RU2405933C1 - Способ исследования газовых и газоконденсатных скважин - Google Patents
Способ исследования газовых и газоконденсатных скважин Download PDFInfo
- Publication number
- RU2405933C1 RU2405933C1 RU2009115981/03A RU2009115981A RU2405933C1 RU 2405933 C1 RU2405933 C1 RU 2405933C1 RU 2009115981/03 A RU2009115981/03 A RU 2009115981/03A RU 2009115981 A RU2009115981 A RU 2009115981A RU 2405933 C1 RU2405933 C1 RU 2405933C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- liquid
- solid phases
- mode
- wellhead
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Measuring Volume Flow (AREA)
Abstract
Изобретение относится к области нефтегазовой промышленности и может быть использовано при проведении газогидродинамических исследований скважин. Техническим результатом заявляемого изобретения является повышение эффективности газогидродинамических исследований при прогнозировании процессов обводнения за счет более точного определения величин удельного содержания жидких и твердых фаз в потоке газа. Для этого на каждом режиме с момента пуска и до остановки режима записывают кривые стабилизации устьевых давлений и температур скважины. Отделенные в сепараторе жидкие и твердые фазы направляют в герметичную емкость сбора жидких и твердых фаз и через трубопровод отводят к отсепарированному газу - в измеритель дебита газа. Далее газожидкостную смесь по трубопроводу направляют в шлейф или на факельное устройство. С момента стабилизации устьевых давлений и температур на устье скважины на сепараторе и на измерителе дебита газа закрывают трубопровод отвода жидких и твердых фаз. Фиксируют время начала накопления жидких и твердых фаз в емкости сбора жидких и твердых фаз. Производят замер дебита отсепарированного газа. Останавливают режим, отмечают время остановки режима. Замеряют объемы накопившихся жидких и твердых фаз за режим. 4 ил.
Description
Изобретение относится к области нефтегазовой промышленности и может быть использовано при проведении газогидродинамических исследований скважин.
Известен способ газодинамического исследования газовых и газоконденсатных скважин, где сепарацию продукции, замер дебита газа и выносимых жидких и твердых фаз и отбор их проб осуществляют на устье скважины [1]. Технологическим недостатком способа является то, что до стабилизации измеряемых газодинамических параметров газожидкостный поток направляют на факельную линию или в шлейф, а с момента стабилизации измеряемых параметров газожидкостный поток переводят на сепаратор, вследствие чего газодинамический режим исследуемой скважины, давления, температуры и, соответственно, дебит газа в процессе накопления жидких и твердых фаз изменяются, что не позволяет качественно и представительно проводить газовые и газоконденсатные исследования. Техническим недостатком является значительная металлоемкость сепарационного оборудования, необходимость наличия дорог с твердым покрытием для транспортировки оборудования. Экономическим недостатком способа являются значительные трудозатраты при транспортировке и монтаже сепаратора, а также емкости сбора жидких и твердых фаз. Все это приводит к ограничению применения способа или вообще невозможности его осуществления на скважинах, находящихся в труднодоступных районах Крайнего Севера.
Известен также, принятый за прототип, способ газодинамического исследования газовых и газоконденсатных скважин, включающий сепарацию продукции скважины, замер дебита газа и объема выносимых твердых и жидких фаз, замер устьевых давлений и температур на устье скважины на нескольких установившихся режимах, проводимый до стабилизации всех замеряемых параметров [2]. Известный способ имеет следующие недостатки. С момента пуска и до стабилизации измеряемых газодинамических параметров дебит газожидкостной смеси и, соответственно, удельное содержание жидких и твердых фаз в потоке газа скважины изменяются. Дебит газа в момент пуска скважины максимальный, а удельное содержание жидких и твердых фаз в потоке газа минимально, или данный момент отсутствует. Через время, необходимое для выноса жидкой фазы с забоя скважины, на устье скважины отмечается «лавинный выброс» жидкости. В этот момент удельное содержание жидкости максимально, а дебит газа минимальный. Далее, дебит жидкости снижается и стабилизируется, а дебит газа, наоборот, увеличивается. Вынос механических примесей (твердых фаз) фиксируется позже, и их зависимость имеет аналогичный характер. Стабилизация дебита газа происходит после стабилизации выноса жидких и твердых фаз, давлений и температуры на устье скважины. Эти процессы связаны с частичным очищением забоя скважины на исследуемом режиме. Данные негативные факторы влияют на замеренные объемы жидких и твердых фаз и, соответственно, на определение удельного содержания жидких и твердых фаз в потоке газа при проведении газовых и газоконденсатных исследований. Кроме этого, при значительном содержании жидких и твердых фаз в потоке газа, а также вследствие «лавинного выброса», происходит переполнение емкости сбора жидких и твердых фаз. Переполнение происходит быстрее, чем наступает стабилизация измеряемых газодинамических параметров. Режим нарушается и скважину останавливают. По этой причине провести исследования газовых и газоконденсатных скважин со значительным содержанием жидких и твердых фаз на режимах, обеспечивающих их вынос с забоя скважины, по известному способу не представляется возможным.
Задачей, на решение которой направлен предполагаемый способ, является повышение эффективности газодинамических исследований при прогнозировании процессов обводнения, накопления механических примесей на забое скважин эксплуатационного фонда, а также выдаче своевременных заключений и рекомендаций на проведение капитального ремонта скважин.
Для достижения названного технического результата в предлагаемом способе газогидродинамического исследования газовых и газоконденсатных скважин, включающем сепарацию продукции скважины, замер дебита газа и объема выносимых твердых и жидких фаз, замер устьевых давлений и температур на устье скважины на нескольких установившихся режимах, проводимый до стабилизации всех замеряемых параметров, отличающемся тем, что на каждом режиме с момента пуска и до остановки режима записывают кривые стабилизации устьевых давлений и температур скважины, отделенные в сепараторе жидкие и твердые фазы направляют в герметичную емкость сбора жидких и твердых фаз и через трубопровод отводят к отсепарированному газу - в измеритель дебита газа, и далее газожидкостную смесь по трубопроводу направляют в шлейф или на факельное устройство, а с момента стабилизации устьевых давлений и температур на устье скважины на сепараторе и на измерителе дебита газа закрывают трубопровод отвода жидких и твердых фаз, фиксируют время начала накопления жидких и твердых фаз в емкости сбора жидких и твердых фаз, производят замер дебита отсепарированного газа, останавливают режим, отмечают время остановки режима, замеряют объемы накопившихся жидких и твердых фаз за режим, меняют режим.
Отличительными признаками предлагаемого способа является то, что накопление отсепарированных объемов жидких и твердых фаз (жидкости, механических примесей) и замер отсепарированного объема газа производят с момента стабилизации измеряемых газогидродинамических параметров скважины и до остановки режима, что повышает точность и достоверность газогидродинамических исследований. А до стабилизации измеряемых параметров газ, жидкие и твердые фазы - газожидкостная смесь, поступают на измеритель дебита газа, что не нарушает параметры газодинамического режима.
Предлагаемый способ поясняется чертежами: фиг.1-4. На фиг.1 показана сущность проведения способа. После пуска скважины 1 на исследуемом режиме (режим скважины устанавливают с помощью диафрагмы заданного диаметра) газожидкостная смесь по трубопроводу 2 поступает в сепаратор 3, где из газа отделяют жидкую и твердую фазу, которая по трубопроводу 7 с частью потока газа направляют в герметичную емкость для сбора жидких и твердых фаз 9 и, далее, по трубопроводу 10 через вентиль 8 в трубопровод 4. В трубопроводе 4 жидкую и твердую фазу смешивают с очищенным газом, поступающим из сепаратора 3, и направляют в измеритель дебита газа 5. Из измерителя дебита 5 газожидкостную смесь по трубопроводу 6 направляют в шлейф, и далее на установку подготовки газа для транспорта газа, или на факельное устройство для сжигания. После стабилизации давлений, температур и дебита газа на устье скважины, на сепараторе и на измерителе дебита газа вентиль 8 закрывают. Отмечают время начала накопления жидких и твердых фаз в емкости для сбора жидких и твердых фаз 9. Продолжают осуществлять регистрацию давлений и температур на устье скважины 1, на сепараторе 3 и на измерителе дебита газа 5. По замеренным параметрам на измерителе дебита газа 5 определяют дебит скважины на режиме. После фиксации стабилизированных устьевых давлений и температур и определения дебита режим останавливают - закрывают задвижку на скважине, которой перекрывают газожидкостный поток, поступающий на сепаратор. В сепараторе 3 и в емкости для сбора жидких и твердых фаз 9 стравливают давление. Замеряют объемы жидких и твердых фаз. Далее меняют диафрагму для смены режима. Пускают скважину на следующем режиме.
Порядок определения дебита изложен в главах IV.7 и VI.3.1 «Инструкции по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин» [1].
Дебит скважины при эксплуатации скважины в шлейф с применением дифманометров расходомеров рассчитывают по формуле:
где Qг - измеренный дебит газа на режиме, тыс н. м3/сут; входящие в формулу коэффициенты α, ε, kt, k1, d определяют в соответствии с методикой, изложенной в главе VI.3.1., параметры p1, Н, Т, - замеряют, ρотн - берется по составу газа; z - коэффициент сверхсжимаемости газа рассчитывают в соответствии с методикой, изложенной в главе III «Инструкции по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин» [1]. Для более точного определения дебита газовой скважины необходимо пользоваться «Правилами измерения расхода жидкостей, газов и паров стандартными диафрагмами и соплами» [2].
Дебит скважины при эксплуатации скважины на факельное устройство с применением диафрагменного измерителя критического течения (ДИКТ) рассчитывают по формуле:
где Qг - измеренный дебит газа на режиме, тыс н. м3/сут; Сдикт - коэффициент, определяемый по методике [1] и зависящий от диаметра диафрагмы; Рдикт - абсолютное давление на ДИКТе, замеренное с момента стабилизации на скважине устьевых и забойных параметров, ата; Δад - поправочный коэффициент для учета изменения показателя адиабаты реального газа; ρотн - относительная плотность газа по воздуху; Тдикт - абсолютная температура газа перед диафрагмой, замеренная с момента стабилизации на скважине устьевых и забойных параметров, К; Z - коэффициент сверхсжимаемости газа [1]. Если дебит газа измеряют другим прибором или устройством, то дебит определяют согласно инструкции по эксплуатации данного прибора или устройства.
Объем выпущенного газа при исследовании скважины на режиме рассчитывают по формуле:
где Vг - объем выпущенного газа с момента стабилизации измеряемых параметров до остановки режима при исследовании скважины, м3; Qг - измеренный дебит газа на режиме, тыс н. м3/сут; tреж.стаб - время замера с момента стабилизации измеряемых параметров до остановки режима при исследовании скважины, минут.
Удельное содержание жидкости (жидкой фазы) при исследовании скважины на режиме рассчитывают по формуле:
где Wж - удельное содержание жидкости (жидкой фазы) на режиме при исследовании скважины, см3/м3; Vж - объем замеренной жидкости (жидкой фазы) на режиме при исследовании скважины за время tреж.стаб, см3; Vг - объем выпущенного газа с момента стабилизации измеряемых параметров до остановки режима при исследовании скважины, м3.
Удельное содержание механических примесей (твердых фаз) при исследовании скважины на режиме рассчитывают по формуле:
где Wм.пр - удельное содержание механических примесей (твердых фаз) на режиме при исследовании скважины, см3/м3; Vм.пр - объем замеренных механических примесей (твердых фаз) на режиме при исследовании скважины за время tреж.стаб, см3; Vг - объем выпущенного газа с момента стабилизации измеряемых параметров до остановки режима при исследовании скважины, м3.
Объемы жидких и твердых фаз (Vж и Vм.пр) замеряют лабораторной тарированной посудой. Для замера объемов Vж и Vм.пр стравливают давление в сепараторе и в емкости сбора жидких и твердых фаз, и по частям сливают жидкость и механические примеси в лабораторную тарированную посуду. Выдерживают жидкую и твердую фазу до успокоения и выпадения механических примесей, далее жидкость отделяют и замеряют. Твердую фазу, выделенную из жидкости, собирают отдельно и измеряют объем более точной лабораторной тарированной посудой.
Предлагаемый способ осуществляют с помощью коллектора «Надым-1», предназначенного для газогидродинамических исследований скважин, который серийно выпускается заводом НПО «Тюменгазтехнология» [3].
На фиг.2 показана схема реализации способа с помощью коллектора «Надым-1» 3 (сепаратора), которую осуществляют с помощью вентилей 8, 12 и трубок для отвода жидких и твердых фаз 10 из емкостей сбора жидких и твердых фаз 9 коллектора «Надым-1» 3 (фиг.2) в измеритель дебита газа скважины 5 - диафрагменного измерителя критического течения газа (ДИКТа) следующим образом. С момента пуска скважины и до стабилизации газогидродинамических параметров на устье скважины вентили 8 на емкостях сбора жидких и твердых фаз 9 коллектора «Надым-1» 3 и на ДИКТе 5 полностью открывают, а вентили 12 на трубках отвода жидких и твердых фаз 10 закрывают (фиг.2). За счет разницы давления входящего потока газожидкостной смеси в коллектор «Надым-1» 3 и давления газа в ДИКТе 5 отсепарированные жидкие и твердые фазы из емкостей сбора жидких и твердых фаз 9 коллектора «Надым-1» 3 через трубки отвода 10 вместе с частью потока газа поступают в ДИКТ 5, где смешиваются в газожидкостной поток. После стабилизации измеряемых газодинамических параметров скважины (фиг.3), стрелкой tреж.стаб отмечено начало режима, вентили 8 закрывают, а вентили 12 открывают для слива оставшихся жидких и твердых фаз в трубках отвода 10. Отмечают время и с этого момента начинают накопление объемов жидких и твердых фаз в емкостях сбора жидких и твердых фаз 9 коллектора «Надым-1» 3. После остановки режима и стравливания давления из коллектора «Надым-1» 3 замеряют объемы жидких и твердых фаз. Для этого открывают вентили 12 и по частям сливают жидкие и твердые фазы в лабораторную тарированную посуду. Далее меняют диафрагму на ДИКТе для смены режима. Пускают скважину на следующем режиме.
Рассчитывают по замеренным параметрам дебит скважины и объем выпущенного газа в соответствии с методиками «Инструкции по комплексному исследованию- газовых и газоконденсатных пластов и скважин», изложенных в главах III и IV [1]. Рассчитывают удельное содержание жидких и твердых фаз на исследованном режиме.
На фиг.3 представлен график изменения газогидродинамических параметров на исследуемом режиме при проведении исследований скважин с применением коллектора «Надым-1». На фиг.3 отмечено:
tреж - время замера жидких и твердых фаз на исследуемом режиме с момента пуска и до остановки по известному способу;
tреж.стаб - время замера жидких и твердых фаз на исследуемом режиме с момента стабилизации измеряемых параметров до остановки режима при исследовании скважины по предлагаемому способу;
1 - давление на затрубном пространстве;
2 - давление на буфере скважины;
3 - давление на диафрагменном измерителе критического течения газа (ДИКТе);
4 - дебит газа на исследуемом режиме;
5 - температура газа на ДИКТе;
6 - удельное содержание жидкости (жидкой фазы) в потоке газа;
7 - удельное содержание механических примесей (твердой фазы) в потоке газа.
Из фиг.3 видно, что замер объемов жидких и твердых фаз начинают проводить после стабилизации измеряемых газодинамических параметров на устье скважины, тем самым, исключая влияние негативных факторов «лавинного выброса» жидких и твердых фаз в процессе очищения скважины на исследуемом режиме (фиг.3, зависимости 6 и 7).
На фиг.4 представлены зависимости максимальных значений удельного содержания жидкости (Wж) от дебита газа (Qг), которые возможно замерить, при проведении газогидродинамических исследований по известному (1) и предлагаемому (2) способу. Как видно из фиг.4, заявляемый способ (зависимость 2) дает возможность проводить газогидродинамические исследования, не увеличивая объема емкостей сбора жидких и твердых фаз коллектора «Надым-1», со значениями удельного содержания жидкости в потоке газа, от 4 до 10 раз большими, чем при проведении исследований по известному способу (зависимость 1). Это связано с тем, что после стабилизации измеряемых газодинамических параметров имеется возможность сократить время на накопление жидких и твердых фаз (фиг.3).
Предлагаемый способ можно применить практически на любом сепарационном устройстве. Способ позволяет повысить эффективность работ по прогнозированию процессов обводнения скважин, выдаче заключений и своевременных рекомендаций по проведению капитального ремонта скважин с целью поддержания и увеличения добычи газа за счет увеличения количества и качества исследованных скважин.
По предлагаемому способу в сентябре 2005 года были проведены газогидродинамические исследования 8 обводняющихся газовых скважин на месторождение Медвежье. Были получены данные, на основании которых были выданы своевременные рекомендации по установлению оптимальных технологических режимов эксплуатации и по проведению капитального ремонта скважин. Следует особо отметить, что проведение исследований без применения предлагаемого способа вообще не было бы возможным, так как удельное содержание жидкости при дебитах газа 171,65 н. тыс м3/сут достигало 139,8 см3/м3. Благодаря предлагаемому способу были исследованы скважины с длительными режимами стабилизации измеряемых параметров, которые невозможно было бы исследовать из-за переполнения емкостей для сбора жидких и твердых фаз. Кроме этого, полученные данные показали, что значительно увеличилась информативность и достоверность газогидродинамических исследований скважин. За счет исключения влияния негативных факторов «лавинного выброса» жидких и твердых фаз в процессе очищения скважины на исследуемых режимах были более достоверно замерены давления, температуры, дебиты газа, объемы жидких и твердых фаз, которые необходимы для установления технологического режима эксплуатации скважин. На основании полученных данных предлагаемый способ был рекомендован к внедрению при проведении газогидродинамических исследований на месторождениях ООО «Газпром добыча Надым».
Источники информации
1. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин, под ред. Г.А.Зотова, З.С.Алиева. М., «Недра», 1980, с.116-118.
2. Патент РФ №2070289, опубл. 10.12.96 г.
3. «Руководство по исследованию скважин» Гриценко А.И., Алиев З.С., Ермилов О.М., Ремизов В.В., Зотов Г.А. из-во «Наука», г.Москва, 1994 г., стр.499-503.
Claims (1)
- Способ исследования газовых и газоконденсатных скважин, включающий сепарацию продукции скважины, замер дебита газа и объема выносимых твердых и жидких фаз, замер устьевых давлений и температур на устье скважины на нескольких установившихся режимах, проводимый до стабилизации всех замеряемых параметров, отличающийся тем, что на каждом режиме с момента пуска и до остановки режима записывают кривые стабилизации устьевых давлений и температур скважины, отделенные в сепараторе жидкие и твердые фазы направляют в герметичную емкость сбора жидких и твердых фаз и через трубопровод отводят к отсепарированному газу - в измеритель дебита газа, и далее газожидкостную смесь по трубопроводу направляют в шлейф или на факельное устройство, а с момента стабилизации устьевых давлений и температур на устье скважины, на сепараторе и на измерителе дебита газа закрывают трубопровод отвода жидких и твердых фаз, фиксируют время начала накопления жидких и твердых фаз в емкости сбора жидких и твердых фаз, производят замер дебита отсепарированного газа, останавливают режим, отмечают время остановки режима, замеряют объемы накопившихся жидких и твердых фаз за режим, меняют режим.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2009115981/03A RU2405933C1 (ru) | 2009-04-27 | 2009-04-27 | Способ исследования газовых и газоконденсатных скважин |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2009115981/03A RU2405933C1 (ru) | 2009-04-27 | 2009-04-27 | Способ исследования газовых и газоконденсатных скважин |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2405933C1 true RU2405933C1 (ru) | 2010-12-10 |
Family
ID=46306491
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2009115981/03A RU2405933C1 (ru) | 2009-04-27 | 2009-04-27 | Способ исследования газовых и газоконденсатных скважин |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2405933C1 (ru) |
Cited By (9)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2459952C1 (ru) * | 2010-12-22 | 2012-08-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Реагент" | Способ определения дебита газа и газового фактора |
RU2484245C1 (ru) * | 2012-01-17 | 2013-06-10 | Учреждение Российской академии наук Институт проблем нефти и газа РАН | Способ исследования газовой скважины |
RU2532815C2 (ru) * | 2013-01-30 | 2014-11-10 | Илшат Минуллович Валиуллин | Способ исcледования газовых и газоконденсатных скважин |
WO2016097785A1 (en) * | 2014-12-17 | 2016-06-23 | Schlumberger Canada Limited | Test apparatus for estimating liquid droplet |
RU2616038C1 (ru) * | 2015-10-27 | 2017-04-12 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ноябрьск" | Мобильный комплекс для обеспечения круглогодичных исследований нефтегазовых скважин |
CN108180013A (zh) * | 2017-12-29 | 2018-06-19 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种边水气藏水侵方向判别方法 |
RU2706084C2 (ru) * | 2018-03-13 | 2019-11-14 | Общество с ограниченной ответственностью "ГазВелл Системы" | Автоматизированная система для оптимальной эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин с высоким содержанием жидкости |
CN113931621A (zh) * | 2020-07-14 | 2022-01-14 | 中国石油天然气股份有限公司 | 气井积液信息的确定方法、装置及存储介质 |
RU2770023C1 (ru) * | 2021-04-06 | 2022-04-14 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Способ контроля дебита газовой скважины |
-
2009
- 2009-04-27 RU RU2009115981/03A patent/RU2405933C1/ru not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
КОРОТАЕВ Ю.П. и др. Эксплуатация газовых скважин. - М.: Гостоптехиздат, 1961, с.173-185. * |
Cited By (12)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2459952C1 (ru) * | 2010-12-22 | 2012-08-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Реагент" | Способ определения дебита газа и газового фактора |
RU2484245C1 (ru) * | 2012-01-17 | 2013-06-10 | Учреждение Российской академии наук Институт проблем нефти и газа РАН | Способ исследования газовой скважины |
RU2532815C2 (ru) * | 2013-01-30 | 2014-11-10 | Илшат Минуллович Валиуллин | Способ исcледования газовых и газоконденсатных скважин |
WO2016097785A1 (en) * | 2014-12-17 | 2016-06-23 | Schlumberger Canada Limited | Test apparatus for estimating liquid droplet |
US10739241B2 (en) | 2014-12-17 | 2020-08-11 | Schlumberger Technology Corporation | Test apparatus for estimating liquid droplet fallout |
RU2616038C1 (ru) * | 2015-10-27 | 2017-04-12 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ноябрьск" | Мобильный комплекс для обеспечения круглогодичных исследований нефтегазовых скважин |
CN108180013A (zh) * | 2017-12-29 | 2018-06-19 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种边水气藏水侵方向判别方法 |
CN108180013B (zh) * | 2017-12-29 | 2021-04-30 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种边水气藏水侵方向判别方法 |
RU2706084C2 (ru) * | 2018-03-13 | 2019-11-14 | Общество с ограниченной ответственностью "ГазВелл Системы" | Автоматизированная система для оптимальной эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин с высоким содержанием жидкости |
CN113931621A (zh) * | 2020-07-14 | 2022-01-14 | 中国石油天然气股份有限公司 | 气井积液信息的确定方法、装置及存储介质 |
CN113931621B (zh) * | 2020-07-14 | 2023-08-22 | 中国石油天然气股份有限公司 | 气井积液信息的确定方法、装置及存储介质 |
RU2770023C1 (ru) * | 2021-04-06 | 2022-04-14 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Способ контроля дебита газовой скважины |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2405933C1 (ru) | Способ исследования газовых и газоконденсатных скважин | |
US8677814B2 (en) | Device for extracting at least one type of gas contained in a drilling mud, an analysis arrangement and a related extraction method | |
US9114332B1 (en) | Multiphase flow measurement apparatus utilizing phase separation | |
CN207486445U (zh) | 一种管道顺序输送混油实验装置 | |
RU2307930C1 (ru) | Установка для измерения дебита нефтяных скважин по нефти, газу и воде | |
RU2426877C1 (ru) | Устройство для измерения дебита газа и жидкости нефтяных скважин | |
RU2532490C1 (ru) | Способ и установка для измерения дебитов продукции газоконденсатных и нефтяных скважин | |
CN107806847A (zh) | 一种缓蚀剂预膜厚度测试装置及方法 | |
RU76070U1 (ru) | Устройство для измерения продукции нефтяных скважин | |
GB2466405A (en) | Measure of quantities of oil and water in multiphase flows | |
RU2629787C2 (ru) | Установка для раздельного измерения дебита нефтяных скважин по нефти, газу и воде | |
CN212083146U (zh) | 一种原油含水测量*** | |
RU66779U1 (ru) | Установка поскважинного учета углеводородной продукции | |
US9835525B2 (en) | Multiphase sample container and method | |
RU155020U1 (ru) | Установка для измерения дебита продукции нефтяных скважин | |
CN200946501Y (zh) | 油井计量装置 | |
CN208223595U (zh) | 气井三相计量分离控制*** | |
RU82332U1 (ru) | Устройство для отбора проб газа или конденсата | |
CN201926490U (zh) | 出口油水两相计量*** | |
RU2454535C1 (ru) | Способ определения параметров работы скважины в газосборную сеть | |
RU2307248C1 (ru) | Способ определения удельного и общего количества жидкой воды в добываемом природном газе | |
RU117971U1 (ru) | Установка для измерения дебита продукции нефтяных скважин | |
RU2670293C1 (ru) | Способ отбора пластовой жидкости без выпуска углеводородного газа в атмосферу | |
RU35824U1 (ru) | Сепараторная установка для измерения дебита нефтяных скважин | |
RU2371701C1 (ru) | Способ определения содержания загрязнений в жидкости, текущей в трубопроводе |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20130428 |