попутно добываемой воды на устье скважины или на выходе из групповой замерной установки. Количественно определяют сульфат бария в твердых взвешенных частицах, качественно - сульфид железа, карбонат кальция, гипс, оксид кремния и т.д. При необходимости возможно количественное определение.During the operation of an oil field pipeline, the qualitative and quantitative composition of solid suspended particles and the composition of produced water at the wellhead or at the outlet of a group metering unit are determined. Barium sulfate is quantitatively determined in solid suspended particles, qualitatively - iron sulfide, calcium carbonate, gypsum, silicon oxide, etc. If necessary, quantification is possible.
Проводят расчет концентрации смешения солей, содержащихся в водах, поступающих в скважину из различных источников, сборном трубопроводе или в групповой замерной установке:Calculation of the concentration of mixing salts contained in the waters entering the well from various sources, prefabricated pipeline or in a group metering installation:
- содержание хлоридов, в пересчете на хлорид натрия, CNaCl, г/дм3;- chloride content, in terms of sodium chloride, C NaCl , g / dm 3 ;
- содержание сульфат ионов (SO4 2-), CSO4, г/дм3;- content of sulfate ions (SO 4 2 -), C SO4 , g / dm 3 ;
- содержание ионов бария (Ba2+), CBa, г/дм3.- the content of barium ions (Ba 2+ ), C Ba , g / DM 3 .
1. Данные для расчета по групповой замерной установке сводят в таблицу 1.1. The data for the calculation of the group metering unit are summarized in table 1.
Пояснения к таблицеExplanations for the table
Дебит по воде (м3/мес.) - определяется как произведение трех значений: дебита жидкости, обводненности, дней работы.Water flow rate (m 3 / month) - is defined as the product of three values: fluid flow rate, water cut, work days.
Суммарный дебит по воде (Двод) - определяется как сумма дебитов по воде всех скважин за месяц.Total water production (D water ) - is defined as the sum of the water production of all wells per month.
Удельная доля добываемой воды по скважине (ni) - определяется отношением дебита по воде каждой скважины за месяц на суммарный дебит по воде по групповой замерной установке за месяц.The specific fraction of produced water per well (ni) is determined by the ratio of the water production rate of each well per month to the total water production rate per group metering unit per month.
Концентрацию (г/л) смешения по барию (С*Ва) определяют по формуле:The concentration (g / l) of barium mixing (C * Ba) is determined by the formula:
C*Ba=∑(ni, ×CBai).C * Ba = ∑ (n i , × CBa i ).
Концентрацию (г/л) смешения по сульфату (C*SO4) определяют по формуле:The concentration (g / l) of sulfate mixing (C * SO 4 ) is determined by the formula:
C*SO4=∑(ni×CSO4).C * SO 4 = ∑ (n i × CSO 4 ).
Концентрацию (г/л) по сульфату бария определяют следующим образом:The concentration (g / l) of barium sulfate is determined as follows:
если C*Ba/137≤C*SO4/96, то C*BaSO4=C*Ba×1,7;if C * Ba / 137≤C * SO 4/96, the C * BaSO 4 = C * Ba × 1,7;
если C*Ba/137≥C*SO4/96, то C*BaSO4=C*SO4×2,43.if C * Ba / 137≥C * SO 4/96, the C * BaSO 4 = C * SO 4 × 2,43.
Концентрацию (г/л) по хлориду (С Cl) определяют по формуле:The concentration (g / l) of chloride (C Cl) is determined by the formula:
CNaCl=1,65∑(ni×CCli),CNaCl = 1.65∑ (n i × CCl i ),
где 1,65 - коэффициент пересчета Cl в NaCl.where 1.65 is the conversion factor of Cl to NaCl.
Выполняют расчет окончания реакции образования твердых солей в месте замера, образующихся при смешении разных вод.Calculate the end of the reaction of formation of solid salts at the measurement site, formed by mixing different waters.
Графические зависимости фиг.1 были получены в лабораторных условиях по изменениям оптических характеристик растворов, полученных при смешении сульфатной и баритовой вод при различной минерализации по хлориду натрия.The graphical dependences of FIG. 1 were obtained in laboratory conditions from changes in the optical characteristics of solutions obtained by mixing sulfate and barite waters with various salinity of sodium chloride.
Для значений концентраций хлорида натрия в промежуточных значениях можно использовать стандартные формулы интерполирования.For intermediate sodium chloride concentrations, standard interpolation formulas can be used.
По значениям CNaCl и CBaSO4* по графикам фиг.1 определяют время окончания реакции тр, мин.According to the values of CNaCl and CBaSO 4 * according to the graphs of figure 1 determine the end time of the reaction t p , min.
2. Выполняют определение скорости потока жидкости по трубопроводу. Данные для расчета по групповой замерной насосной установке:2. Perform the determination of the fluid flow rate through the pipeline. Data for the calculation of a group metering pump installation:
- Дебит скважин Ожскв (м3/сут), их обводненность, (%).- The flow rate of wells Oskskv (m 3 / day), their water cut, (%).
- Диаметр (внутренний) сборного коллектора групповой замерной установки, D, мм.- Diameter (internal) of the prefabricated collector of the group metering unit, D, mm.
Площадь сечения сборного коллектора групповой замерной установки, м2 Sectional area of the prefabricated collector of a group metering installation, m 2
Sгзу=(тт×D2)/4Sgzu = (tm × D 2 ) / 4
- Скорость потока жидкости по трубопроводу, м/мин, определяют по формуле:- The fluid flow rate through the pipeline, m / min, is determined by the formula:
Uд=Qж/(1440×Sгзу×t),Ud = Q w / (1440 × Sgzu × t),
где Qж - сумарный дебит по жидкости, м3/мес, определяется по формуле:where Q W - the total fluid rate, m 3 / month, is determined by the formula:
Qж=∑(Qжсквi×ti);Q Ж = ∑ (Qжскв i × t i );
t - средневзвешенное по объему добываемой воды количество дней работы скважин за месяц, определяется по формуле:t - weighted average in the volume of produced water, the number of days of well operation per month, is determined by the formula:
t(сут)=∑(ni×ti).t (day) = ∑ (n i × t i ).
3. Определяют места отложения солей.3. Determine the location of salt deposition.
Расстояние от групповой замерной установки до начала места образования отложения солей, м, определяют по формуле:The distance from the group metering installation to the beginning of the place of formation of salt deposits, m, is determined by the formula:
Н=0,5 Uд×тр.N = 0.5 Ud × t r .
Расстояние от групповой замерной установки до конца места образования отложения солей, м, определяют по формуле:The distance from the group metering unit to the end of the place of formation of salt deposits, m, is determined by the formula:
Нк=Uд×тр;Hk = Ud × t p ;
тр - предельное время, максимум отложений приходится на 0,5 тр.t p - time limit, maximum deposits occur at 0.5 t p .
4. Выносят заключение о работоспособности трубопровода. Количество сульфата бария, выделившегося из м3 пластовой воды, определяют по формуле:4. Make a conclusion about the operability of the pipeline. The amount of barium sulfate released from m 3 formation water is determined by the formula:
m(r\сут)=(CBaSO4-Снас.)×Dвод/t.m (r \ d) = (CBaSO -C 4 us.) × Dvod / t.
Снас определяют по таблице 2. We are determined by table 2.
- концентрации, полученные расчетным путем по произведению растворимости и ионной силе раствора хлорида натрия.- concentrations calculated by the product of the solubility and ionic strength of the sodium chloride solution.
Пример конкретного выполненияConcrete example
Эксплуатируют нефтепромысловый трубопровод. Проводят определение качественного и количественного состава твердых взвешенных частиц и состава попутно добываемой воды на устье скважины или на выходе из групповой замерной установки (таблица 3).Operate the oil pipeline. The qualitative and quantitative composition of solid suspended particles and the composition of produced water at the wellhead or at the exit from the group metering unit are determined (table 3).
Проводят расчет концентрации смешения солей, содержащихся в водах, поступающих в скважину из различных источников, сборном трубопроводе или в групповой замерной установке.Calculation of the concentration of mixing salts contained in the waters entering the well from various sources, prefabricated pipeline or in a group metering installation.
Выполняют расчет окончания реакции образования твердых солей в месте замера, образующихся при смешении различных вод.A calculation is made of the end of the reaction of formation of solid salts at the measurement site, formed by mixing various waters.
Определяют по графикам чертежа 1 тр, примерно 27 мин. Выполняют определение скорости потока жидкости по трубопроводу.Determined from the graphs of the drawing 1 t p , about 27 minutes Determine the fluid flow rate through the pipeline.
Dгзy=159 мм, δ=6,5 ммD zy = 159 mm, δ = 6.5 mm
Sгзу=(3,14×(0,159-0,013)2)/4=0,017 м2 S gzu = (3.14 × (0.159-0.013) 2) / 4 = 0.017 m 2
Uд=Qж/(1440×Sгзу×t), м/мин,Ud = Q w / (1440 × Sgzu × t), m / min,
где t - средневзвешенное по объему добываемой воды количество дней работы скважин за месяц, определяется по формуле:where t is the weighted average number of days of well operation per month in terms of the volume of water produced, is determined by the formula:
t(сут)=∑(ni×ti).t (day) = ∑ (n i × t i ).
Uд=14410,8/(1440×0,017×28,18)=21,22 м/мин.Ud = 14410.8 / (1440 × 0.017 × 28.18) = 21.22 m / min.
Определяют места отложения солей:The places of salt deposition are determined:
Нн=0,5×Uд×тр N n = 0.5 × Ud × t p
Нн=0,5×21,22×27=286 мN n = 0.5 × 21.22 × 27 = 286 m
Нк=Uд×тр N to = Ud × t p
Нк=21,22×27=573 мN to = 21.22 × 27 = 573 m
Выносят заключение о работоспособности оборудования.Make a conclusion about the operability of the equipment.
В интервале 286-573 м от групповой замерной установки образуется отложения сульфата бария со средней скоростью:In the range of 286-573 m from the group metering unit, barium sulfate deposits are formed at an average rate:
m(кг/сут)=(CBаSO4-Снас)×Двод/tm (kg / day) = (C BaSO4 -С us ) × Drive / t
m=(0/19-0,068)×12421,8/28,18=53,7 кг/сутm = (0 / 19-0.068) × 12421.8 / 28.18 = 53.7 kg / day
из них на стенке закрепляется 5,37 кг (0,1 m), остальное выносится на товарный парк. Время сужения проходного сечения трубопровода в 2 раза можно оценочно рассчитать по формулам:of which 5.37 kg (0.1 m) are fixed on the wall, the rest is carried to the freight fleet. The time to narrow the bore of the pipeline in 2 times can be estimated using the formulas:
S*=3/4×Sгзу=0,013 м2S * = 3/4 × S gzu = 0.013 m2
MBaSO4=S*×ΔH×ρBaSO4=0,013×286×4500=16731 кгM BaSO4 = S * × ΔH × ρ BaSO4 = 0.013 × 286 × 4500 = 16731 kg
T0,5=MBaSO4/m=3116 сут (около 8,5 лет),T 0.5 = M BaSO4 / m = 3116 days (about 8.5 years),
где ρBaSO4=4500 кг/м3 плотность сульфата бария.where ρ BaSO4 = 4500 kg / m 3 the density of barium sulfate.
Изменяем режим работы скважины с высоким содержанием сульфат-ионов 20231 с 31 дня работы на 3 дня работы.We change the operating mode of a well with a high content of sulfate ions 20231 from 31 days of work to 3 days of work.
Проводят расчет концентрации смешения солей, содержащихся в водах, поступающих в трубопровод из различных скважин в сборном трубопроводе. Выполняют расчет окончания реакции образования твердых солей в месте замера, образующихся при смешении различных вод. Определяют по графикам чертежа 1 тр, примерно 100 мин. Выполняют определение скорости потока жидкости по трубопроводу.A calculation is made of the concentration of mixing salts contained in the waters entering the pipeline from various wells in the collection pipeline. A calculation is made of the end of the reaction of formation of solid salts at the measurement site, formed by mixing various waters. Determined from the graphs of the drawing 1 t p , approximately 100 minutes Determine the fluid flow rate through the pipeline.
Dгзу=159 мм, δ=6,5 ммD gzu = 159 mm, δ = 6.5 mm
Sгзу=(3,14×(0,159-0,013)2)/4=0,017 м2 S gzu = (3.14 × (0.159-0.013) 2) / 4 = 0.017 m 2
Uд=Qж/(1440×Sгзу×t),Ud = Q w / (1440 × S gzu × t),
где t - средневзвешенное по объему добываемой воды количество дней работы скважин за месяц определяется по формулеwhere t is the weighted average number of days of well operation per month determined by the formula
t(сут)=∑(ni×ti)t (days) = ∑ (n i × t i )
Uд=13290,8/(1440×0,017×27,7)=19,6 м/минUd = 13290.8 / (1440 × 0.017 × 27.7) = 19.6 m / min
Определяют места отложения солейDetermine salt deposition sites
Нн=0,5×Uд×тр N n = 0.5 × Ud × t p
Нн=0,5×19,6×100=980Nn = 0.5 × 19.6 × 100 = 980
Нк=Uд×тр N to = Ud × t p
Нк=19,6×100=1960.N to = 19.6 × 100 = 1960.
Выносят заключение о работоспособности оборудования.Make a conclusion about the operability of the equipment.
В интервале 980-1960 м от групповой замерной установки образуется отложения сульфата бария со средней скоростью:In the range of 980-1960 m from the group metering unit, barium sulfate deposits are formed at an average rate:
m(кг/сут)=(CBaSO4-Снас)×Двод/tm (kg / day) = (C BaSO4 -С us ) × Drive / t
m=(0,099-0,068)×11425/27,7=12,8 кг/сут,m = (0.099-0.068) × 11425 / 27.7 = 12.8 kg / day,
из них на стенке закрепляется 1,28 кг (0,1 m), остальное выносится на товарный парк.Of these, 1.28 kg (0.1 m) are fixed on the wall, the rest is carried to the goods park.
Время сужения проходного сечения трубопровода в 2 раза можно оценочно рассчитать по формулам:The time to narrow the bore of the pipeline in 2 times can be estimated using the formulas:
S*=3/4×Sгзу=0,013 м2 S * = 3/4 × S gzu = 0.013 m 2
MBaSO4=S*×ΔH×ρBaSO4=0,013×980×4500=57330 кгM BaSO4 = S * × ΔH × ρ BaSO4 = 0.013 × 980 × 4500 = 57330 kg
T0,5=MBaSO4/m=44789 сут (около 122 лет),T 0.5 = M BaSO4 / m = 44789 days (about 122 years),
где ρBaSO4=4500 кг/м3 - плотность сульфата бария.where ρ BaSO4 = 4500 kg / m 3 is the density of barium sulfate.
Таким образом, с уменьшением дней работы скважины с высоким содержанием сульфат-ионов достигается снижение концентрации смешения солей до 0,1 г/л и решается проблема образования солеотложений в системе промысловых трубопроводов.Thus, with a decrease in the days of operation of a well with a high content of sulfate ions, a decrease in the concentration of salt mixing to 0.1 g / l is achieved and the problem of the formation of scale deposits in the field piping system is solved.
По поводу работы скважины в течение 3 сут., указанной в примере, отмечается, что эта величина является частной величиной - только для данного примера, являющейся своего рода крайней по возможному количеству отлагающихся солей. В других случаях продолжительность работы может достигать 15 сут.Regarding the operation of the well for 3 days indicated in the example, it is noted that this value is a particular quantity - only for this example, which is a kind of extreme in the possible amount of salt deposited. In other cases, the duration of the work can reach 15 days.
Данный вид скважин относится к фонду скважин, работа которого по добыче нефти имеет периодический характер. В периоды остановки такие скважины используют как наблюдательные, исследовательские или нагнетательные. Фонд периодической работы скважин используют при циклическом заводнении, когда нагнетательные и добывающие скважины работают по режиму «работа-остановка», что способствует изменению градиентов потоков флюидов в пласте и повышению конечной нефтеотдачи залежи.This type of well belongs to the well stock, whose work in oil production is periodic. During shutdown periods, such wells are used as observation, research, or injection wells. The periodic well operation fund is used in cyclic water flooding when the injection and production wells operate in a "work-stop" mode, which helps to change the gradients of fluid flows in the reservoir and increase the final oil recovery of the reservoir.
Затраты на строительство таких скважин окупаются за счет того, что эти скважины имеют малый диаметр. Стоимость их строительства в два-три раза меньше стоимости строительства обычных скважин. При этом может быть сокращен объем строительства вышеназванных наблюдательных, исследовательских или нагнетательных скважин.The construction costs of such wells are paid off due to the fact that these wells have a small diameter. The cost of their construction is two to three times less than the cost of building conventional wells. At the same time, the volume of construction of the above observation, research or injection wells can be reduced.
Claims (1)
Uд=Qж/(1440·SГЗУ·t),
где Uд - скорость потока жидкости по трубопроводу, м/мин;
Qж - суммарный дебит по жидкости, м3/мес;
SГЗУ - площадь сечения сборного коллектора групповой замерной установки, м2;
t - средневзвешенное по объему добываемой воды количество дней работы скважин за месяц. A method of operating an oil field pipeline, including determining the qualitative and quantitative composition of produced water at the wellhead or at the exit of a group metering unit, calculating the concentration of mixing salts contained in the waters entering the well from various sources, taking into account the frequency of operation of one or a group of wells in the team pipeline or in a group metering unit, calculation of the end of the reaction of formation of solid salts at the measurement site, formed by mixing different waters, determine the rate of fluid flow through the pipeline, determining the location of salt deposition, making an opinion on the operability of the equipment, changing the operating mode of one or a group of wells to achieve a concentration of barium sulfate salts at the measurement site according to the calculation results of not more than 0.1 g / l, while the fluid flow rate through the pipeline is determined by the formula:
Ud = Q w / (1440 · S GZU · t),
where Ud is the fluid flow rate through the pipeline, m / min;
Q W - the total fluid rate, m 3 / month;
S GZU - sectional area of the prefabricated collector of a group metering installation, m 2
t - weighted average by the volume of produced water, the number of days of well operation per month.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2012142162/03A RU2490430C1 (en) | 2012-10-04 | 2012-10-04 | Procedure for oilfield pipeline operation |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2012142162/03A RU2490430C1 (en) | 2012-10-04 | 2012-10-04 | Procedure for oilfield pipeline operation |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2490430C1 true RU2490430C1 (en) | 2013-08-20 |
Family
ID=49162857
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2012142162/03A RU2490430C1 (en) | 2012-10-04 | 2012-10-04 | Procedure for oilfield pipeline operation |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2490430C1 (en) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2733558C2 (en) * | 2018-10-31 | 2020-10-05 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of determining volume and interval of deposits in pipeline |
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4980077A (en) * | 1989-06-22 | 1990-12-25 | Mobil Oil Corporation | Method for removing alkaline sulfate scale |
US5084105A (en) * | 1989-04-03 | 1992-01-28 | Mobil Oil Corporation | Sulfate scale dissolution |
RU2110489C1 (en) * | 1992-06-03 | 1998-05-10 | Мобил Ойл Корпорейшн | Method for elimination of deposits of sulfates of alkaline-earth metals |
RU2255907C2 (en) * | 1999-06-22 | 2005-07-10 | Асимптоут Лимитед | Method and installation for decrease of formation of mineral salts deposits |
RU2263778C1 (en) * | 2004-10-05 | 2005-11-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of salt deposit prevention during oil production and transportation |
RU2325515C1 (en) * | 2007-05-23 | 2008-05-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Operation process of maintenance well and oilfield pipe line |
-
2012
- 2012-10-04 RU RU2012142162/03A patent/RU2490430C1/en active
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5084105A (en) * | 1989-04-03 | 1992-01-28 | Mobil Oil Corporation | Sulfate scale dissolution |
US4980077A (en) * | 1989-06-22 | 1990-12-25 | Mobil Oil Corporation | Method for removing alkaline sulfate scale |
RU2110489C1 (en) * | 1992-06-03 | 1998-05-10 | Мобил Ойл Корпорейшн | Method for elimination of deposits of sulfates of alkaline-earth metals |
RU2255907C2 (en) * | 1999-06-22 | 2005-07-10 | Асимптоут Лимитед | Method and installation for decrease of formation of mineral salts deposits |
RU2263778C1 (en) * | 2004-10-05 | 2005-11-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of salt deposit prevention during oil production and transportation |
RU2325515C1 (en) * | 2007-05-23 | 2008-05-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Operation process of maintenance well and oilfield pipe line |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2733558C2 (en) * | 2018-10-31 | 2020-10-05 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of determining volume and interval of deposits in pipeline |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
AU2012294865B2 (en) | Methods for monitoring the formation and transport of an acidizing fluid using opticoanalytical devices | |
US10024142B2 (en) | Selective extraction of fluids from subsurface wells | |
CA2843519C (en) | Methods for monitoring fluids within or produced from a subterranean formation during acidizing operations using opticoanalytical devices | |
AU2012294803B2 (en) | Methods for monitoring and modifying a fluid stream using opticoanalytical devices | |
MX2014001431A (en) | Methods for monitoring fluids within or produced from a subterranean formation during fracturing operations using opticoanalytical devices. | |
CA2842944A1 (en) | Methods for monitoring the formation and transport of a treatment fluid using opticoanalytical devices | |
AU2012294842A1 (en) | Methods for monitoring a water source using opticoanalytical devices | |
WO2020063603A1 (en) | Dynamic data processing method for oilfield development and production | |
Lu et al. | Kinetics of barium sulfate deposition and crystallization process in the flowing tube | |
RU2490430C1 (en) | Procedure for oilfield pipeline operation | |
Weaver et al. | Scenario analysis of the impact on drinking water intakes from bromide in the discharge of treated oil and gas wastewater | |
Dąbrowski et al. | Calcium carbonate equilibria in water supply systems | |
RU2325515C1 (en) | Operation process of maintenance well and oilfield pipe line | |
Jøsang et al. | Scale under turbulent flow | |
Deverel et al. | Processes affecting agricultural drainwater quality and organic carbon loads in California's Sacramento–San Joaquin Delta | |
RU2325521C1 (en) | Method for disturbances detection in exploitation well casing string | |
RU2276251C2 (en) | Method for salt deposit prediction | |
RU2733558C2 (en) | Method of determining volume and interval of deposits in pipeline | |
Ma et al. | Water Consumption and Pollution Cost of the Shale Gas Development: a Review and a Case Study | |
CN104071904B (en) | A kind ofly evaluate the device of antiseptic corrosion inhibitor to recycle of oil field produced water network anti-corrosion scale-inhibiting properties | |
CN105388083A (en) | Oil field scaling trend prediction method | |
Commons | Effect of partial lead service line replacement on total lead at the tap in Cranston, Rhode Island | |
CN219532860U (en) | Lining structure accelerated corrosion test device | |
CN103808580A (en) | Method for testing influence on descaling effect of descaling agent caused by dosage of hydrochloric acid | |
CN103808610A (en) | Method for testing influence on descaling effect of descaling agent caused by dosage of EDTA (Ethylene Diamine Tetraacetic Acid) disodium salt |