RU2532815C2 - Method for survey of gas and gas-condensate wells - Google Patents
Method for survey of gas and gas-condensate wells Download PDFInfo
- Publication number
- RU2532815C2 RU2532815C2 RU2013103959/03A RU2013103959A RU2532815C2 RU 2532815 C2 RU2532815 C2 RU 2532815C2 RU 2013103959/03 A RU2013103959/03 A RU 2013103959/03A RU 2013103959 A RU2013103959 A RU 2013103959A RU 2532815 C2 RU2532815 C2 RU 2532815C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- separation
- liquid
- separated
- modes
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
- Sampling And Sample Adjustment (AREA)
- Separation By Low-Temperature Treatments (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к способам исследования газовых и газоконденсатных скважин, определению их оптимальных технологических режимов, а именно к определению режимов максимального извлечения жидких продуктов при минимальных энергетических затратах, то есть минимальных потерях давления при различных режимах течениях газожидкостного потока. Полученные данные необходимы для выбора оптимального способа подготовки газа и оптимального проектирования технологического оборудования.The invention relates to methods for researching gas and gas condensate wells, determining their optimal process conditions, and in particular, to determining modes of maximum extraction of liquid products with minimal energy costs, that is, minimal pressure loss under various modes of gas-liquid flow. The data obtained are necessary to select the optimal method of gas preparation and the optimal design of technological equipment.
Известен способ исследования скважин при одноступенчатой сепарации продукции («Руководство по исследованию скважин» Гриценко А.И., Алиев З.С., Ермилов О.М., Ремизов В.В., Зотов Г.А. издательство «Наука», г.Москва, 1994 г., стр.377), направляемой через штуцер в сепаратор, где газ отделяется от конденсата. После сепарации газ поступает в замерное устройство, а затем в газопровод или факельную линию. Конденсат замеряется либо в отдельной емкости, либо в самом сепараторе. После пуска скважины в работу проводится наблюдение за давлением, температурой и дебитом газа и за продукцией скважины в целом. Этот способ обычно применяется при содержании жидкой фазы в газе до 0,2 кг/м3. При количестве жидкости более 0,5 кг/м3 для исследования необходимо использовать дополнительный сепаратор высокого давления или применить сепаратор с большим сборником конденсата. Недостатком данного способа является недостаточный диапазон проведения исследований, так как данный способ не предусматривает работу в режиме низкотемпературной сепарации, т.е. не позволяет выбрать максимальный режим извлечения конденсата с минимальными энергетическими затратами.A known method of researching wells in a single-stage separation of products ("Guide to the study of wells" A. Gritsenko, Z. S. Aliyev, O. Ermilov, V. V. Remizov, G. Zotov publishing house "Science", g .Moscow, 1994, p. 377), sent through a fitting to a separator, where the gas is separated from the condensate. After separation, the gas enters the metering device, and then into the gas pipeline or flare line. Condensate is measured either in a separate container or in the separator itself. After the well is put into operation, it monitors the pressure, temperature and flow rate of the gas and the production of the well as a whole. This method is usually applied when the content of the liquid phase in the gas is up to 0.2 kg / m 3 . If the amount of liquid is more than 0.5 kg / m 3, it is necessary to use an additional high-pressure separator for research or to use a separator with a large condensate collector. The disadvantage of this method is the insufficient research range, since this method does not provide for operation in the low-temperature separation mode, i.e. It does not allow to choose the maximum condensate extraction mode with minimal energy costs.
Известен также способ исследования скважин в режиме низкотемпературной сепарации («Руководство по исследованию скважин» Гриценко А.И., Алиев З.С., Ермилов О.М., Ремизов В.В., Зотов Г.А. издательство «Наука», г.Москва, 1994 г., стр.369), в котором газожидкостную смесь подают на сепаратор первой ступени сепарации, затем на охлаждение отсепарированного газа с последующем его расширением в дросселирующем устройстве и подачей газожидкостного потока на низкотемпературную сепарацию.There is also a method of researching wells in the low-temperature separation mode ("Guide to the study of wells" A. Gritsenko, Z. S. Aliyev, O. Ermilov, V. V. Remizov, G. Zotov, "Science" publishing house, Moscow, 1994, p. 369), in which the gas-liquid mixture is fed to the separator of the first separation stage, then to cool the separated gas, followed by its expansion in the throttling device and supplying the gas-liquid stream to low-temperature separation.
Недостатком данного способа исследования скважин является сложность технологического процесса с увеличенным количеством технологического оборудования: сепараторами, теплообменниками, а также невозможности выбора режима максимального извлечения углеводородного конденсата, и неэффективность процесса сепарации при малых содержаниях тяжелых углеводородов в газе, например типа газов сеноманских залежей.The disadvantage of this method of researching wells is the complexity of the technological process with an increased number of technological equipment: separators, heat exchangers, as well as the impossibility of choosing the maximum extraction of hydrocarbon condensate, and the inefficiency of the separation process at low concentrations of heavy hydrocarbons in a gas, for example, the type of Cenomanian gas.
Известен также способ газогидродинамического исследования газоконденсатных скважин (Патент РФ №2070289 С1, МПК6 E21B 47/00), включающий сепарацию продукции скважины, замер дебита газа и выносимых твердых и жидких фаз и их анализ, замер устьевых давлений и температур на нескольких установившихся режимах, проводимый до стабилизации замеряемых параметров при утилизации отделяемых фаз.There is also known a method of gas-hydrodynamic research of gas condensate wells (RF Patent No. 2070289 C1, IPC 6 E21B 47/00), which includes the separation of well production, measuring the flow rate of gas and the removed solid and liquid phases and analyzing them, measuring wellhead pressures and temperatures in several established modes, carried out until the stabilization of the measured parameters during the disposal of the separated phases.
В этом способе частично устранены вышеуказанные недостатки путем замера отделенных фаз под давлением сепарации и по отборам проб фаз и их анализа на установившихся режимах, чем повышена информативность исследования. Однако определение содержания отделяемых фаз по отборам проб менее достоверно, чем непосредственный замер по сепаратору.In this method, the above disadvantages are partially eliminated by measuring the separated phases under separation pressure and by sampling the phases and analyzing them under steady conditions, thereby increasing the information content of the study. However, the determination of the content of the phases to be separated by sampling is less reliable than direct measurement by the separator.
Известен способ исследования газовых и газоконденсатных скважин по (Патент РФ №2405933 С1, МПК E21B 47/00) - (прототип), включающий сепарацию продукции скважины, замер дебита газа и объема, выносимых твердых и жидких фаз, при замере жидкой фазы под давлением сепарации и после дегазации в отдельной емкости, замер устьевых давлений и температур на нескольких установившихся режимах, проводимый до стабилизации замеряемых параметров при утилизации отделяемых фаз.There is a method of researching gas and gas condensate wells according to (RF Patent No. 2405933 C1, IPC E21B 47/00) - (prototype), which includes the separation of well products, measuring the flow rate of gas and volume, carried out solid and liquid phases, when measuring the liquid phase under separation pressure and after degassing in a separate tank, measuring wellhead pressures and temperatures at several steady-state modes, carried out until stabilization of the measured parameters during disposal of the separated phases.
В этом техническом решении основной недостаток в невозможности определения оптимального режима эксплуатации скважин сохраняется, так как установить границы эффективности тех или иных режимов сепарации газожидкостных смесей различного состава при различных технологических параметрах (давлениях, температурах, расходах) без исследования в реальных условиях затруднительно.In this technical solution, the main drawback in the impossibility of determining the optimal operating mode of the wells remains, since it is difficult to establish the boundaries of the effectiveness of certain modes of separation of gas-liquid mixtures of various compositions at various technological parameters (pressures, temperatures, flows) without research in real conditions.
Технический результат предлагаемого технического решения заключается в расширении области исследования скважин при более широких режимах сепарации газожидкостных смесей.The technical result of the proposed technical solution is to expand the field of study wells with wider modes of separation of gas-liquid mixtures.
Для достижения технического результата в способе исследования газовых и газоконденсатных скважин, включающем сепарацию продукции скважины, замер дебита газа и объема, выносимых твердых и жидких фаз, путем замера жидкой фазы под давлением сепарации и после дегазации в отдельной емкости, замер устьевых давлений и температур на нескольких установившихся режимах, проводимый до стабилизации замеряемых параметров при утилизации отделяемых фаз, замер объема жидкости и механических примесей осуществляют последовательно: на режиме сепарации без сброса давления газожидкостного потока перед сепарацией, на режиме сепарации со сбросом давления на сужающих устройствах (дросселях) перед сепарацией, на режиме сепарации с предварительным сбросом давления на сверхзвуковом сепараторе.To achieve a technical result in a method for researching gas and gas condensate wells, including the separation of well products, measuring the flow rate of gas and the volume of solid and liquid phases carried out, by measuring the liquid phase under separation pressure and after degassing in a separate tank, measuring wellhead pressures and temperatures over several steady-state modes, carried out before stabilization of the measured parameters during disposal of the separated phases, the measurement of the volume of liquid and mechanical impurities is carried out sequentially: in the separation mode without pressure relief of the gas-liquid flow before separation, in the separation mode with pressure relief on the constriction devices (chokes) before separation, in the separation mode with preliminary pressure relief on the supersonic separator.
Максимальный объем отсепарированной жидкости определяют по замеренным величинам на всех режимах при минимальных гидравлических потерях газожидкостной смеси.The maximum volume of the separated liquid is determined by the measured values in all modes with minimal hydraulic losses of the gas-liquid mixture.
Отделенные фазы смешивают с отсепарированным газовым потоком на всех режимах.The separated phases are mixed with the separated gas stream in all modes.
Сепарацию газожидкостной смеси осуществляют путем равномерного распределения сепарируемых фаз на вертикальной пористой структуре и последующим отводом с нее накопленной жидкости.The separation of the gas-liquid mixture is carried out by uniform distribution of the separated phases on the vertical porous structure and the subsequent removal of accumulated liquid from it.
Охлаждение газожидкостной смеси осуществляют, например, холодными отсепарированными фазами перед ее расширением.The gas-liquid mixture is cooled, for example, by cold separated phases before its expansion.
Потоки газа и жидкости направляют на дополнительное разделение после режима сверхзвуковой сепарации.Gas and liquid flows are directed to additional separation after supersonic separation.
Газ после режима сверхзвуковой сепарации направляют на охлаждение продукции скважин.Gas after supersonic separation is directed to cooling the production of wells.
Осуществление замера объема жидкости и механических примесей последовательно: на режиме сепарации без сброса давления газожидкостного потока перед сепарацией, на режиме сепарации со сбросом давления на сужающих устройствах (дросселях) перед сепарацией, на режиме сепарации со сбросом давления на сверхзвуковом сепараторе перед сепарацией; позволило расширить области исследования скважин при большем числе режимов сепарации газожидкостных смесей и выбрать оптимальный.Measuring the volume of liquid and mechanical impurities sequentially: in the separation mode without depressurizing the gas-liquid flow before separation, in the separation mode with depressurizing the constrictors (chokes) before separation, in the separation mode with depressurizing the supersonic separator before separation; allowed expanding the field of well research with more modes of separation of gas-liquid mixtures and choosing the optimal one.
Определение максимального объема отсепарированной жидкости по замеренным величинам при минимальных гидравлических потерях газожидкостной смеси позволило выбрать оптимальную схему процесса сепарации газожидкостной смеси с максимальным выходом жидкой углеводородной продукции.Determination of the maximum volume of the separated liquid from the measured values with minimal hydraulic losses of the gas-liquid mixture allowed us to choose the optimal scheme for the process of separation of the gas-liquid mixture with the maximum yield of liquid hydrocarbon products.
Смешивание отделенных фаз с отсепарированным газовым потоком позволило исключить их выбросы в окружающую среду.Mixing the separated phases with the separated gas stream allowed to exclude their emissions into the environment.
Осуществление сепарации газожидкостной смеси путем равномерного распределения сепарируемых фаз на вертикальной пористой структуре и последующем отводом с нее накопленной жидкости позволило уменьшить габариты блока исследования скважин.The separation of the gas-liquid mixture by uniform distribution of the separated phases on the vertical porous structure and the subsequent removal of the accumulated fluid from it made it possible to reduce the dimensions of the well study unit.
Осуществление охлаждения газожидкостной смеси перед ее расширением, например холодными отсепарированными фазами позволило снизить температуру процесса низкотемпературной сепарации газа и увеличить выход жидкой углеводородной продукции.The cooling of the gas-liquid mixture before its expansion, for example, with cold separated phases, allowed to reduce the temperature of the low-temperature gas separation process and increase the yield of liquid hydrocarbon products.
Направление потоков газа и жидкости после режима сверхзвуковой сепарации на дополнительное разделение позволило осуществить последовательный процесс двухступенчатой сепарации продукции скважин.The direction of gas and liquid flows after the supersonic separation mode to additional separation allowed a sequential process of two-stage separation of well production to be carried out.
Авторам и заявителям не известны способы исследования газовых и газоконденсатных скважин, в которых технический результат достигнут подобным образом.The authors and applicants are not aware of the methods for studying gas and gas condensate wells in which the technical result is achieved in a similar way.
На фигуре представлена схема способа исследования газовых и газоконденсатных скважин с возможной поочередной работой на всех режимах сепарации газожидкостной смеси.The figure shows a diagram of a method for the study of gas and gas condensate wells with possible alternate operation in all modes of separation of a gas-liquid mixture.
Предлагаемый способ исследования газовых и газоконденсатных скважин поясняется схемами, представленными на фигуре.The proposed method for the study of gas and gas condensate wells is illustrated by the diagrams presented in the figure.
Схема (фиг.) содержит: сепаратор 1; замерную емкость 2; сверхзвуковой сепаратор 3; сужающее устройство 4; расходомер по газу 5; регулирующий вентиль 6; вход газожидкостной смеси 7; линию 8 для подачи газожидкостной смеси через вентиль 9 в сепаратор 1 без сброса давления; линию 10 для подачи газожидкостной смеси через вентиль 9 и через сужающее устройство 4 в сепаратор 1; линию 11 для подачи газожидкостной смеси с вентиля 9 в сверхзвуковой сепаратор 3; линию 12 выхода газа из сверхзвукового сепаратора 3 может быть осуществлена непосредственно в сепаратор 1 через вентиль 9; линию прохода 13 отделенной жидкости из сверхзвукового сепаратора 3 в сепаратор 1; линию 14 прохода очищенного газа из сепаратора 1 в расходомер по газу 5 и далее через регулирующий вентиль 6 и вентиль 9 на выход в линию 15 с установки; выход 16 жидкости из сепаратора 1; линию 17 для сброса жидкости в замерную емкость 2; линию 18 для сброса жидкости из сепаратора 1 через вентиль 9 в линию 15 на выход с установки; выход 19 выветренного газа через расходомер по газу 5 и вентиль 9; линию 20 сброса жидкости из замерной емкости 2 через вентиль 9 в линию 15 на выход с установки; теплообменник (холодильник) 21; вертикальную пористую структуру, например структурированная сепарационная насадка 22; линию 23 для подачи отсепарированного в сверхзвуковом сепараторе 3 газа через вентиль 9 в линию 14 прохода очищенного газа из сепаратора 1 в расходомер по газу 5 и далее через регулирующий вентиль 6 и вентиль 9 на выход 15 с установки.The circuit (Fig.) Contains: a
Измерение давления и температур потоков производят на линии 7 входа газожидкостной смеси в точках 24, 25, на линии 14 после сепаратора 1 в точке 26, на линии 16 в точке 27, в замерной емкости 2 в точке 28.The pressure and temperature measurements of the flows are carried out on
Способ осуществляется следующим образом.The method is as follows.
Режим 1
Газожидкостную смесь по линии входа 7 после замера давления и температур в точке замера 24 подают в линию 8, откуда в сепаратор 1. При этом вентили 9 на линиях 7 и 8 открыты, а линии 10, 11, 17, 18, 23 и теплообменник 21 отключены вентилями 9.The gas-liquid mixture along the
В сепараторе 1 из газа отделяются углеводородная, водная фазы и механические примеси. Очищенный газ направляют по линии 14 на расходомер 5, где замеряют его расход, а в точке 26 давление (Р) и температуру (Т). Из расходомера 5 газ направляют через регулировочный вентиль 6, вентиль 9 по линии 15 потребителю.In the
После пропуска в установившемся режиме определенного количества газа линии 8 и 14 отсекают и жидкость в сепараторе 1 выдерживают до расслоения углеводородной и водной фаз, засекая время расслоения, количество насыщенной водной, углеводородной фаз по уровню в сепараторе 1.After passing in a steady state a certain amount of gas,
После замера объема насыщенной жидкой фазы открывают вентиль 9 на линии 17, подают жидкую фазу, механические примести в замерную емкость 2, где жидкость выветривают, открывая вентиль 9 на линии 19 выхода выветренного газа, при этом замеряют температуру (Т) в точке 28, количество выветренного газа, количество выветренной водной, углеводородной фазы и количество механических примесей, время расслоения углеводородной и водной фаз.After measuring the volume of the saturated liquid phase, open the
Режим 2
На режиме 2 исследования скважины с применением сужающего устройства 4 с диафрагмами различного диаметра перекрывают линию 8, 11 вентилем 9 и открывают линию 10 вентилем 9. Давление газа на сужающем устройстве 4 сбрасывают, например, до давления 7,5 или 5,5 МПа. В зависимости от диаметра применяемой диафрагмы на сужающем устройстве 4 газожидкостную смесь при расширении охлаждают и направляют в сепаратор 1, далее процесс исследования скважин аналогичен режиму 1. В режиме 2 дополнительно замеряют показания давления (Р) и температуры (Т) на входе газожидкостной смеси, а в случае применения теплообменника 21 эти замеры делают и после него в точке 25.In
Режим 3
На режиме 3 исследования скважины с применением сверхзвукового сепаратора 3 перекрывают на линиях 8, 10 и 23 вентили 9 и открывают вентили 9 на линиях 11 и 12. При этом газ поступает в сверхзвуковой сепаратор 3, в котором он закручивается, адиабатически изоэнтропно охлаждается и разделяется на два потока: газожидкостной и газовый. Поток газожидкостной направляют в сепаратор 1 по линии 13. Газовый поток направляют в сепаратор 1 по линии 12.In
Возможен вариант, когда при закрытом вентиле 9 на линии 12 и при открытом на нем вентиле 9 на линии 23 газовый поток с выхода сверхзвукового сепаратор 3 по линии 23 подают в линию 14. Газожидкостной поток с другого выхода сверхзвукового сепаратор 3 подают по линии 13 в сепаратор 1. После сепарации газожидкостного потока газовый поток с сепаратора 1 тоже подают в линию 14. Далее процесс исследования скважин аналогичен режиму 1.It is possible that when the
В режиме 3, также как и в режиме 2, проводят дополнительные замеры показаний давления (Р) и температуры (Т) на входе газожидкостной смеси в точке 24, а в случае применения теплообменника 21 и в точке 25, которые выполняют и после дополнительного охлаждения в теплообменнике.In
После анализа режимов выбирают оптимальный, который дает максимальный выход жидкой углеводородной фазы на единицу перепада давления между входом и выходом газа.After analyzing the modes, choose the optimal one, which gives the maximum output of the liquid hydrocarbon phase per unit pressure drop between the inlet and outlet of the gas.
ПримерExample
1. Состав газожидкостной смеси (мольные доли):1. The composition of the gas-liquid mixture (molar fractions):
- Метан - 0,9601;- Methane - 0.9601;
- Этан - 0,0272;- Ethane - 0.0272;
- Пропан - 0,0003;- Propane - 0,0003;
- i-бутан - 0,0012;- i-butane - 0.0012;
- n-бутан - 0,0001;- n-butane - 0.0001;
- i-пентан - 0,0001;- i-pentane - 0.0001;
- n-пентан - 0,0001;- n-pentane - 0.0001;
- С6+ - 0,0002;- C 6+ - 0,0002;
- Двуокись углерода - 0,0091;- carbon dioxide - 0,0091;
- Азот - 0,0011;- Nitrogen - 0.0011;
- Вода - 0,0004.- Water - 0,0004.
2. Давление - 15,0 МПа;2. Pressure - 15.0 MPa;
3. Температура - 15°C3. Temperature - 15 ° C
4. Объемный расход - 1000000 м3/сут.4. The volumetric flow rate is 1,000,000 m 3 / day.
На режиме 1 при указанных технологических параметрах отделяют от газа 5,21 кг/ч водного раствора жидкости.In
На режиме 2 при дросселировании газожидкостной смеси с 15,0 МПа до 8,4 МПа температура газожидкостной смеси снижают до минус 7,2°C, при этом образуется 30,36 кг/ч жидкости (углеводородного конденсата - 20,30 кг/ч и водного раствора - 10,06 кг/ч).In
На режиме 3 при сбросе давления на сверхзвуковом сепараторе с выходными технологическими параметрами режима 2, на срезе сверхзвукового сопла статическое давление равно 3,7 МПа, при этом статическая температура будет минус 67°C. При таких технологических параметрах на выходе из сверхзвукового сепаратора образуется 33,13 кг/ч жидкости (углеводородного конденсата - 22,12 кг/ч и водного раствора - 11,01 кг/ч).In
Таким образом, достигается технический результат предлагаемого технического решения, заключающийся в расширении области исследования скважин при более широких режимах сепарации газожидкостных смесей.Thus, the technical result of the proposed technical solution is achieved, which consists in expanding the field of research wells with wider modes of separation of gas-liquid mixtures.
Claims (6)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2013103959/03A RU2532815C2 (en) | 2013-01-30 | 2013-01-30 | Method for survey of gas and gas-condensate wells |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2013103959/03A RU2532815C2 (en) | 2013-01-30 | 2013-01-30 | Method for survey of gas and gas-condensate wells |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2013103959A RU2013103959A (en) | 2014-08-10 |
| RU2532815C2 true RU2532815C2 (en) | 2014-11-10 |
Family
ID=51354848
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2013103959/03A RU2532815C2 (en) | 2013-01-30 | 2013-01-30 | Method for survey of gas and gas-condensate wells |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2532815C2 (en) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN105888643A (en) * | 2016-05-26 | 2016-08-24 | 中石化重庆涪陵页岩气勘探开发有限公司 | Automatic gas well produced-water discharging and metering system and application method thereof |
| RU2655866C1 (en) * | 2017-07-31 | 2018-05-29 | Общество с ограниченной ответственностью "ПЛКГРУП" | Plant for measuring production rate of gas condensate wells |
| RU2671013C1 (en) * | 2017-11-14 | 2018-10-29 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Уренгой" | Method and installation for measuring liquid and gas components of oil, gas and gas-condensate wells |
| CN109025888A (en) * | 2018-08-16 | 2018-12-18 | 中国海洋石油集团有限公司 | A kind of sea thermal recovery platform well mouth open flow and metering device and method |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU800343A1 (en) * | 1976-06-25 | 1981-01-30 | Волгоградский Государственныйнаучно-Исследовательский И Проектныйинститут Нефтяной Промышленности | Unit ror investigating fuel gas and condenced gas wells |
| RU2081311C1 (en) * | 1993-06-23 | 1997-06-10 | Северный филиал ТюменНИИГипрогаза | Method and device for gas condensate investigation of wells |
| WO2000040835A1 (en) * | 1998-12-31 | 2000-07-13 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Method for removing condensables from a natural gas stream |
| RU47965U1 (en) * | 2005-04-07 | 2005-09-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Волго-Уральский научно-исследовательский и проектный институт нефти и газа" (ООО "ВолгоУралНИПИгаз") | INSTALLING A WELL RESEARCH |
| RU2405933C1 (en) * | 2009-04-27 | 2010-12-10 | Игорь Анатольевич Чернобровкин | Method for survey of gas and gas-condensate wells |
| RU2438015C1 (en) * | 2010-04-29 | 2011-12-27 | Николай Васильевич Долгушин | Well surveying facility |
-
2013
- 2013-01-30 RU RU2013103959/03A patent/RU2532815C2/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU800343A1 (en) * | 1976-06-25 | 1981-01-30 | Волгоградский Государственныйнаучно-Исследовательский И Проектныйинститут Нефтяной Промышленности | Unit ror investigating fuel gas and condenced gas wells |
| RU2081311C1 (en) * | 1993-06-23 | 1997-06-10 | Северный филиал ТюменНИИГипрогаза | Method and device for gas condensate investigation of wells |
| WO2000040835A1 (en) * | 1998-12-31 | 2000-07-13 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Method for removing condensables from a natural gas stream |
| RU47965U1 (en) * | 2005-04-07 | 2005-09-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Волго-Уральский научно-исследовательский и проектный институт нефти и газа" (ООО "ВолгоУралНИПИгаз") | INSTALLING A WELL RESEARCH |
| RU2405933C1 (en) * | 2009-04-27 | 2010-12-10 | Игорь Анатольевич Чернобровкин | Method for survey of gas and gas-condensate wells |
| RU2438015C1 (en) * | 2010-04-29 | 2011-12-27 | Николай Васильевич Долгушин | Well surveying facility |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN105888643A (en) * | 2016-05-26 | 2016-08-24 | 中石化重庆涪陵页岩气勘探开发有限公司 | Automatic gas well produced-water discharging and metering system and application method thereof |
| RU2655866C1 (en) * | 2017-07-31 | 2018-05-29 | Общество с ограниченной ответственностью "ПЛКГРУП" | Plant for measuring production rate of gas condensate wells |
| RU2671013C1 (en) * | 2017-11-14 | 2018-10-29 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Уренгой" | Method and installation for measuring liquid and gas components of oil, gas and gas-condensate wells |
| CN109025888A (en) * | 2018-08-16 | 2018-12-18 | 中国海洋石油集团有限公司 | A kind of sea thermal recovery platform well mouth open flow and metering device and method |
| CN109025888B (en) * | 2018-08-16 | 2020-07-03 | 中国海洋石油集团有限公司 | Wellhead blowout and metering device and method for offshore thermal production platform |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2013103959A (en) | 2014-08-10 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Song et al. | Investigation of hydrate plugging in natural gas+ diesel oil+ water systems using a high-pressure flow loop | |
| RU2532815C2 (en) | Method for survey of gas and gas-condensate wells | |
| CN103675213A (en) | Simulating device for fluid flow safety evaluation of oil-gas pipelines | |
| CN110160902B (en) | Detachable annular gas-liquid-solid erosive wear combined test device | |
| CN112459760A (en) | Carbon dioxide energy storage composite fracturing experimental device | |
| Lahey Jr et al. | Global volumetric phase fractions in horizontal three‐phase flows | |
| CN110630228A (en) | Evaluation of CO2/N2Device and method for shaft sand production and prevention during hydrate exploitation by displacement method | |
| Lv et al. | Experimental study of growth kinetics of CO 2 hydrates and multiphase flow properties of slurries in high pressure flow systems | |
| US4426880A (en) | Method and apparatus for fluid sampling and testing | |
| CN208140194U (en) | Positive displacement oil gas water three phase flow separate phase flow rate on-line measurement device | |
| KR101247931B1 (en) | Bending tube effect analysis experimental method with vertical u-tube and horizontal tube for safety analysis of pipeline transport process in co2 marine geological storage | |
| CN114017004A (en) | Deepwater oil and gas production shaft simulation test device and test method | |
| CN211235678U (en) | Low content heavy hydrocarbon processing apparatus of output gas | |
| CN104792938A (en) | Device and method for measuring surfactant concentration distribution in CO2 emulsion percolation process | |
| Wilkens et al. | Studies of multiphase flow in high pressure horizontal and+ 5 degree inclined pipelines | |
| RU146825U1 (en) | DEVICE FOR TESTING SEPARATION EQUIPMENT | |
| CN203643428U (en) | Safety evaluation device for simulating fluid flow in oil and gas pipeline | |
| Lü et al. | Flow structure and pressure gradient of extra heavy crude oil solution CO2 | |
| CN112177603B (en) | Quantitative evaluation of CO in supercritical state 2 Method for extracting component content of crude oil | |
| RU2571473C1 (en) | Device for carrying out research of gas-liquid stream | |
| CN114542028A (en) | System, method and coil pipe for extracting crude oil by simulating injection of high-pressure gas | |
| Memon et al. | Experimental investigation of two-phase separation in a horizontal T-junction with vertical branch arm | |
| RU2698345C1 (en) | Enhanced oil recovery method | |
| KR101282549B1 (en) | Pressure and mass flow rate auto-controllable experimental method by applying p.i.d controller for safety analysis of pipeline transport process in co2 marine geological storage | |
| RU2532050C2 (en) | Gas and gas condensate well analysis unit |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| HE9A | Changing address for correspondence with an applicant | ||
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20180131 |