RU2604101C1 - Способ контроля процесса обводнения газовых скважин - Google Patents
Способ контроля процесса обводнения газовых скважин Download PDFInfo
- Publication number
- RU2604101C1 RU2604101C1 RU2015145081/03A RU2015145081A RU2604101C1 RU 2604101 C1 RU2604101 C1 RU 2604101C1 RU 2015145081/03 A RU2015145081/03 A RU 2015145081/03A RU 2015145081 A RU2015145081 A RU 2015145081A RU 2604101 C1 RU2604101 C1 RU 2604101C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pressure
- temperature
- well
- wells
- values
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 25
- 238000004886 process control Methods 0.000 title description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims abstract description 11
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 claims description 3
- 238000009530 blood pressure measurement Methods 0.000 abstract description 4
- 238000009529 body temperature measurement Methods 0.000 abstract description 4
- 238000011161 development Methods 0.000 abstract description 4
- 230000002265 prevention Effects 0.000 abstract description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 3
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 10
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 5
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 5
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 4
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 3
- 239000011573 trace mineral Substances 0.000 description 3
- 235000013619 trace mineral Nutrition 0.000 description 3
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 2
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 2
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 2
- ZCYVEMRRCGMTRW-UHFFFAOYSA-N 7553-56-2 Chemical compound [I] ZCYVEMRRCGMTRW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- WKBOTKDWSSQWDR-UHFFFAOYSA-N Bromine atom Chemical compound [Br] WKBOTKDWSSQWDR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- GDTBXPJZTBHREO-UHFFFAOYSA-N bromine Substances BrBr GDTBXPJZTBHREO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052794 bromium Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052801 chlorine Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000460 chlorine Substances 0.000 description 1
- -1 chlorine ions Chemical class 0.000 description 1
- 238000003745 diagnosis Methods 0.000 description 1
- 238000003912 environmental pollution Methods 0.000 description 1
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 229910052740 iodine Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011630 iodine Substances 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- GBMDVOWEEQVZKZ-UHFFFAOYSA-N methanol;hydrate Chemical compound O.OC GBMDVOWEEQVZKZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 238000012360 testing method 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
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 Fluid Pressure (AREA)
Abstract
Изобретение относится к газодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке и эксплуатации газовых месторождений. Техническим результатом является диагностирование начала обводнения газовых скважин в режиме реального времени и предотвращение их самозадавливания. Для контроля процесса обводнения используют данные стандартных замеров устьевых параметров (давления и температуры), определяют среднеквадратичные отклонения температуры и давления при разных режимах работы скважины и их сравнивают. Начало обводнения устанавливают по изменению во времени значений среднеквадратичного отклонения (СКО) температуры и давления 
и 
. По результатам ежедневного замера давления и температуры на устье нормально работающих скважин за определенный промежуток времени определяют значения среднеквадратичного отклонения (СКО) температуры и давления и , которые принимают за образцовые. Производят постоянный замер давления и температуры на устье наблюдаемых скважин, рассчитывают СКО температуры и давления 
и 
наблюдаемой скважины, сравнивают эти значения друг с другом и с образцовыми значениями СКО и при выполнении условий 
, 
, 
диагностируют начало обводнения скважины. Анализируя динамику изменения СКО температуры и давления обводненной скважины, при выполнении условий 
, 
,
Description
Изобретение относится к газодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке и эксплуатации газовых месторождений.
Известен способ контроля обводнения газовых и газоконденсатных месторождений в период их разработки, в соответствии с которым бурят разведочные скважины для отбора проб газа по всему разрезу продуктивного пласта. Затем определяют положение газоводяного контакта (ГВК), концентрации микроэлементов в отобранных пробах газа, после чего строят зависимость этих концентраций от расстояния между зоной вскрытия пласта и ГВК. Далее периодически отбирают газовые пробы из эксплуатационных скважин и по изменению концентраций микроэлементов в них судят о продвижении ГВК и обводнении скважин [Патент РФ №2125150].
Недостатком данного способа является его большая трудоемкость и высокая стоимость, так как для получения базового графика зависимости содержания микроэлементов от положения ГВК требуется провести исследование всей залежи. Далее, отбор проб на устье газовой скважины сопровождается выпуском газа в атмосферу, а следовательно, безвозвратными потерями газа и загрязнением окружающей среды. Кроме того, проведение химических анализов для определения концентрации редких элементов, например йода и брома, требует значительных материальных затрат.
Известен также способ контроля над режимом эксплуатации газовой скважины, при котором осуществляют периодический отбор проб выносимой из скважины жидкости. Далее определяют содержание общей жесткости, гидрокарбонатных, карбонатных ионов и ионов хлора, а о наличии обводнения судят по отношению суммарного содержания гидрокарбонатных и карбонатных ионов к величине общей жесткости [Патент РФ №1830413].
Недостатком данного способа является то, что исследование проб проводится вручную, в аналитической лаборатории промысла, что снижает оперативность контроля. Кроме того, анализу подвергается проба отсепарированной из продукции скважин воды. Она отбирается с помощью специального каплеотделителя, который на время забора пробы устанавливается на буфере газовой скважины или в вентиль на шлейфе. В зависимости от степени обводненности продукции скважины отбор пробы занимает время от нескольких часов до нескольких суток. Периодичность такого гидрохимического контроля составляет не реже 1 раза в квартал (но и не чаще).
Наиболее близким по технической сути к предлагаемому изобретению является способ контроля над процессом обводнения газовых скважин по патенту №2202692, включающий проведение стандартных газодинамических исследований газовых скважин на стационарных режимах фильтрации и определение коэффициентов фильтрационного сопротивления а и b. При этом проводят анализ динамики этих коэффициентов во времени и строят соответствующий график, постоянно сравнивая полученные в результате исследований значение с предыдущими. Вывод о наличии пластовых вод в призабойной зоне пласта делают по скачкообразному увеличению значений коэффициентов фильтрационного сопротивления.
Недостатком данного способа является использование для построения динамики коэффициентов фильтрации результатов текущих стандартных газодинамических исследований на стационарных режимах фильтрации. Эти исследования проводятся, как правило, два раза в год [Правила разработки газовых и газоконденсатных месторождений. - М.: Недра, 1971, с. 57]. Таким образом, изменение состояния скважины внутри этого временного интервала никак не контролируется, что может привести к существенному уменьшению дебита скважин и ее самозадавливанию.
Задачей предлагаемого технического решения является создание способа контроля над процессом обводнения газовых скважин, позволяющего осуществлять мониторинг обводненности газовых скважин в режиме реального времени с минимальными эксплуатационными затратами.
Технический результат достигается путем диагностирования начала обводнения и предупреждения самозадавливания по значениям среднеквадратичных отклонений (СКО) температуры и давления, рассчитанных по результатам ежедневных замеров давления и температуры на устье скважины.
Цель изобретения - осуществление диагностирования начала обводнения газовых скважин в режиме реального времени и предотвращение их самозадавливания.
Поставленная цель достигается тем, что начало обводнения устанавливают по изменению во времени значений некоторых характеристических коэффициентов, рассчитанных по результатам скважинных измерений, а именно значений среднеквадратичного отклонения (СКО) температуры и давления 
и 
. Для этого осуществляют ежедневный замер давления и температуры на устье нормально работающих скважин и по результатам этих замеров за определенный промежуток времени определяют значения среднеквадратичного отклонения (СКО) температуры и давления 
и 
, которые принимают за образцовые. Производят постоянный замер давления и температуры на устье наблюдаемых скважин, рассчитывают СКО температуры и давления 
и 
наблюдаемой скважины, сравнивают эти значения друг с другом и с образцовыми значениями СКО и при выполнении условий 
, 
, 
диагностируют начало обводнения скважины, а затем, анализируя динамику изменения СКО температуры и давления обводненной скважины, при выполнении условий 
, 
, 
диагностируют самозадавливание скважины.
Обычно для контроля за процессом обводнения газовых скважин либо каким-либо способом отбирают пробы скважинной жидкости и проводят ее химический анализ, либо используют данные периодически проводимых газодинамических исследований (ГДИ). В предлагаемом способе используют данные стандартных замеров устьевых параметров (давления и температуры), определение среднеквадратичных отклонений температуры и давления - при разных режимах работы скважины и их сравнение.
Техническая целесообразность предлагаемого метода заключается в отсутствии необходимости установки на скважине каких-либо дополнительных устройств, а экономическая - в сокращении потерь за счет уменьшения дебита скважины и ее остановки вследствие самозадавливания, а также отсутствия капитальных вложений для реализации способа.
Технический результат предлагаемого изобретения:
- оперативное обнаружение начала обводнения скважины;
- повышение надежности эксплуатации газовых скважин за счет предотвращения самозадавливания.
Заявленный технический результат обеспечивается следующим образом.
Оперативное обнаружение начала обводнения скважины обеспечивается за счет того, что для расчета СКО температуры и давления используются данные уже установленной на скважине системы телеметрии, работающей в штатном режиме.
Повышение надежности эксплуатации газовых скважин достигается за счет того, что контроль процесса обводнения и, следовательно, предупреждения процесса самозадавливания скважины ведется в режиме реального времени и поэтому позволяет своевременно принять необходимые меры для предотвращения незапланированных простоев фонда скважин.
На фиг. 1 представлен тренд температуры и давления для нормально работающей скважины; на фиг. 2 представлен тренд температуры и давления для начала обводнения скважины; на фиг. 3 представлен тренд остановки газовой скважины при самозадавливании; на фиг. 4 представлены результаты измерений температуры и давления на скважине №2 (нормально работающая); на фиг. 5 представлены результаты измерений температуры и давления на скважине №5 (начальная стадия обводнения); на фиг. 6 представлен процесс самозадавливания скважины №4.
Способ реализуется следующим образом.
Измерение давления и температуры на устье скважины производят посредством любого установленного на скважине преобразователя, например регистратора технологических параметров РТП-4 или многопараметрического интеллектуального датчика MVT 3808-30A.
Для определения образцовых характеристических значений среднеквадратичного отклонения (СКО) температуры и давления 
и 
используют результаты замеров нормально работающих скважин за определенный период времени, позволяющий однозначно утверждать, что скважина эксплуатируется в нормальном установившемся режиме, например, за месяц. Для таких скважин значения температуры и давления испытывают очень незначительные колебания, т.е. практически постоянны (фиг. 1). Поэтому рассчитанные по ним значения СКО температуры и давления с течением времени при промежуточном сравнении будут постоянны и приблизительно одинаковы 
.
Затем по результатам ежедневных замеров температуры и давления наблюдаемых скважин также с некоторой периодичностью определяют значения СКО температуры и давления 
и 
и сравнивают их с характеристическими значениями и друг с другом. Периодичность замеров определяется режимом работы установленной на скважине системы телеметрии и может находиться в диапазоне, например, от 1 до 30 минут.
Обводнение сопровождается перепадами температуры и уменьшением давления (фиг. 2). Уменьшение давления объясняется тем, что происходит рост гидравлического сопротивления и газ не способен пробиваться сквозь накопленную жидкость с прежней силой. Значительные перепады температуры объясняются уменьшением расхода газа вследствие накопления жидкости в скважине. Это, в свою очередь, вызывает уменьшение тепловой инерции объекта и увеличение амплитуды колебаний температуры.
Следовательно, при вычислении СКО температуры и давления результаты в этом случае будут следующие:
1) СКО температуры 
в процессе обводнения скважины увеличится из-за значительных колебаний температуры и будет существенно отличаться от характеристического значения 
;
2) СКО давления 
в процессе обводнения скважины также будет увеличиваться из-за его постепенного уменьшения, т.е. 
;
3) СКО температуры будет больше СКО давления, так как при обводнении скважины перепад температуры более существенен, чем давления: 
.
Таким образом, начало обводнения в наблюдаемой газовой скважине диагностируют в том случае, когда одновременно выполняются два условия: значения СКО по обоим параметрам становятся больше соответствующих характеристических значений 
, 
, а значение СКО по температуре становится больше значения СКО по давлению 
.
Снижение пластового давления приводит к увеличению влагосодержания газа, при этом скорость движения газа и массовый расход со временем уменьшаются до критических значений, при которых поток газа не в состоянии выносить скапливающуюся в скважине жидкость. При этом происходит постепенное накопление жидкой фазы в соединительных трубопроводах и на забоях скважин. Это приводит к росту гидравлического сопротивления системы сбора газа в целом, снижению давления на устьях скважин и к возможности их самозадавливания. Оно происходит, когда давление резко понижается до минимального значения, при котором скважина полностью останавливается (фиг. 3). Перепады температуры при этом еще больше возрастают, т.к. расход в этом случае вообще стремится к нулю.
В этом случае вычисление СКО температуры и давления даст следующие результаты:
1) СКО температуры 
в процессе обводнения скважины и остановки вследствие самозадавливания продолжит увеличиваться, т.е. станет больше значения, соответствующего началу обводнения, 
;
2) СКО давления 
в процессе обводнения скважины также будет увеличиваться, поскольку происходит постепенное его уменьшение до минимального значения, и при самозадавливании станет намного больше СКО при начале обводнения, 
;
3) СКО температуры будет меньше СКО давления, т.к. при самозадавливании скважины перепад давления более существенен, чем температуры: 
.
После диагностирования начала обводнения анализируют динамику изменений СКО по обоим параметрам и при их дальнейшем увеличении (
, 
), сопровождающемся превышением значения СКО по давлению над значением СКО по температуре (
), диагностируют самозадавливание скважины.
Пример конкретной реализации способа.
Предложенный способ апробирован на скважинах №№1-5 куста 510 Уренгойского месторождения.
Для определения образцовых характеристических значений СКО температуры и давления были использованы замеры температуры и давления на устье трех скважин №№1, 2, 3 с нормальным режимом эксплуатации. Эти скважины оснащены регистраторами технологических параметров типа РТП-4. Полученные данные для скважины №2 представлены в графическом виде, на фиг. 4 - в качестве примера.
Результаты обработки экспериментальных данных по всем трем скважинам приведены в таблице 1.
Затем были проведены замеры устьевых параметров двух скважин (№№4, 5) в начальной стадии обводнения. Это состояние было создано искусственно закачкой в скважину водометанольной смеси. График изменения давления и температуры для одной из них приведен на фиг. 5, а результаты для обеих скважин - в таблице 2.
На фиг. 6 показаны графики изменения температуры и давления для случая самозадавливания скважины. Этот режим, как и в предыдущем случае, также был создан искусственно. Возникновение самозадавливания устанавливалось по показаниям диафрагменного измерителя критического течения (ДИКТ), который установлен на каждой скважине. Результаты расчета СКО для этого случая приведены в таблице 3.
Как видно, для диагностирования обводнения газовой скважины достаточно определить среднеквадратичное отклонение температуры и давления нормально работающей скважины. Как только эти значения увеличиваются и СКО температуры начинает превышать СКО давления (
), можно диагностировать начало обводнения скважины. Дальнейшее увеличение СКО обоих параметров и изменение соотношения СКО температуры и давления на обратное (
) позволяет диагностировать полное обводнение и самозадавливание скважины.
Таким образом, реализация предложенного способа не требует установки каких-либо дополнительных устройств на скважине, проведения дорогостоящих гидрохимических анализов и газодинамических испытаний. Мониторинг состояния скважины ведется в режиме реального времени, что позволяет диагностировать обводнение на самой ранней стадии. Это обеспечивает снижение затрат на эксплуатацию газовых скважин.
Claims (1)
- Способ контроля процесса обводнения газовых скважин, при котором начало обводнения устанавливают по изменению во времени значений некоторых характеристических коэффициентов, рассчитанных по результатам скважинных измерений, отличающийся тем, что осуществляют ежедневный замер давления и температуры на устье нормально работающих скважин, по результатам этих замеров за определенный промежуток времени определяют значения среднеквадратичного отклонения (СКО) температуры и давленияи
, которые используют в качестве характеристических коэффициентов, принимают эти значения за образцовые, производят постоянный замер давления и температуры на устье наблюдаемых скважин, рассчитывают СКО температуры и давления
и
наблюдаемой скважины, сравнивают эти значения друг с другом и с образцовыми значениями СКО и при выполнении условий
,
,
диагностируют начало обводнения скважины, а затем анализируют динамику изменения СКО температуры и давления обводненной скважины и при выполнении условий
,
,
диагностируют самозадавливание скважины.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015145081/03A RU2604101C1 (ru) | 2015-10-20 | 2015-10-20 | Способ контроля процесса обводнения газовых скважин |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015145081/03A RU2604101C1 (ru) | 2015-10-20 | 2015-10-20 | Способ контроля процесса обводнения газовых скважин |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2604101C1 true RU2604101C1 (ru) | 2016-12-10 |
Family
ID=57776875
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2015145081/03A RU2604101C1 (ru) | 2015-10-20 | 2015-10-20 | Способ контроля процесса обводнения газовых скважин |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2604101C1 (ru) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2754656C1 (ru) * | 2020-04-30 | 2021-09-06 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ и система измерения расходов многофазного и/или многокомпонентного флюида, добываемого из нефтегазовой скважины |
| RU2789259C1 (ru) * | 2021-12-27 | 2023-01-31 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Газпром Добыча Надым" | Способ контроля за обводнением скважин и установка для его осуществления |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1562439A1 (ru) * | 1987-06-19 | 1990-05-07 | Ташкентский Политехнический Институт Им.А.Р.Бируни | Способ определени обводнени газового пласта |
| US5058012A (en) * | 1989-02-07 | 1991-10-15 | Marathon Oil Company | Method of extrapolating reservoir performance |
| RU2202692C2 (ru) * | 2000-07-13 | 2003-04-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Надымгазпром" | Способ контроля за процессом обводнения газовых скважин |
| RU2447281C2 (ru) * | 2010-05-12 | 2012-04-10 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования Нижегородский государственный технический университет им. Р.Е. Алексеева (НГТУ) | Способ контроля за процессом обводнения газовых скважин |
-
2015
- 2015-10-20 RU RU2015145081/03A patent/RU2604101C1/ru not_active IP Right Cessation
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1562439A1 (ru) * | 1987-06-19 | 1990-05-07 | Ташкентский Политехнический Институт Им.А.Р.Бируни | Способ определени обводнени газового пласта |
| US5058012A (en) * | 1989-02-07 | 1991-10-15 | Marathon Oil Company | Method of extrapolating reservoir performance |
| RU2202692C2 (ru) * | 2000-07-13 | 2003-04-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Надымгазпром" | Способ контроля за процессом обводнения газовых скважин |
| RU2447281C2 (ru) * | 2010-05-12 | 2012-04-10 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования Нижегородский государственный технический университет им. Р.Е. Алексеева (НГТУ) | Способ контроля за процессом обводнения газовых скважин |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2754656C1 (ru) * | 2020-04-30 | 2021-09-06 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ и система измерения расходов многофазного и/или многокомпонентного флюида, добываемого из нефтегазовой скважины |
| US11808149B2 (en) | 2020-04-30 | 2023-11-07 | Schlumberger Technology Corporation | Method and system for determining the flow rates of multiphase and/or multi-component fluid produced from an oil and gas well |
| RU2789259C1 (ru) * | 2021-12-27 | 2023-01-31 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Газпром Добыча Надым" | Способ контроля за обводнением скважин и установка для его осуществления |
| RU2799672C1 (ru) * | 2023-03-30 | 2023-07-10 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Санкт-Петербургский горный университет" | Способ мониторинга обводнения газовых скважин |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| DK179510B1 (en) | MULTIFASE FLUID ANALYSIS | |
| US8082780B2 (en) | Methods and apparatus for decreasing a density of a downhole fluid | |
| US20140110105A1 (en) | Systems and Methods of Monitoring a Multiphase Fluid | |
| US20100132449A1 (en) | System and method for analysis of well fluid samples | |
| EP3580623B1 (en) | Method for detection and isolation of faulty sensors | |
| Thomann et al. | An efficient monitoring concept with control charts for on-line sensors | |
| Halstensen et al. | Online estimation of wax deposition thickness in single-phase sub-sea pipelines based on acoustic chemometrics: A feasibility study | |
| CN110162851B (zh) | 一种电缆地层测试泵抽数值模拟及其过程的数值校正方法 | |
| CN106918606A (zh) | 一种降低基于射频法油井井***水监测误差的装置 | |
| US20200003044A1 (en) | Tool for measuring corrosion in oil wells and method for measuring corrosion | |
| CN111417970B (zh) | 利用实时数据的湿井预测 | |
| GB2444276A (en) | Qualitative and quantitative analysis of gaseous components of multiphase hydrocarbon mixtures | |
| RU2604101C1 (ru) | Способ контроля процесса обводнения газовых скважин | |
| RU2476670C1 (ru) | Способ определения фильтрационных свойств совместно работающих пластов (варианты) | |
| US9791428B2 (en) | Mercury sensor for detecting, differentiating, and measuring organic and inorganic mercury compounds | |
| CN114047087B (zh) | 基于参考井和实验数据的筛管冲蚀寿命预测方法 | |
| RU2474685C2 (ru) | Способ оперативного контроля выноса воды и песка с добываемым продуктом из скважины в асу тп газопромысловых объектов нефтегазоконденсатных месторождений крайнего севера | |
| Yang et al. | Fault diagnosis of electric submersible pump tubing string leakage | |
| CN108386182B (zh) | 一种基于spc控制图和加权决策树的油井生产异常预警方法 | |
| RU2593287C1 (ru) | Способ пошагового регулирования добычи газа | |
| US20160041132A1 (en) | Fingerprinting for gas lift diagnostics | |
| RU2799672C1 (ru) | Способ мониторинга обводнения газовых скважин | |
| RU2685799C1 (ru) | Измерение скорости коррозии многопараметрическим датчиком | |
| RU2619602C1 (ru) | Способ оперативного контроля выноса воды и песка с добываемым продуктом из скважины в асу тп газопромысловых объектов нефтегазоконденсатных месторождений крайнего севера | |
| NO347308B1 (en) | System and method for monitoring the content of a multiphase flow |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20181021 |