RU2662738C1 - Способ контроля изменений уровней дебитов твердых включений и капельной влаги в газовом потоке в трубопроводе - Google Patents
Способ контроля изменений уровней дебитов твердых включений и капельной влаги в газовом потоке в трубопроводе Download PDFInfo
- Publication number
- RU2662738C1 RU2662738C1 RU2017132072A RU2017132072A RU2662738C1 RU 2662738 C1 RU2662738 C1 RU 2662738C1 RU 2017132072 A RU2017132072 A RU 2017132072A RU 2017132072 A RU2017132072 A RU 2017132072A RU 2662738 C1 RU2662738 C1 RU 2662738C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- wellhead
- gas
- pipeline
- gas stream
- hydrate
- Prior art date
Links
- 239000007787 solid Substances 0.000 title claims abstract description 32
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 21
- 230000008859 change Effects 0.000 title claims description 3
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 title abstract description 6
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 33
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 8
- 230000009466 transformation Effects 0.000 claims abstract description 5
- 238000000844 transformation Methods 0.000 claims abstract description 5
- 238000009826 distribution Methods 0.000 claims description 12
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 11
- 238000001514 detection method Methods 0.000 claims description 4
- 238000001914 filtration Methods 0.000 claims description 3
- 238000005070 sampling Methods 0.000 claims description 3
- 238000012360 testing method Methods 0.000 claims description 3
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 claims description 2
- 230000036571 hydration Effects 0.000 claims 1
- 238000006703 hydration reaction Methods 0.000 claims 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 5
- 239000000725 suspension Substances 0.000 abstract description 3
- 150000004677 hydrates Chemical group 0.000 abstract 4
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 24
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 11
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 9
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 8
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 7
- 230000008569 process Effects 0.000 description 6
- 230000004044 response Effects 0.000 description 5
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 5
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 4
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 3
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 3
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 3
- 239000000741 silica gel Substances 0.000 description 3
- 229910002027 silica gel Inorganic materials 0.000 description 3
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 2
- 239000012634 fragment Substances 0.000 description 2
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 2
- 230000035939 shock Effects 0.000 description 2
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 2
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 1
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 239000007857 degradation product Substances 0.000 description 1
- 230000008030 elimination Effects 0.000 description 1
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 1
- 238000012625 in-situ measurement Methods 0.000 description 1
- 230000000977 initiatory effect Effects 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 1
- 238000003672 processing method Methods 0.000 description 1
- 238000010926 purge Methods 0.000 description 1
- 230000002787 reinforcement Effects 0.000 description 1
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- 239000002344 surface layer Substances 0.000 description 1
- 238000009834 vaporization Methods 0.000 description 1
- 230000008016 vaporization 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
- E21B47/10—Locating fluid leaks, intrusions or movements
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/06—Measuring temperature or pressure
Landscapes
- Physics & Mathematics (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Investigating Or Analyzing Materials By The Use Of Ultrasonic Waves (AREA)
Abstract
Изобретение относится к области газодобывающей промышленности и может быть использовано для контроля изменений уровней дебитов различных компонент взвесенесущего газового потока в эксплуатационных условиях газовых скважин. Техническим результатом, полученным от внедрения изобретения, является дополнительный контроль уровня гидратообразования на скважине путем использования информативного сигнала с датчика акустического, резонансного, эмиссионного типа и дополнительной информации о газодинамических условиях, в которых получается информация датчика. Для достижения поставленного технического результата в известном способе контроля изменений уровней дебита твердых включений и капельной влаги в газовом потоке в трубопроводе на устье скважины в моменты контроля дебитов твердых включений и капельной влаги в газовом потоке в трубопроводе на устье скважины дополнительно синхронно измеряют перепады температуры и избыточного давления потока, обусловливающие фазовые превращения в газовой смеси, по значению которых контролируют уровни образования гидратных структур и оценивают уровень гидратообразования на устье скважины, а контроль изменений уровней дебитов фаз проводят, когда уровень гидратообразования на устье скважины не превышает наперед заданного порогового значения. 3 з.п. ф-лы, 9 ил.
Description
Изобретение относится к области измерительной техники, телемеханики, в частности к акустическим методам измерения и контроля содержания твердых и жидких примесей в газожидкостном потоке скважин. Оно может быть использовано в газовой, нефтяной промышленности, в частности, при добыче и подземном хранении газа, для контроля изменений уровней содержания и количества различных компонент взвесенесущего потока при эксплуатации скважин.
Известен способ контроля изменений уровней дебитов твердых включений и капельной влаги в газовом потоке в трубопроводе на устье скважины, заключающийся в приеме и преобразовании акустических сигналов, пропорциональных уровням дебитов твердых включений и капельной влаги в газовом потоке с помощью пьезодатчика акустического, эмиссионного, резонансного типа, с последующей фильтрацией и детектированием выходных сигналов с пьезодатчика и дальнейшей их оцифровкой с помощью аналого-цифрового преобразователя, при этом для отдельных выборок сигнала по времени, полученных на одной или нескольких кратно-разнесенных рабочих частотах, из оцифрованных выборок сигнала строят распределения дискретизированных по времени точек этого сигнала по его величине с заданным шагом дискретизации, образующим шкалу уровней сигнала, затем определяют максимумы в построенных распределениях и от максимумов вверх по величине сигнала определяют крутизну спадов полученных распределений и сравнивают ее с наперед заданными порогами крутизны спадов для различных компонент контролируемого потока и по результатам сравнения диагностируют наличие твердых включений и капельной влаги в газовом потоке по выносу песка и влаги (ВПВ), при этом количественные значения уровней дебита твердых включений и капельной влаги в контролируемом потоке, а также влияние внешних воздействий на трубопровод определяют по положению максимумов построенных распределений на шкале уровней сигнала при использовании градуировочных зависимостей, предварительно полученных при метрологических испытаниях трубопроводов однотипной конфигурации в натурных условиях /Патент RU 2389002, кл. G01F 1/74, G01N 29/00, H04R 29/00, 2009/.
Данный способ принят за прототип.
Недостатком прототипа является отсутствие в нем возможности контроля рисков гидратообразования на устье скважины и в трубопроводах при резких изменениях термобарических параметров газовой смеси, которое может привести как к ее остановке, так и к нарушению режима работы газопровода. Гидратные образования, также как и выносимый пластовый песок, представляют собой твердую фазу в потоке газа. Гидратообразования обусловлены аварийными ситуациями, связанными с вероятностью накопления гидратов и возникновением пробок на определенных участках газотранспортной системы, влекущие за собой прекращение подачи газа. Убытки от рисков определяются потерями в добыче газа из-за простоя скважин и материально- техническими затратами, связанными с ликвидацией гидратных пробок.
Техническим результатом, получаемым от внедрения изобретения, является обеспечение дополнительного контроля уровня гидратообразования в фонтанной арматуре скважины путем использования и синхронной обработки информативного сигнала с датчика акустического в части упругости ударов твердых частиц и дополнительной информации о текущих термобарических параметрах газовой смеси с датчиков температуры и давления.
Данный технический результат достигают за счет того, что в известном способе контроля изменений уровней дебитов твердых включений и капельной влаги в газовом потоке в трубопроводе на устье скважины, заключающемся в приеме и преобразовании акустических сигналов, пропорциональных уровням дебитов твердых включений и капельной влаги в газовом потоке с помощью пьезодатчика акустического, эмиссионного, резонансного типа, с последующей фильтрацией и детектированием выходных сигналов с пьезодатчика и дальнейшей их оцифровкой с помощью аналого-цифрового преобразователя, при этом для отдельных выборок сигнала по времени, полученных на одной или нескольких кратно-разнесенных рабочих частотах, из оцифрованных выборок сигнала строят распределения дискретизированных точек этого сигнала по его величине с заданным шагом дискретизации, образующим шкалу уровней сигнала, затем определяют максимумы в построенных распределениях и от максимумов вверх по величине сигнала определяют крутизну спадов полученных распределений, и сравнивают ее с наперед заданными порогами крутизны спадов для различных компонент контролируемого потока и по результатам сравнения диагностируют наличие твердых включений и капельной влаги в газовом потоке, при этом количественные значения уровней дебита твердых включений и капельной влаги в контролируемом потоке, а также влияние внешних воздействий на трубопровод определяют по положению максимумов построенных распределений на шкале уровней сигнала при использовании градуировочных зависимостей, предварительно полученных при метрологических испытаниях трубопроводов однотипной конфигурации в натурных условиях, в моменты контроля дебитов твердых включений и капельной влаги в газовом потоке в трубопроводе на устье скважины дополнительно синхронно измеряют перепады температуры и избыточного давления потока, обусловливающие фазовые превращения в газовой смеси, по значению которых контролируют уровни образования гидратных структур и оценивают уровень гидратообразования на устье скважины, а контроль изменений уровней дебитов фаз проводят, когда уровень гидратообразования на устье скважины не превышает наперед заданного порогового значения.
Измерение перепада температуры проводят на стенке и внутри канала фонтанной арматуры скважины.
При оценке уровня гидратообразования на устье скважины при обнаружении ударов твердых частиц на кратно разнесенных частотах проводят сравнение амплитуд и дисперсии сигналов, по результатам которого выделяют неупругие удары частиц гидрата.
Уровень гидратообразования на устье скважины оценивают в соответствии с термобарическими условиями образования и появления гидрата в газожидкостном потоке.
Изобретение поясняется чертежами. На фиг. 1 представлена схема реализации способа, на фиг. 2…9 - диаграммы, поясняющие существо способа.
На выходном трубопроводе 1 устья скважины смонтирован датчик 2 акустический (ДА), эмиссионный, резонансного типа (как в прототипе).
Выход датчика 2 соединен с блоком обработки 3, содержащим входной усилитель 4, узкополосный фильтр 5 с низкочастотным детектором, АЦП 6 и амплитудный дискриминатор, и анализатор на основе микроконтроллера 7, осуществляющего также обработку показаний датчиков температуры 8 и давления 9 газа.
Таким образом, согласно фиг. 1 в схему дополнительно включены датчик температуры 8 и датчик избыточного давления 9, выходы которых также соединены с соответствующими каналами в блоке обработки 3.
Реализация способа с помощью представленной на фиг. 1 схемы основана на следующем.
Фазовое состояние взвесенесущего газового потока определяется расходом газа (дебитом), влажностью и термобарическими параметрами: Рг - давление газа в трубопроводе, Тг - температура газа, Тв - температура окружающей среды, ветровая нагрузка (скорость ветра) - Vв. При изобарическом процессе охлаждения газа ниже значений температуры фазового перехода возникают условия для конденсации паров влаги. При этом возможен переход паровой влаги как в капельное состояние, так и в твердое с образованием гидратных структур (десублимация). При конденсации пара выделяется теплота фазового перехода (скрытая теплота парообразования), поэтому процесс конденсации неразрывно связан с конвективным теплообменом в поперечном и продольном сечении трубопровода.
Температура фазового перехода (точка росы) и количество конденсата зависят от влагосодержания газовой смеси. При этом:
- чем ниже влажность, тем точка росы ниже фактической (текущее значение) температуры;
- чем выше влажность, тем точка росы выше и ближе к фактической температуре;
- если относительная влажность составляет 100%, то точка росы совпадает с фактической температурой.
Поэтому в отличие от прототипа на устье скважины для контроля термобарических параметров газовой смеси в блок обработки сигналов 3 дополнительно включены каналы приема и синхронной обработки показаний температуры и давления газа с соответствующими датчиками 8 и 9.
При этом способ обработки сигналов отличается тем, что акустический канал, работая на двух кратно разнесенных частотах, контролирует моменты проявлений упругих (песок) и неупругих (гидрат) ударов твердых включений и капельной влаги, а каналы контроля температуры и давления регистрируют перепады этих параметров в моменты проявлений твердых включений и капельной влаги, величина и знак изменений которых позволяет идентифицировать уровень гидратообразования на устье скважины, оценивая его в соответствии с термобарическими условиями образования гидратных структур.
Когда измеренные таким образом пороговые уровни содержания частиц гидрата на устье скважины превышают наперед заданный порог, блок обработки 3 (фиг. 1) по интерфейсу RS45 передает верхней телеметрической системе управления по оптимизации добычи газа сигнал превышения, по которому принимается решение о подаче на устье скважины соответствующей уровню гидратообразования порции ингибитора.
Лабораторными исследованиями установлен характер отличия импульсов-откликов воздействия упругих ударов песка и упругопластических ударов частиц гидрата. Имитатором гидрата служил при этом пористый селикагель, по физическим свойствам близкий к частицам гидрата. На фиг. 2 приведен фрагмент хронограммы ударов селикагеля (гидрата) о металлическую стенку трубопровода, на фиг. 3 - ударов частиц песка (на частоте 200 кГц и на частоте 640 кГц). По оси X - отложено время в секундах, а по оси Y - уровень сигнала в дБ.
Из приведенных хронограмм видно, что задний фронт импульсов от ударов гидрата существенно положе, чем от ударов песка. Практически каждый удар частиц песка является упругим, т.к. имеет отклик на обеих частотах, в то время как упругопластические удары селикагеля (гидрата) имеют отклик чаще только на более низкой частоте. Сравнительная статистика откликов на двух частотах позволяет выделить из общего количества импульсов отклики - импульсы упругопластических ударов частиц гидрата о стенку трубопровода в потоке газа на скважине.
На фиг. 4 представлен фрагмент показаний датчика 2 (фиг. 1) при изменяющихся метеоусловиях (отрицательной температуре наружного воздуха и скорости ветра). Из графика видно, что наблюдается прямая зависимость понижения температуры с началом регистрации превышения первого, а затем и второго уровня содержания твердых включений, которое связано с началом образования гидратных структур при прохождении пластовой смеси по каналу фонтанной арматуры. Постепенное снижение температуры окружающей трубопровод среды при неизменной ветровой нагрузке (3÷5) м/с усиливает теплообменные процессы на поверхности фонтанной арматуры, что приводит к понижению температуры внутреннего приповерхностного слоя газового потока.
На фиг. 5 представлена графическая интерпретация динамики изменения соотношения «давление - температура» ((Р/Т) - как безразмерного параметра) и зарегистрированные датчиком 2 (фиг. 1) уровни образования твердых включений - гидратных структур.
Пунктирная линия термодинамического параметра (Р/Т) условно делит значения уровней содержания гидрата в потоке газа на две области. Значениям соотношения (Р/Т), находящимся ниже величины 4,95, соответствует 1-й уровень выноса твердых фракций и воды (на графике уровни ВПВ). Значениям (Р/Т), находящимся выше величины 4,95, - 2-й уровень ВПВ. Таким образом, можно представить механизм образования гидратных структур при прохождении потока газа по каналу фонтанной арматуры как результат интенсификации теплообменного процесса в условиях воздействия наружной конвекции.
На фиг. 6 и 7 представлены показания датчика 2 по наличию твердых включений и воды в потоке газа, а также скачок давления как результат фазовых превращений с выбросом продуктов деструкции гидрата в виде капельной влаги.
Из приведенных диаграмм видно, что перепады температуры газа, провоцирующие процесс гидратообразования, могут составлять от (0,5÷0,7)°С до нескольких град. С, а длительность их зависит от динамики изменения значений температуры поверхности трубы и метеоусловий. Провоцируемые при этом выбросы ВПВ сопровождаются перепадами давления от 0,5 кг/см2 до (1,5÷2) кг/см2. Зафиксированные значения перепадов и их продолжительность практически могут быть использованы для оценки уровня гидратообразования как в режиме текущего мониторинга показаний ВПВ, так и при анализе архивированных данных.
Фазовые превращения, наблюдаемые при переменных значениях термобарических параметров газожидкостного потока под влиянием резких изменений метеоусловий (см. фиг. 8), приводят, как правило, к образованию, и выносу гидрата. Это, в свою очередь, вызывает резкое изменение режима работы скважины (см. фиг. 9), вплоть до полной ее остановки. Наиболее вероятным местом начала образования гидрата в фонтанной арматуре скважины является внутренний канал углового штуцера (см. фиг. 1). Это обусловлено наличием дополнительных негативных факторов для начала образования гидратных структур: сужение проходного сечения канала (100/60 мм), повышенная зона турбулентности и изменения направления потока газа (90°), увеличенная поверхность теплообмена. Из приведенных на фиг. 9 данных видно, что при достижении лавинообразного выноса гидрата датчик 2 (фиг. 1) регистрирует пиковые значения содержания твердых включений до 5-го уровня. Накопление гидрата в канале фонтанной арматуры и выходном газопроводе вызвало снижение устьевого давления газа в течение 9 часов и привело к остановке скважины. На фиг. 9 видно, что продувка и прогрев скважины через газофакельную установку (ГФУ) сопровождались выносом гидратного массива (до 5-го уровня по твердым включениям) и двух пачек воды (до 4-го уровня по капельной фракции). После пуска скважины в работу ее параметры были выведены на рабочий режим.
Промысловыми исследованиями скважин с использованием предложенного способа установлено, что в осенне-зимний-весенний периоды требуется постоянный мониторинг и контроль гидратообразования с целью оптимизации режима работы скважин, газосборной сети и экономии ингибитора. При обработке сигналов предложенным способом акустический канал, работая на двух кратно разнесенных частотах, контролирует моменты проявлений упругих (песок) и неупругих (гидрат) ударов твердых включений и капельной влаги, а каналы контроля температуры и давления синхронно регистрируют перепады этих параметров в периоды фазовых превращений на фоне проявлений твердых включений и капельной влаги, величина и знак изменений которых позволяет идентифицировать уровень гидратообразования на устье скважины, оценивая уровень в соответствии с термобарическими условиями образования гидратных структур.
Claims (4)
1. Способ контроля изменений уровней дебитов твердых включений и капельной влаги в газовом потоке в трубопроводе на устье скважины, заключающийся в приеме и преобразовании акустических сигналов, пропорциональных уровням дебитов твердых включений и капельной влаги в газовом потоке с помощью пьезодатчика акустического, эмиссионного, резонансного типа, с последующей фильтрацией и детектированием выходных сигналов с пьезодатчика и дальнейшей их оцифровкой с помощью аналого-цифрового преобразователя, при этом для отдельных выборок сигнала по времени, полученных на одной или нескольких кратно-разнесенных рабочих частотах, из оцифрованных выборок сигнала строят распределения дискретизированных точек этого сигнала по его величине с заданным шагом дискретизации, образующим шкалу уровней сигнала, затем определяют максимумы в построенных распределениях и от максимумов вверх по величине сигнала определяют крутизну спадов полученных распределений, и сравнивают ее с наперед заданными порогами крутизны спадов для различных компонент контролируемого потока, по результатам сравнения диагностируют наличие твердых включений и капельной влаги в газовом потоке, при этом количественные значения уровней дебита твердых включений и капельной влаги в контролируемом потоке, а также влияние внешних воздействий на трубопровод определяют по положению максимумов построенных распределений на шкале уровней сигнала при использовании градуировочных зависимостей, предварительно полученных при метрологических испытаниях трубопроводов однотипной конфигурации в натурных условиях, отличающийся тем, что в моменты контроля дебитов твердых включений и капельной влаги в газовом потоке в трубопроводе на устье скважины дополнительно синхронно измеряют перепады температуры и избыточного давления потока, обусловливающие фазовые превращения в газовой смеси, по значению которых контролируют уровни образования гидратных структур и оценивают уровень гидратообразования на устье скважины, а контроль изменений уровней дебитов фаз проводят, когда уровень гидратообразования на устье скважины не превышает наперед заданного порогового значения.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что изменение перепада температуры проводят на стенке и внутри трубопровода.
3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что при оценке уровня гидратообразования на устье скважины при обнаружении ударов твердых частиц на кратно разнесенных частотах проводят сравнение амплитуд и дисперсии сигналов, по результатам которого выделяют неупругие удары частиц гидрата.
4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что уровень гидратообразования на устье скважины оценивают в соответствии с термобарическими условиями образования гидратных структур с учетом метеорологических условий.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017132072A RU2662738C1 (ru) | 2017-09-13 | 2017-09-13 | Способ контроля изменений уровней дебитов твердых включений и капельной влаги в газовом потоке в трубопроводе |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017132072A RU2662738C1 (ru) | 2017-09-13 | 2017-09-13 | Способ контроля изменений уровней дебитов твердых включений и капельной влаги в газовом потоке в трубопроводе |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2662738C1 true RU2662738C1 (ru) | 2018-07-30 |
Family
ID=63142357
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2017132072A RU2662738C1 (ru) | 2017-09-13 | 2017-09-13 | Способ контроля изменений уровней дебитов твердых включений и капельной влаги в газовом потоке в трубопроводе |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2662738C1 (ru) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2020214059A1 (ru) * | 2019-04-19 | 2020-10-22 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Сонограм" | Способ детектирования зон выноса твердых частиц в скважине |
| RU2749589C1 (ru) * | 2020-07-27 | 2021-06-15 | Общество с ограниченной ответственностью «ТГТ Сервис» (ООО «ТГТ Сервис») | Способ детектирования зон выноса твердых частиц через непроницаемый барьер в скважине |
| RU2764609C1 (ru) * | 2021-04-30 | 2022-01-18 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Акустический влагомер наклонных и горизонтальных скважин |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1295137A1 (ru) * | 1984-01-06 | 1987-03-07 | Специальное проектно-конструкторское бюро "Промавтоматика" | Способ диагностики гидратообразовани в газопроводе |
| RU2154162C2 (ru) * | 1998-07-27 | 2000-08-10 | Государственная академия нефти и газа имени И.М.Губкина | Устройство для контроля расхода компонентов продукции скважин |
| US20030051558A1 (en) * | 2000-03-09 | 2003-03-20 | Vladimir Melnikov | Simultaneous determination of multiphase flowrates and concentrations |
| RU2383732C1 (ru) * | 2008-10-02 | 2010-03-10 | Открытое акционерное общество "Газпром" (ОАО "Газпром") | Способ испытания разведочной скважины |
| RU2389002C2 (ru) * | 2008-05-12 | 2010-05-10 | Закрытое акционерное общество фирма "СИГМА-ОПТИК ЛТД" | Способ контроля изменений уровней дебита твердых включений и капельной влаги в газовом потоке в трубопроводе, датчик акустический, эмиссионный резонансного типа для его реализации и способ калибровки этого датчика |
| RU2613219C2 (ru) * | 2011-11-11 | 2017-03-15 | Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани | Способ наблюдения за коллектором с использованием данных о скученных изотопах и/или инертных газах |
-
2017
- 2017-09-13 RU RU2017132072A patent/RU2662738C1/ru active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1295137A1 (ru) * | 1984-01-06 | 1987-03-07 | Специальное проектно-конструкторское бюро "Промавтоматика" | Способ диагностики гидратообразовани в газопроводе |
| RU2154162C2 (ru) * | 1998-07-27 | 2000-08-10 | Государственная академия нефти и газа имени И.М.Губкина | Устройство для контроля расхода компонентов продукции скважин |
| US20030051558A1 (en) * | 2000-03-09 | 2003-03-20 | Vladimir Melnikov | Simultaneous determination of multiphase flowrates and concentrations |
| RU2389002C2 (ru) * | 2008-05-12 | 2010-05-10 | Закрытое акционерное общество фирма "СИГМА-ОПТИК ЛТД" | Способ контроля изменений уровней дебита твердых включений и капельной влаги в газовом потоке в трубопроводе, датчик акустический, эмиссионный резонансного типа для его реализации и способ калибровки этого датчика |
| RU2383732C1 (ru) * | 2008-10-02 | 2010-03-10 | Открытое акционерное общество "Газпром" (ОАО "Газпром") | Способ испытания разведочной скважины |
| RU2613219C2 (ru) * | 2011-11-11 | 2017-03-15 | Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани | Способ наблюдения за коллектором с использованием данных о скученных изотопах и/или инертных газах |
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2020214059A1 (ru) * | 2019-04-19 | 2020-10-22 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Сонограм" | Способ детектирования зон выноса твердых частиц в скважине |
| EA037843B1 (ru) * | 2019-04-19 | 2021-05-26 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Сонограм" | Способ детектирования зон выноса твердых частиц в скважине |
| RU2749589C1 (ru) * | 2020-07-27 | 2021-06-15 | Общество с ограниченной ответственностью «ТГТ Сервис» (ООО «ТГТ Сервис») | Способ детектирования зон выноса твердых частиц через непроницаемый барьер в скважине |
| WO2022025804A1 (ru) * | 2020-07-27 | 2022-02-03 | Общество с ограниченной ответственностью "ТГТ Сервис" | Способ детектирования зон выноса твердых частиц |
| GB2601256A (en) * | 2020-07-27 | 2022-05-25 | Llc Tgt Service | Method for detecting solid particle entrainment zones |
| RU2764609C1 (ru) * | 2021-04-30 | 2022-01-18 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Акустический влагомер наклонных и горизонтальных скважин |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2662738C1 (ru) | Способ контроля изменений уровней дебитов твердых включений и капельной влаги в газовом потоке в трубопроводе | |
| AU2011239284B2 (en) | Sand detector calibration | |
| US10487648B2 (en) | Entropy based multiphase flow detection | |
| WO2010094809A1 (en) | System and method for passive acoustic monitoring of fluids and solids in pipe flow | |
| US7395712B2 (en) | Testing of bottomhole samplers using acoustics | |
| CN105698903A (zh) | 提供用于仪表校验结果的质量测量的方法 | |
| CN105672982B (zh) | 一种非植入式稠油油井出砂量监测***及其方法 | |
| CN106368675A (zh) | 一种油气井出砂监测仪及出砂监测资料处理方法 | |
| CN103048355A (zh) | 一种耐火极限试验中烟气氧浓度测量装置和方法 | |
| CN103076400A (zh) | 一种基于振动频率的新型腐蚀探头及其测量*** | |
| RU2389002C2 (ru) | Способ контроля изменений уровней дебита твердых включений и капельной влаги в газовом потоке в трубопроводе, датчик акустический, эмиссионный резонансного типа для его реализации и способ калибровки этого датчика | |
| GB2433137A (en) | Method for the early warning of severe slugging | |
| RU2003127112A (ru) | Способ оценки подземного пласта(варианты) и скважинный инструмент для его осуществления | |
| CN109855536B (zh) | 一种基于应变测量的油气管道堵塞检测方法 | |
| RU2604101C1 (ru) | Способ контроля процесса обводнения газовых скважин | |
| CN103015968A (zh) | 用质量和液位计量油井产出物的方法 | |
| RU135714U1 (ru) | Система для контроля коррозионного состояния обсадных колонн действующих скважин | |
| CN114778695A (zh) | 一种冲击地压矿井锚杆锚固质量无损监测分析方法 | |
| MX2021015793A (es) | Identificación de propiedades reológicas de líquidos a partir de señales acústicas. | |
| RU132485U1 (ru) | Аппаратура для диагностики технического состояния эксплуатационных колонн газовых скважин | |
| CN115539014A (zh) | 一种具有双探头的管道含砂监测装置 | |
| Toral et al. | Measuring wet-gas flow rate through the V-Cone with neural nets |