RU2619602C1 - Способ оперативного контроля выноса воды и песка с добываемым продуктом из скважины в асу тп газопромысловых объектов нефтегазоконденсатных месторождений крайнего севера - Google Patents
Способ оперативного контроля выноса воды и песка с добываемым продуктом из скважины в асу тп газопромысловых объектов нефтегазоконденсатных месторождений крайнего севера Download PDFInfo
- Publication number
- RU2619602C1 RU2619602C1 RU2015148985A RU2015148985A RU2619602C1 RU 2619602 C1 RU2619602 C1 RU 2619602C1 RU 2015148985 A RU2015148985 A RU 2015148985A RU 2015148985 A RU2015148985 A RU 2015148985A RU 2619602 C1 RU2619602 C1 RU 2619602C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- pressure
- well
- actual
- loop
- Prior art date
Links
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 35
- 239000004576 sand Substances 0.000 title claims abstract description 33
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 22
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 title claims abstract description 12
- 101150020229 Apcs gene Proteins 0.000 title 1
- 238000004886 process control Methods 0.000 claims abstract description 14
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 6
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 7
- 238000010926 purge Methods 0.000 claims description 3
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims description 2
- 101100345589 Mus musculus Mical1 gene Proteins 0.000 claims 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 abstract description 76
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 6
- 238000013461 design Methods 0.000 abstract description 4
- GVVPGTZRZFNKDS-JXMROGBWSA-N geranyl diphosphate Chemical compound CC(C)=CCC\C(C)=C\CO[P@](O)(=O)OP(O)(O)=O GVVPGTZRZFNKDS-JXMROGBWSA-N 0.000 abstract description 4
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 abstract description 3
- 238000005259 measurement Methods 0.000 abstract description 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 abstract 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 4
- 230000035508 accumulation Effects 0.000 description 4
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 4
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 2
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 2
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 2
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 2
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 2
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 2
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 2
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 238000005352 clarification Methods 0.000 description 1
- 230000008030 elimination Effects 0.000 description 1
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 230000037361 pathway Effects 0.000 description 1
- 238000013139 quantization Methods 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/10—Locating fluid leaks, intrusions or movements
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/06—Measuring temperature or pressure
Landscapes
- Physics & Mathematics (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Feedback Control In General (AREA)
- Treating Waste Gases (AREA)
Abstract
Изобретение относится к области добычи природного газа и, в частности, к оперативному контролю выноса воды и песка из скважины в автоматизированной системе управления технологическими процессами (АСУ ТП) нефтегазоконденсатных месторождений Крайнего Севера. Способ включает измерение расхода, давления и температуры газа на устье скважины с параллельным контролем в реальном масштабе времени фактического давления и температуры газа в конце шлейфа-газопровода, по которому газ поступает на вход установки комплексной подготовки газа (УКПГ). Использование текущих значений контролируемых параметров для вычисления расчетного значения давления газа в конце шлейфа-газопровода в реальном масштабе времени средствами АСУ ТП. Сравнение динамики его изменения во времени с динамикой изменения фактического давления газа в конце шлейфа-газопровода. Начало процесса выноса песка и воды из скважины определяют по появлению разности в динамике поведения давлений расчетного и фактического. Фактические параметры газа измеряют на устье каждой скважины, подключенной к газосборному шлейфу (ГСШ) по схеме с путевой подкачкой газа, и по этим параметрам производят расчет давления в конце ГСШ на входе УКПГ, которое используют в качестве оперативной модели для контроля функционирования шлейфа, при непрерывном контроле фактического давления и температуры в конце ГСШ. При появлении разности в динамике поведения давлений расчетного и фактического АСУ ТП начинает анализировать динамику поведения давления на устьях всех скважин и выбирает ближайшую к УКПГ из всех, у которых выявлен подъем давления на устье скважины. После чего, в рамках технологических ограничений, регулирует работу этой скважины. 1 ил.
Description
Изобретение относится к области добычи природного газа и, в частности к оперативному контролю выноса воды и песка из скважины в автоматизированной системе управления технологическими процессами (АСУ ТП) нефтегазоконденсатных месторождений Крайнего Севера.
Известен способ контроля выноса воды и песка с добываемым продуктом из скважины, включающий измерение давления газа на устье скважины. (А.И. Гриценко, З.С. Алиев, О.М. Ермилов., В.В. Ремизов, Г.А. Зотов. Руководство по исследованию скважин. - М.: Наука, 1995. 523 с.).
Способ реализуют во время проведения газогидродинамических исследований скважин нефтегазоконденсатного месторождения. Для реализации способа на технологической линии перед газосборным шлейфом (ГСШ) 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 минералогический анализы. Результаты анализов используют при выборе и контроле технологических режимов работы скважин в комплексе с данными промыслово-геофизических исследований.
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 информации, необходимой для управления технологическим процессом в реальном масштабе времени. 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 Крайнего Севера.
Наиболее близким по технической сущности к заявляемому изобретению является способ оперативного контроля выноса воды и песка с добываемым продуктом из скважины в АСУ ТП газопромысловых объектов нефтегазоконденсатных месторождений Крайнего Севера (РФ №2474685, E21B 47/00, опубликовано 05.05.2011). Способ включает измерение давления газа на устье скважины средствами АСУ ТП и телеметрии в реальном масштабе времени с одновременным контролем на устье скважины температуры 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 в конце шлейфа, сравнивают динамику его изменения во времени с динамикой изменения фактического давления газа в конце шлейфа - газопровода. Появление разности в динамике поведения давлений расчетного и фактического определяет начало процесса выноса песка и воды из скважины, что влечет необходимость регулирования режима ее работы.
Существенным недостатком указанного способа является то, что он только фиксирует начало процесса выноса песка и воды из скважины, но не может выявить скважину, в которой происходит вынос воды и песка. Как следствие этого, возникают трудности принятия решений по ликвидации фактора выноса воды и песка с добываемым продуктом, что снижает эффективность использования АСУ ТП установки комплексной подготовки газа (УКПГ). В некоторых случаях это может привести к значительным материальным потерям, включая и возникновение аварийных ситуаций.
Задачей изобретения является выявление той скважины, в которой нарушен режим работы, и восстановление нормального режима функционирования скважин, работающих на общий коллектор.
Техническим результатом, достигаемым от реализации изобретения, является повышение эффективности ведения технологических процессов добычи газа с использованием АСУ ТП на УКПГ.
Указанная задача решается, а технический результат достигается в способе оперативного контроля выноса воды и песка с добываемым продуктом из скважины в АСУ ТП газопромысловых объектов нефтегазоконденсатных месторождений Крайнего Севера, включающем измерение расхода, давления и температуры газа на устье скважины с параллельным контролем в реальном масштабе времени фактического давления и температуры газа в конце шлейфа-газопровода, по которому газ поступает на вход установки комплексной подготовки газа (УКПГ), и использование текущих значений контролируемых параметров для вычисления расчетного значения давления газа в конце шлейфа-газопровода в реальном масштабе времени средствами АСУ ТП, сравнение динамики его изменения во времени с динамикой изменения фактического давления газа в конце шлейфа-газопровода, при этом начало процесса выноса песка и воды из скважины определяют по появлению разности в динамике поведения давлений расчетного и фактического, СОГЛАСНО ИЗОБРЕТЕНИЮ, фактические параметры газа измеряют на устье каждой скважины, подключенной к ГСШ по схеме с путевой подкачкой газа, и по этим параметрам производят расчет давления в конце ГСШ на входе УКПГ, которое используют в качестве оперативной модели для контроля функционирования шлейфа в режиме «on-line», при непрерывном контроле фактического давления и температуры в конце ГСШ, при появлении разности в динамике поведения давлений расчетного и фактического АСУ ТП начинает анализировать динамику поведения давления на устьях всех скважин и выбирает ближайшую к УКПГ из всех, у которых выявлен подъем давления на устье скважины, после чего в рамках технологических ограничений регулирует работу этой скважины для исключения выноса воды и песка, а также в рамках технологических ограничений снижает давление в конце ГСШ для удаления накопленных воды и песка из ГСШ, при необходимости принимает решение о продувке всего ГСШ, после чего в режиме итерационного приближения к оптимальному решению производит повторный анализ поведения системы с учетом времени ее релаксации к новым условиям эксплуатации, которое назначают по результатам выявленных нарушений в режиме работе скважины.
На Крайнем Севере, как правило, используют коллекторную схему подключения скважин к УКПГ. Такая схема подключения называется схемой подключения с путевыми подкачками газа и показана на чертеже, где:
1, 8 - начальная и конечная точка ГСШ соответственно;
2-7 - точки подкачки газа;
9-12 - точки, где возможно накопление воды и песка в ГСШ;
13-18 - скважины, которые подключены к точке подкачки 2-7 ГСШ соответственно.
Давление газа на выходе ГСШ рк (в точке 8) при такой схеме подключения можно определить с помощью типовых расчетов (см., например, Новоселов В.Ф., Гольянов А.И., Муфтахов Е.М. Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации газопроводов. Учебное пособие для вузов. - М:. Недра, 1982. 136 с.), и это расчетное значение можно использовать в качестве модели для управления работой шлейфа.
Способ осуществляют следующим образом. Используя телеметрию и средства АСУ ТП с заданным шагом квантования, измеряют фактическое давление и температуру газа на устье каждой скважины и в конце ГСШ (соответственно pф.н.i, pф.к, tф.н.i, tф.к), а также расход газа qi каждой скважины (где i - номер скважины из всего количества скважин n, подключенных к шлейфу). После чего, на каждом участке ГСШ находят значения расхода газа - Qi. Очевидно, что расход газа между точками 1 и 2 (см. схему) будет Q1=q1, между последующими точками подкачки Q2, Q3, и т.д., где Q2=Q1+q2, Q3=Q2+q3 и т.д. В свою очередь q1, q2, q3 и т.д. - расход газа скважин 1, 2, 3 и т.д. соответственно.
Используя значения ряда проектных и справочных параметров, определяют с помощью вычислительных средств АСУ ТП расчетное давление газа в конце ГСШ pрас.к в реальном масштабе времени из соотношения:
если диаметр ГСШ является постоянной величиной, или:
если диаметр ГСШ является переменной величиной,
где pн, pк - давление газа в начале и конце ГСШ соответственно;
D(Di) - внутренний диаметр ГСШ (i-го) участка;
Qi - расход газа по i-му участку ГСШ;
λi - гидравлическое сопротивление i-го участка ГСШ;
li - длина i-го участка ГСШ;
A - коэффициент, который определяется по формуле 
;
z - коэффициент сжимаемости газа;
Δ - относительная плотность газа по воздуху;
T0 - средняя температура газа в ГСШ;
n - количество скважин, подключенных к ГСШ;
При обнаружении выноса воды и песка АСУ ТП начинает анализировать динамику давления на устьях скважин.
Допустим, в точке 9 (см. схему) начинает накапливаться вода и песок. В этом случае, фактическое давление pф.н.1 в начале ГСШ в точке 1 будет увеличиваться (см. схему). АСУ ТП, фиксируя увеличение давления pф.н.1, в рамках технологических ограничений начинает регулировать работу этой скважины, т.к. именно из нее произошел вынос воды и песка. Далее, чтобы очистить ГСШ от накоплений воды и песка, система также в рамках технологических ограничений снижает давление в конце ГСШ. Благодаря этому накопленная вода и песок в ГСШ вместе с газом поступает на вход УКПГ, а затем в сепаратор, расположенный в цехе подготовки газа для сепарации.
Накопление воды и песка может произойти и в других точках. Для нашего примера это точки 10, 11 или 12 (см. схему). Допустим, что начинает накапливаться вода и песок в точке 12. Когда накопится определенное количество песка и воды в точке 12, то начнет повышаться давление на устьях скважин, подключенных к ГСШ до точки 12. При анализе динамики повышения давления на скважинах легко можно сделать вывод, что именно со скважины, расположенной перед точкой 12, и началось повышение давления, т.е. с нее и осуществляется выброс воды и песка. После выяснения этого АСУ ТП в рамках технологических ограничений начинает регулировать работу этой скважины, из которой и происходит вынос воды и песка. Чтобы очистить ГСШ от накоплений воды и песка, система также, в рамках технологических ограничений, снижает давление в конце ГСШ. Благодаря этому накопленная вода и песок в ГСШ вместе с газом поступает на вход УКПГ, а затем в сепаратор, расположенный в цехе подготовки газа для сепарации.
Таким образом, при обнаружении выноса воды и песка в ГСШ АСУ ТП путем анализа динамики давления на устьях скважин обнаруживает именно ту скважину, у которой и был нарушен режим работы.
Если путем снижения давления на выходе ГСШ, т.е. на входе УКПГ, невозможно очистить ГСШ, система принимает решение о продувке всего шлейфа и продувает его.
Заявляемое изобретение отработано и реализовано на газовых промыслах Ямбургского нефтегазоконденсатного месторождения ООО «Газпром добыча Ямбург».
Применение данного способа позволяет:
- существенно повысить оперативность получения информации о состоянии скважины, так как нарушения в работе скважины выявляются в реальном масштабе времени, а не в ходе очередного газогидродинамического исследования скважины, которое, как правило, проводится один раз в год;
- оперативно корректировать технологический режим работы скважины с учетом выявленных нарушений;
- значительно снизить материальные и временные расходы на газогидродинамические исследования скважин, так как в этом случае уже не требуется проводить ежегодные газогидродинамические исследования каждой скважины, а только тех скважин, во время эксплуатации которых обнаружены факторы выноса песка и воды;
- эффективно организовать режим работы скважин, что ведет к увеличению жизненного цикла эксплуатации скважины и, соответственно, сказывается на конечной производительности нефтегазоконденсатного месторождения;
- повысить эффективность принимаемых управленческих решений и улучшить условия работы обслуживающего персонала на УКПГ.
Claims (2)
- Способ оперативного контроля выноса воды и песка с добываемым продуктом из скважины в автоматизированной системе управления технологическими процессами газопромысловых объектов нефтегазоконденсатных месторождений Крайнего Севера, включающий измерение расхода, давления и температуры газа на устье скважины с параллельным контролем в реальном масштабе времени фактического давления и температуры газа в конце шлейфа-газопровода, по которому газ поступает на вход установки комплексной подготовки газа, и использование текущих значений контролируемых параметров для вычисления расчетного значения давления газа в конце шлейфа-газопровода в реальном масштабе времени средствами автоматизированной системы управления технологическими процессами, сравнение динамики его изменения во времени с динамикой изменения фактического давления газа в конце шлейфа-газопровода, при этом начало процесса выноса песка и воды из скважины определяют по появлению разности в динамике поведения давлений расчетного и фактического, отличающийся тем, что фактические параметры газа измеряют на устье каждой скважины, подключенной к газосборному шлейфу по схеме с путевой подкачкой газа, и по этим параметрам производят расчет давления в конце газосборного шлейфа на входе установки комплексной подготовки газа, которое используют в качестве оперативной модели для контроля функционирования шлейфа в режиме «оn-line», при непрерывном контроле фактического давления и температуры в конце газосборного шлейфа, при появлении разности в динамике поведения давлений расчетного и фактического автоматизированная система управления технологическими процессами начинает анализировать динамику поведения давления на устьях всех скважин и выбирает ближайшую к установке комплексной подготовки газа из всех, у которых выявлен подъем давления на устье скважины, после чего в рамках
- технологических ограничений регулирует работу этой скважины для исключения выноса воды и песка, а также в рамках технологических ограничений снижает давление в конце газосборного шлейфа для удаления накопленных воды и песка из газосборного шлейфа, при необходимости принимает решение о продувке всего газосборного шлейфа, после чего в режиме итерационного приближения к оптимальному решению производит повторный анализ поведения системы с учетом времени ее релаксации к новым условиям эксплуатации, которое назначают по результатам выявленных нарушений в режиме работы скважины.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015148985A RU2619602C1 (ru) | 2015-11-13 | 2015-11-13 | Способ оперативного контроля выноса воды и песка с добываемым продуктом из скважины в асу тп газопромысловых объектов нефтегазоконденсатных месторождений крайнего севера |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015148985A RU2619602C1 (ru) | 2015-11-13 | 2015-11-13 | Способ оперативного контроля выноса воды и песка с добываемым продуктом из скважины в асу тп газопромысловых объектов нефтегазоконденсатных месторождений крайнего севера |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2619602C1 true RU2619602C1 (ru) | 2017-05-17 |
| RU2015148985A RU2015148985A (ru) | 2017-05-19 |
Family
ID=58715275
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2015148985A RU2619602C1 (ru) | 2015-11-13 | 2015-11-13 | Способ оперативного контроля выноса воды и песка с добываемым продуктом из скважины в асу тп газопромысловых объектов нефтегазоконденсатных месторождений крайнего севера |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2619602C1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN116840192A (zh) * | 2023-03-23 | 2023-10-03 | 西南石油大学 | 一种跨尺度凝析气雾状流重力沉降弛豫时间测试方法 |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU881302A1 (ru) * | 1979-10-09 | 1981-11-15 | Центральная Научно-Исследовательская Лаборатория Производственного Объединения "Укрнефть" Министерства Нефтяной Промышленности | Способ определени приближени газовод ного контакта к газовой скважине |
| RU2202692C2 (ru) * | 2000-07-13 | 2003-04-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Надымгазпром" | Способ контроля за процессом обводнения газовых скважин |
| RU2280157C1 (ru) * | 2005-01-27 | 2006-07-20 | Открытое акционерное общество "НПО "Промавтоматика" | Сигнализатор выноса песка и других твердых частиц из газовой скважины |
| RU2338877C1 (ru) * | 2007-04-12 | 2008-11-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Ямбурггаздобыча" | Способ группового проведения исследований кустовых газовых и газоконденсатных скважин на стационарных режимах фильтрации |
| GB2431993B (en) * | 2005-11-01 | 2009-04-08 | Cormon Ltd | Monitoring particles in a fluid stream |
| RU2474685C2 (ru) * | 2011-05-05 | 2013-02-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Способ оперативного контроля выноса воды и песка с добываемым продуктом из скважины в асу тп газопромысловых объектов нефтегазоконденсатных месторождений крайнего севера |
-
2015
- 2015-11-13 RU RU2015148985A patent/RU2619602C1/ru active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU881302A1 (ru) * | 1979-10-09 | 1981-11-15 | Центральная Научно-Исследовательская Лаборатория Производственного Объединения "Укрнефть" Министерства Нефтяной Промышленности | Способ определени приближени газовод ного контакта к газовой скважине |
| RU2202692C2 (ru) * | 2000-07-13 | 2003-04-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Надымгазпром" | Способ контроля за процессом обводнения газовых скважин |
| RU2280157C1 (ru) * | 2005-01-27 | 2006-07-20 | Открытое акционерное общество "НПО "Промавтоматика" | Сигнализатор выноса песка и других твердых частиц из газовой скважины |
| GB2431993B (en) * | 2005-11-01 | 2009-04-08 | Cormon Ltd | Monitoring particles in a fluid stream |
| RU2338877C1 (ru) * | 2007-04-12 | 2008-11-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Ямбурггаздобыча" | Способ группового проведения исследований кустовых газовых и газоконденсатных скважин на стационарных режимах фильтрации |
| RU2474685C2 (ru) * | 2011-05-05 | 2013-02-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Способ оперативного контроля выноса воды и песка с добываемым продуктом из скважины в асу тп газопромысловых объектов нефтегазоконденсатных месторождений крайнего севера |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN116840192A (zh) * | 2023-03-23 | 2023-10-03 | 西南石油大学 | 一种跨尺度凝析气雾状流重力沉降弛豫时间测试方法 |
| CN116840192B (zh) * | 2023-03-23 | 2024-01-09 | 西南石油大学 | 一种跨尺度凝析气雾状流重力沉降弛豫时间测试方法 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2015148985A (ru) | 2017-05-19 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US7668688B2 (en) | System, program product, and related methods for estimating and managing crude gravity in real-time | |
| Bostic et al. | Combined analysis of postfracturing performance and pressure buildup data for evaluating an MHF gas well | |
| CN107608940B (zh) | 一种油井间抽周期确定方法 | |
| DK179510B1 (en) | MULTIFASE FLUID ANALYSIS | |
| US20040165185A1 (en) | Fluid particle monitor and methods related thereto | |
| NO20141559A1 (no) | Fremgangsmåte og apparat for online monitorering av tracere | |
| CN104914723A (zh) | 基于协同训练偏最小二乘模型的工业过程软测量建模方法 | |
| RU2474685C2 (ru) | Способ оперативного контроля выноса воды и песка с добываемым продуктом из скважины в асу тп газопромысловых объектов нефтегазоконденсатных месторождений крайнего севера | |
| US10866165B2 (en) | System for automatic sampling and detection of on-line gas by high-temperature and high-pressure simulator and detection method thereof | |
| CN111417970B (zh) | 利用实时数据的湿井预测 | |
| CN108765889A (zh) | 基于大数据技术的油气生产运行安全预警方法 | |
| RU2619602C1 (ru) | Способ оперативного контроля выноса воды и песка с добываемым продуктом из скважины в асу тп газопромысловых объектов нефтегазоконденсатных месторождений крайнего севера | |
| CA3003072A1 (en) | Systems and methods for predicting tube fouling in a fired apparatus, and for utilizing tube fouling predictions | |
| Yang et al. | Fault diagnosis of electric submersible pump tubing string leakage | |
| RU2386808C1 (ru) | Способ проведения исследований газовых и газоконденсатных скважин с субгоризонтальным и горизонтальным окончанием ствола | |
| RU160842U1 (ru) | Секционная модель пласта | |
| US10191027B2 (en) | Methods of determining properties of oil | |
| RU2701268C1 (ru) | Способ измерения дебита нефтяных скважин | |
| RU2568737C1 (ru) | Способ определения коэффициента гидравлического сопротивления газосборного шлейфа в асу тп установок комплексной подготовки газа газоконденсатных месторождений крайнего севера | |
| RU166796U1 (ru) | Пробоотборник для отбора пробы продукта из трубопровода | |
| RU2454535C1 (ru) | Способ определения параметров работы скважины в газосборную сеть | |
| RU2604101C1 (ru) | Способ контроля процесса обводнения газовых скважин | |
| RU2670293C1 (ru) | Способ отбора пластовой жидкости без выпуска углеводородного газа в атмосферу | |
| RU2651740C1 (ru) | Способ эксплуатации газовой скважины | |
| CN106841329A (zh) | 一种原油含水率在线监测系统 |