RU2724814C2 - Способ количественной оценки профиля и состава притока в малодебитных обводненных нефтяных скважинах - Google Patents
Способ количественной оценки профиля и состава притока в малодебитных обводненных нефтяных скважинах Download PDFInfo
- Publication number
- RU2724814C2 RU2724814C2 RU2018138217A RU2018138217A RU2724814C2 RU 2724814 C2 RU2724814 C2 RU 2724814C2 RU 2018138217 A RU2018138217 A RU 2018138217A RU 2018138217 A RU2018138217 A RU 2018138217A RU 2724814 C2 RU2724814 C2 RU 2724814C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- flow
- video
- globules
- light phase
- phase
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 29
- 239000003129 oil well Substances 0.000 title abstract description 3
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims abstract description 9
- 238000013528 artificial neural network Methods 0.000 claims description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 15
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 239000000945 filler Substances 0.000 abstract description 2
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 abstract description 2
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 abstract 1
- 238000011158 quantitative evaluation Methods 0.000 abstract 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 13
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 9
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 5
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 4
- 230000002285 radioactive effect Effects 0.000 description 4
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 2
- 230000005587 bubbling Effects 0.000 description 2
- 239000007799 cork Substances 0.000 description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 230000004941 influx Effects 0.000 description 2
- 238000007689 inspection Methods 0.000 description 2
- 239000005871 repellent Substances 0.000 description 2
- 238000011160 research Methods 0.000 description 2
- 229910052688 Gadolinium Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000003213 activating effect Effects 0.000 description 1
- 230000004913 activation Effects 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 1
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 239000000835 fiber Substances 0.000 description 1
- UIWYJDYFSGRHKR-UHFFFAOYSA-N gadolinium atom Chemical compound [Gd] UIWYJDYFSGRHKR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 238000005286 illumination Methods 0.000 description 1
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 1
- 230000014759 maintenance of location Effects 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 1
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 238000005191 phase separation Methods 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 230000005855 radiation Effects 0.000 description 1
- 230000011218 segmentation Effects 0.000 description 1
- 230000035945 sensitivity Effects 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- 230000000007 visual effect Effects 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
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)
- Measuring Volume Flow (AREA)
- Indicating Or Recording The Presence, Absence, Or Direction Of Movement (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам определения фазового профиля притока и устройствам для измерения и контроля эксплуатационных параметров малодебитной нефтяной скважины. Техническим результатом является количественная оценка профиля расходных параметров легкой фазы (нефти или газа) в многокомпонентном потоке в малодебитных вертикальных и наклонно-направленных скважинах, преимущественно заполненных водой (т.е. в условиях видеопрозрачности заполнителя ствола). Способ количественной оценки профиля и состава притока в малодебитных нефтяных обводненных скважинах заключается в определении объемной доли легкой (более подвижной) фазы, движущейся по стволу. Для уточнения реальной скорости движения глобул (V) используется измерение покадрово с возможностью фиксации прохождения глобулами легкой фазы точек пересечения фокусов: либо скважинной видеокамерой, помещенной в видеопрозрачную среду, что обеспечивается настройкой камеры на два фокусных расстояния, разница между которыми L, с поочередным переключением фокусов и поочередной фиксацией; либо двумя синхронно работающими видеокамерами, разнесенными на расстояние L. Расстояние L определяется математическим выражением L=v*3600/N, где v – ориентировочная скорость движения легкой фазы, N – количество кадров в минуту, обеспечиваемое видеокамерой. После этого рассчитывается скорость легкой фазы по математическому выражению V=L/dT, где dT – время перемещения глобул в пределах длины L. Затем рассчитывается дебит легкой фазы по математическому выражению Q=V*S, где S – площадь потока, определяемая на основе измерений видеокамерой на одном из фокусных расстояний. 2 з.п. ф-лы, 4 ил.
Description
Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к способам определения фазового профиля притока и устройствам для измерения и контроля эксплуатационных параметров малодебитной нефтяной скважины.
В настоящее время в процессе проведения промыслово-геофизических исследований количественно оценить профиль притока жидкости (нефти) в малодебитной (менее 20 м3/сут) скважине с высокой обводненностью продукции даже в условиях вертикальных обводненных скважин - практически невозможно, поскольку чувствительность механической расходометрии при пузырьковом/пробковом потоке легкой фазы очень мала, а термокондуктивная расходометрия в условиях многофазного (многокомпонентного) потока - не является средством измерения фазовой скорости (расхода), т.к. ее показания одновременно зависят еще и от состава компонент потока (используется как индикатор притока).
Известны способы:
а) «механическая осевая турбинная расходометрия», состоящий в непрерывной или поточечной регистрации по стволу скважины глубинного профиля изменения скорости потока жидкости (газа) с помощью тахометрического датчика (механической вертушки), при этом измеряемая скорость потока будет линейно пропорциональна частоте вращения подвижного элемента датчика расходомера (осевой турбинки).
б) термокондуктивная осевая расходометрия, состоящий в непрерывной или поточечной регистрации по стволу скважины разницы температуры между нагревательным элементом (нагрев которого осуществляется электрическим током постоянно или в импульсном режиме) и датчиком термометра, расположенном на фиксированном расстоянии от элемента нагревателя - в условиях однородного гомогенного потока измеренная разница температуры будет пропорционально скорости потока жидкости (газа) в интервалах притока в ствол скважины.
в) расходометрия с распределенными по сечению потока сенсорами типа (а - типа Schlumberger «FSI») для определения компонентного состава продукции состоящий в одновременной непрерывной регистрации по стволу скважины нескольких глубинных профилей изменения скорости потока жидкости (газа) с помощью 4-8 разнесенных по площади сечения скважины тахометрических датчиков (миниатюрных вертушек), при этом измеряемая независимо каждым датчиком скорость слоев отдельных фаз (включений компонент) расслоенного (например, в условиях горизонтального ствола) многофазного (многокомпонентного) потока будет пропорциональна показаниям элементов (сенсоров) механического расходомера, благодаря чему математическим путем может быть построена объемная модель как истинных, так и расходных фазовых содержаний сложного по составу потока.
г) радиоактивный комплексный способ для определения линейной скорости движения фаз: воды (кислородный нейтронный активационный метод КНАМ) и растворяемых в нефти индикаторов (типа гадолиния) с высокими нейтронно-поглощающими свойствами (импульсный нейтронный каротаж ИНК) (типа Schlumberger «Flag ship»), состоящий в независимом измерении линейных фазовых скоростей расслоенного многофазного (многокомпонентного) потока: либо путем активации отдельной фазы (например, воды) излучением радиоактивных частиц (быстрыми нейтронами в методе КНАМ) с последующим измерением скорости движения радиоактивной метки по стволу вдоль прибора, либо помещением (путем впрыскивания из прибора) в слой легкой компоненты (например, в нефть) порции вещества, активно поглощающего тепловые нейтроны (метод ИНК) также с последующим измерением скорости движения радиоактивной метки по стволу вдоль прибора.
За наиболее близкий аналог предлагаемого способа можно взять расходометрию с распределенными по сечению потока сенсорами механического (тахометрического) типа, т.к. данный тип метода расходометрии позволяет выделить в потоке фазовые включения и оценить их скорость передвижения вдоль ствола скважины. Однако, это будет работать только в случае полного расслоения фаз, например, в условиях исследования горизонтальных скважин. В условиях вертикальных скважин, особенно при их малодебитности, когда фаза углеводорода (нефть или газ) всплывает через неподвижный ствол воды, скопившийся в стволе добывающей скважины, этот способ, равно как и вышеуказанные способы в п. а, б, г не показали на практике своей эффективности.
Таким образом, аналоги из арсенала классических способов ПГИ не способны корректно работать в малодебитных скважинах (менее 20 м3/сут) с высокой обводненностью продукции, где в вертикальной части ствола имеют место частично расслоенные пробковые (пузырьковые) структуры потока.
За прототип предлагаемого способа количественной оценки профиля и состава притока в малодебитных нефтяных обводненных скважинах можно взять способ дистанционной видеофиксации элементов ствола скважины («скважинное видео»), применяемый для решения задач по оценки технического состояния обсадных и лифтовых колонн. Указанный способ эффективен при оценке состояния внутренней поверхности ствола, если среда, заполняющая ствол - достаточно видео прозрачна (т.е. с преобладанием фаз воды или газа).
Для обеспечения исследований по оценке технического состояния эксплуатационных скважин в настоящее время промышленностью выпускаются следующие системы скважинной видеосъемки: «СТС-4000», «Велко», «Hitwell E-Cam», «АРГО-цифра», «КП-512ВК», «Halliburton Downhole Video service» и др. Однако эти измерительные комплексы сами по себе не предназначены для решения задач по оценке «состава-притока», ни в малодебитных, ни в высокодебитных скважинах.
Общие недостатки: невозможность количественного определения расхода легкой фазы в условиях исследования вертикальных и наклонно-направленных скважин с многокомпонентным частично расслоенным составом; в основном используются либо для исследования горизонтальных скважин (способы-аналоги) с полностью расслоенным потоком, либо для визуальной оценки технического состояния ствола (обсадных колонн) в вертикальных и наклонно-направленных скважинах (прототип).
Технической задачей изобретения является количественная оценка профиля расходных параметров легкой фазы (нефти или газа) в многокомпонентном потоке в малодебитных вертикальных и наклонно-направленных скважинах, преимущественно заполненных водой (т.е. в условиях видео прозрачности заполнителя ствола).
Основой решения данной технической задачи является использование телеинспекционного комплекса (фигура 1) с установленной видеокамерой (фигура 2) (или двумя синхронно работающими видеокамерами), спускаемого в действующую скважину, а также обработка полученной видеозаписи с помощью предлагаемого авторами компьютерного алгоритма.
Для оценки профиля притока углеводородных фаз в малодебитной скважине, забой которой преимущественно заполнен водой, а также для определения скорости движения глобул нефти (или газа) при их «пробулькивании» («барботаже») через столб неподвижной или слабо движущейся воды - может быть применен усовершенствованный метод скважинной видеосъемки. Ранее такой подход никем не применялся.
Для решения ряда технических проблем, связанных с изучением состояния внутрискважинного пространства, в настоящее время разработано значительное число аппаратуры типа «скважинного видео». При этом видеокамера может спускаться на забой на кабеле, как оптоволоконном, так и обычном геофизическом 3-х жильном кабеле.
Для того, чтобы обеспечить качественную видео и фотосъемку на забое скважины необходимо:
1) поверхность камеры должна быть покрыта специальной грязеотталкивающей пленкой или химическим составом;
2) при использовании каротажного, так и оптоволоконного кабелей, обязательно необходимо организовывать подсветку забоя в месте снятия изображений в стволе скважины;
3) среда, в которой выполняется съемка - должна быть видео прозрачна (т.е. на забое преимущественно должны быть либо газ, либо вода).
Все это позволяет оператору наглядно видеть притоки и движение вдоль ствола отдельных капель (глобул) нефти в среде воды или газа - в среде воды.
Для определения площади поверхности всплывающих в стволе глобул легкой фазы и их линейной скорости предлагается компьютерный алгоритм обработки получаемого со скважинной видеокамеры фото/видео изображения, состоящий из нескольких этапов:
- разбиение видео по кадрам, их сегментация и выделение заднего фона;
- бинаризация изображения, контрастирование и вычитание выделенного ранее фона;
- выделение объектов изображения и определение их свойств с определением площади и скорости общего потока глобул легкой фазы.
Предлагаемый авторами компьютерный алгоритм обработки получаемого в скважине видеоизображения позволяет определять площадь потока с погрешностью до 15% (до 20% в сложных условиях).
Распознавание глобул нефти на видео изображениях осуществляется в том числе с использованием нейросетевых методов детектирования движущихся объектов на видео и определения их свойств с дополнительным определением площади общего потока глобул легкой фазы.
С целью определения скорости всплывающих глобул легкой фазы видеокамера предварительно настраивается на два фокусных расстояния с разницей между ними L, (дальнейшая съемка идет покадрово с переключением фокусов), что позволяет поочередно во времени фиксировать прохождение глобулами легкой фазы точек (сферических поверхностей) пересечения фокусов камеры. Либо используются две синхронно работающие видеокамеры, разнесенные на расстояние L, а измерение также ведется покадрово с возможностью фиксации прохождения глобулами легкой фазы точек пересечения фокусов. Разница между фокусными расстояниями и расстояниями между камерами (L) определяется формулой:
L=v*3600/N, где: v - ориентировочная скорость движения легкой фазы, N -количество кадров в минуту, обеспечиваемое видеокамерой. После чего рассчитывается скорость легкой фазы по формуле V=L/dT, где dT - время перемещения глобул в пределах длины L. Затем рассчитывается дебит легкой фазы по формуле Q=V*S, где S - площадь потока, определяемая на основе измерений видеокамерой на одном из фокусных расстояний.
При известной длине расстояния между выставленными фокусами на видео изображение может быть виртуально наложена масштабная сетка, по которой могут быть определены скорости всплытия фиксируемых непрерывно в процессе всплытия глобул (фигура 3), а с учетом известного диаметра канала всплытия (т.е. ствола) может быть выполнена автоматизированная оценка размеров каждой глобулы, ее индивидуальная идентификация и соответственно - скорость всплытия. Кроме того, в настоящее время в России серийно производятся модули скважинной видеосъемки с двумя разнесенными по длине прибора синхронно работающими камерами, благодаря чему в принципе можно оценивать скорость движения фазовых включений не меняя настройку фокусов - по каждой из камер в отдельности.
С помощью полученных параметров, характеризующих отношение площади всплывающих глобул к сечению потока (фигура 4) и скорости всплытия отдельных глобул возможно определить текущий расход (профиль расходного объемного содержания притекающей с забоя легкой фазы - как нефти, так и газа) в исследуемом интервале с погрешностью порядка 15-20 процентов (оценка лабораторного эксперимента авторов).
На фигуре 1 показан скважинный измерительный комплекс, где 1 - подъемник с лебедкой каротажного кабеля на автомобильном шасси, 2 - скважинный прибор (электронные схемы, включающие 3 - блок питания, 4 - модем, 5 - видеосервер) в металлическом корпусе 7 с измерительной видеоголовкой 6 скважинного модуля, 8 -каротажный (обычно трехжильный) грузонесущий кабель, с регистрирующей станцией со счетчиком глубины 9, компьютером 10 и модемом-приемник 11.
На фигуре 2 показана фотография головки скважинного модуля, где 12 - видеокамера с грязеотталкивающим покрытием на объективе (в торце, в центре), 13 - фонарий для подсветки фиксируемого в стволе скважины изображения (расположены по периметру торца).
На фигуре 3 представлены результаты видео фиксации (без оценки скорости всплытия глобул нефти), где 14 - контуры всплывающий глобул, 15 - номер кадра.
На фигуре 4 представлена гистограмма, отражающая фактические скважинные результаты количественной оценки (обработка выполнена по алгоритму авторов) объемного содержания фазы нефти в скважине, заполненной водой - по результатам видео фиксации (без оценки скорости всплытия глобул нефти) и показывающие частотное распределение размеров глобул, зафиксированных на кадрах. Над гистограммой указаны общая площадь глобул в поперечном сечении скважины и их доля (%) к площади сечения.
Примеры раздельного использования (внедрения) составляющих техническое решение предлагаемого способа.
1) Применение телеинспекционного комплекса «СТС-4000» для оценки технического состояния скважин на газохранилищах.
2) Применение систем скважинной видеосъемки «АРГО-цифра» и «Hitwell video Е-Cam» оценки технического состояния скважин на нефтяных и газовых месторождениях (с возможностью фиксации нижней границы интервалов притока флюида в ствол скважины).
Преимуществом нового способа исследований является как возможность высокоточного определения работающей на приток толщины всего фильтра, так и количественная оценка профиля притока в эксплуатационных малодебитных обводненных скважинах. Также преимуществом является намного более высокая по сравнению с известными методами оценки расхода точность при количественной оценке расхода нефти при «глобульной» (пузырьковой и пробковой) структуре потока.
В нефтедобывающих дочерних обществах периметра компании ПАО «Газпром нефть» эффект связан с:
1. Определением интервалов и профиля притока в малодебитных нефтяных и газовых скважинах, где известные традиционные методы ПГИ не чувствительны к притоку.
2. Количественным определением интегрального и дифференциальных расходов нефти в малодебитных (менее 20 м3/сут) скважинах с высокой обводненностью.
Claims (11)
1. Способ количественной оценки профиля и состава притока в малодебитных нефтяных обводненных скважинах, заключающийся в определении объемной доли легкой (более подвижной) фазы, движущейся по стволу, отличающийся тем, что для уточнения реальной скорости движения глобул (V) используется измерение покадрово с возможностью фиксации прохождения глобулами легкой фазы точек пересечения фокусов:
либо скважинной видеокамерой, помещенной в видеопрозрачную среду, что обеспечивается настройкой камеры на два фокусных расстояния, разница между которыми L, с поочередным переключением фокусов и поочередной фиксацией;
либо двумя синхронно работающими видеокамерами, разнесенными на расстояние L;
при этом L определяется формулой:
L=v*3600/N,
где v – ориентировочная скорость движения легкой фазы, N – количество кадров в минуту, обеспечиваемое видеокамерой, после чего рассчитывается скорость легкой фазы по формуле: V=L/dT,
где dT – время перемещения глобул в пределах длины L, а затем рассчитывается дебит легкой фазы по формуле:
Q=V*S,
где S – площадь потока, определяемая на основе измерений видеокамерой на одном из фокусных расстояний.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что для определения площади потока используется компьютерный алгоритм, заключающийся в последовательном выполнении следующих операций: разбиение видео по кадрам, их сегментация, выделение заднего фона, бинаризация изображения, контрастирование и вычитание выделенного ранее фона, выделение объектов изображения и определение их свойств с определением площади и скорости общего потока глобул легкой фазы.
3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что распознавание глобул нефти на видеоизображениях осуществляется с использованием нейросетевых методов детектирования движущихся объектов на видео и определением их свойств с дополнительным определением площади общего потока глобул легкой фазы.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018138217A RU2724814C2 (ru) | 2018-10-29 | 2018-10-29 | Способ количественной оценки профиля и состава притока в малодебитных обводненных нефтяных скважинах |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018138217A RU2724814C2 (ru) | 2018-10-29 | 2018-10-29 | Способ количественной оценки профиля и состава притока в малодебитных обводненных нефтяных скважинах |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2018138217A3 RU2018138217A3 (ru) | 2020-04-29 |
| RU2018138217A RU2018138217A (ru) | 2020-04-29 |
| RU2724814C2 true RU2724814C2 (ru) | 2020-06-25 |
Family
ID=70552411
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2018138217A RU2724814C2 (ru) | 2018-10-29 | 2018-10-29 | Способ количественной оценки профиля и состава притока в малодебитных обводненных нефтяных скважинах |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2724814C2 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2790088C1 (ru) * | 2022-07-29 | 2023-02-14 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ определения фазовых дебитов многофазного потока добываемого углеводорода |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU309122A1 (ru) * | И. Ф. Липницкий , К. М. Обморышев | Устройство для визуального исследованияскважин | ||
| SU953200A1 (ru) * | 1981-01-09 | 1982-08-23 | Всесоюзный научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт геофизических исследований геологоразведочных скважин | Скважинный расходомер дл обводненных нефт ных скважин |
| RU78513U1 (ru) * | 2008-07-21 | 2008-11-27 | Александр Николаевич Шершень | Скважинная телевизионная система |
| US7705878B2 (en) * | 1998-08-17 | 2010-04-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus to create a down-hole video log to transmit down-hole video data |
| RU134684U1 (ru) * | 2013-07-25 | 2013-11-20 | Илья Викторович Барский | Система обнаружения и видеофиксации транспортных средств, нарушающих правила стоянки, остановки и парковки |
-
2018
- 2018-10-29 RU RU2018138217A patent/RU2724814C2/ru active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU309122A1 (ru) * | И. Ф. Липницкий , К. М. Обморышев | Устройство для визуального исследованияскважин | ||
| SU953200A1 (ru) * | 1981-01-09 | 1982-08-23 | Всесоюзный научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт геофизических исследований геологоразведочных скважин | Скважинный расходомер дл обводненных нефт ных скважин |
| US7705878B2 (en) * | 1998-08-17 | 2010-04-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus to create a down-hole video log to transmit down-hole video data |
| RU78513U1 (ru) * | 2008-07-21 | 2008-11-27 | Александр Николаевич Шершень | Скважинная телевизионная система |
| RU134684U1 (ru) * | 2013-07-25 | 2013-11-20 | Илья Викторович Барский | Система обнаружения и видеофиксации транспортных средств, нарушающих правила стоянки, остановки и парковки |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2790088C1 (ru) * | 2022-07-29 | 2023-02-14 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ определения фазовых дебитов многофазного потока добываемого углеводорода |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2018138217A3 (ru) | 2020-04-29 |
| RU2018138217A (ru) | 2020-04-29 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Briggs et al. | A comparison of fibre‐optic distributed temperature sensing to traditional methods of evaluating groundwater inflow to streams | |
| US20140110105A1 (en) | Systems and Methods of Monitoring a Multiphase Fluid | |
| Kumara et al. | Comparison of Particle Image Velocimetry and Laser Doppler Anemometry measurement methods applied to the oil–water flow in horizontal pipe | |
| US5561245A (en) | Method for determining flow regime in multiphase fluid flow in a wellbore | |
| US10865637B2 (en) | Real time radioactive | |
| Rahma et al. | Measuring flow velocity under straw mulch using the improved electrolyte tracer method | |
| US7281435B2 (en) | Measurement of non-aqueous phase liquid flow in porous media by tracer dilution | |
| US20120185170A1 (en) | Profile Apparatus for In Situ Measurement of Sediment Oxygen Demand and Method of Using the Same | |
| Babb et al. | Measurement of air in flowing water | |
| Losi et al. | An experimental investigation on the effect of viscosity on bubbles moving in horizontal and slightly inclined pipes | |
| Schery et al. | The role of channels in the transport of radon from the soil | |
| Berthold et al. | Detection of free vertical convection and double-diffusion in groundwater monitoring wells with geophysical borehole measurements | |
| RU2724814C2 (ru) | Способ количественной оценки профиля и состава притока в малодебитных обводненных нефтяных скважинах | |
| US5265477A (en) | Detection device for detecting the flow and direction of ground water | |
| US20120057614A1 (en) | Geothermal temperature gradient measurement | |
| Konz et al. | On the measurement of solute concentrations in 2-D flow tank experiments | |
| Crusius et al. | Eddy correlation measurements of submarine groundwater discharge | |
| RU2515622C2 (ru) | Способ проведения газогидродинамических исследований и установка для его осуществления | |
| US20160047208A1 (en) | Tar Mat Formation Prediction in Late-Charge Reservoirs | |
| RU2143064C1 (ru) | Способ исследования внутреннего строения газонефтяных залежей | |
| RU2632800C2 (ru) | Метод определения коэффициента текущей нефтенасыщенности разрабатываемого нефтеносного пласта в скважине | |
| RU2702042C1 (ru) | Способ количественной оценки профиля притока в мало- и среднедебитных горизонтальных нефтяных скважинах с мгрп | |
| KR20120115376A (ko) | 저류층 투과도 평가 | |
| EP4038260A1 (en) | Managing corrosion and scale buildup in a wellbore | |
| Patten et al. | Methods of flow measurement in well bores |