Способ определения дебита нефтяной скважины по жидкости и устройство для его осуществления

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для определения дебита нефтяных скважин по жидкости. Способ включает периодическую подачу газожидкостной смеси в измерительный булит, сепарацию газожидкостной смеси по газу, отсчет времени достижения газожидкостной смесью измерительных уровней упомянутого булита, измерение гидростатического давления газожидкостной смеси на упомянутых уровнях и определение дебита в единицах массового расхода. Сепарацию осуществляют до образования выраженной границы раздела жидкость-пена, затем подают газожидкостную смесь в измерительный участок булита без разрушения границы жидкость-пена, определяют отдельно скорости перемещения границ раздела пена-газ и жидкость-пена по моментам достижения указанными границами не менее двух измерительных уровней булита. Дебит нефтяной скважины по жидкости в единицах массового расхода определяют с учетом массы жидкости в пене, которую определяют по скоростям перемещения указанных границ раздела и показаниям датчиков гидростатического давления. Моменты достижения измерительного уровня границами жидкость-пена и пена-газ определяют по изменению темпа нарастания гидростатического давления, характеризуемого изменением величины производной от функции гидростатического давления по времени и/или изломом графической линии давления как функции времени. Моменты достижения измерительного уровня вышеописанными границами пена-газ и жидкость-пена определяют с использованием полиномиальной, например линейной, экстраполяции участков зависимости гидростатического давления от времени. Дополнительно измеряют давление жидкости не менее чем в одной точке измерительного булита, сравнивают его с давлением на измерительных уровнях, а полученную разность давлений используют для учета неоднородности плотности жидкости по высоте измерительного булита и определения ее среднего значения. Способ реализуется устройством, включающим измерительный булит с входным и выходным патрубками и патрубком отвода газовой фазы, имеющий в измерительной части форму вертикального цилиндра и оборудованный преобразователями гидростатического давления, расположенными на различных по высоте измерительных уровнях. Полость булита оборудована лотком сепарации газожидкостной среды, имеющим желобообразное сечение, сообщенным с входным патрубком и примыкающим одной из своих боковых поверхностей к стенке булита по винтовой нисходящей линии, причем угол наклона упомянутого лотка выбран достаточным для образования и сохранения выраженной границы раздела жидкость-пена за время нахождения на нем газожидкостной среды. Преобразователи гидростатического давления соответствующего измерительного уровня установлены в верхней части стенки лотка, примыкающей к стенке булита. Лоток сепарации может быть выполнен с прямоугольным поперечным сечением с шириной лотка, большей или равной высоте его боковых стенок. Способ позволяет повысить точность и оперативность измерений дебита нефтей, склонных к пенообразованию. 2 н. и 4 з.п. ф-лы, 5 ил.

 

Изобретение относится к измерению объемного и массового расхода газожидкостных смесей (ГЖС) и может быть использовано в любых технологических процессах, требующих определения расхода смеси, склонной к пенообразованию, в частности в нефтедобывающей промышленности для определения дебита нефтяной скважины.

Способы определения объемного и массового расхода газонефтяных смесей путем периодического заполнения калиброванной измерительной емкости с датчиками гидростатического давления (или двух емкостей поочередно) используются в установках для измерения дебита скважин (пат. RU №№2069264, 2100596 и др.). Эти способы не учитывают пену, образующуюся в процессе сепарации по газу, и не позволяют с достаточной точностью определять дебит скважин для газожидкостных смесей, склонных к пенообразованию.

Известен способ [1] измерения дебита нефтяной скважины по жидкости, реализованный в установке по патенту RU №2133826, в которой газожидкостную смесь сепарируют по газу в сепарационной емкости и поочередно подают ее в две измерительные емкости, сообщенные в верхней и нижней частях трубопроводами и снабженные датчиками верхнего и нижнего уровней жидкости, одновременно служащими датчиками гидростатического давления (ГСД) столба жидкости. В известном способе использован гидростатический метод взвешивания измерительного столба жидкости (нефть, вода). Дебит скважины рассчитывают по известной вместимости емкости и времени ее заполнения. Массу жидкости определяют с использованием преобразователя ГСД, при этом измеряют время изменения уровня жидкости от нижнего до верхнего.

Этот способ обладает низкой точностью измерения дебита, его погрешность существенно зависит от продолжительности процесса сепарации нефти по газу, которая продолжается в измерительной области во время измерения. Дополнительно в известном способе возникает погрешность измерения дебита для скважин, нефть которых обладает свойством вспениваться при сепарации, поскольку масса пены не учитывается.

Наиболее близким аналогом заявляемого изобретения по технической сущности и достигаемому результату является способ [2] измерения дебита нефтяных скважин по жидкости (нефть, вода) по патенту RU №2183267, в котором ГЖС от нефтяной скважины периодически направляют в измерительную калиброванную емкость (булит), где ее подвергают сепарации по газу, измеряют давление столба жидкости нижним и верхним гидростатическими преобразователями давления, ведут отсчет времени заполнения измерительной калиброванной емкости и прекращают отсчет времени после заполнения измерительной емкости и достижения газожидкостной смесью фиксированных уровней. При этом отключают подачу газожидкостной смеси в измерительную емкость, и жидкости, склонные к вспениванию, выдерживают в измерительной емкости требуемое время до достижения стабильности показаний гидростатических преобразователей давления. После этого фиксируют показания преобразователей давления и осуществляют сброс газожидкостной смеси, завершая тем самым измерительный цикл. Дебит нефтяных скважин по жидкости определяют в массовых единицах расхода по разности ГСД и времени заполнения калиброванной емкости, при этом разность гидростатических давлений определяют по установившимся показаниям нижнего и верхнего гидростатических преобразователей давления (способ выбран за прототип).

Способ по изобретению-прототипу обладает низкой точностью измерения дебита, поскольку не учитывает массу пенной структуры в измерительной емкости, которая содержит значительную часть нефти (иногда до 25%). Образовавшаяся пена может сохраняться на поверхности жидкости от несколько часов до суток, особенно для газоводонефтяных смесей с высоким содержанием асфальто-смолистых веществ (АСВ). Авторы способа-прототипа отмечают, что из-за наличия над верхним уровнем жидкости пены величина гидростатического давления, измеряемая верхним гидростатическим преобразователем давления, не является представительной (по плотности) по отношению ко всему столбу, измеряемому нижним гидростатическим преобразователем давления. По мысли авторов, вычитание непредставительной части (с заниженным значением) гидростатического столба, замеренного верхним гидростатическим преобразователем давления из всего гидростатического столба, замеренного нижним гидростатическим преобразователем, исключает значительную погрешность, возникающую из-за наличия пены в верхней части емкости. Однако это не так, поскольку объем пены в известном способе не фиксируется, плотность ее не определяется, и по показаниям верхнего датчика нельзя судить о массе пены.

Вторым существенным недостатком способа-прототипа является необходимость выдерживать измеряемый объем до стабилизации показаний датчиков давления и, как следствие, низкая оперативность измерений.

Кроме того, в способе-прототипе пренебрегают зависимостью плотности измеряемой жидкости от высоты, что вносит дополнительную погрешность в результаты измерений.

В основу изобретения положена задача разработать более оперативный и более точный способ измерения дебита нефтяных скважин по жидкости, основанный на измерении величины давления газожидкостной среды на заданных уровнях при заполнении контрольного объема, не требующий разрушения пенной структуры, снижающий время сепарации по газу примерно на порядок с соответствующим уменьшением габаритов оборудования, учитывающий массу образующейся пены и неоднородность плотности жидкости по высоте измерительного устройства.

Поставленная задача решается тем, что в известном способе измерения дебита нефтяных скважин по жидкости, включающем периодическую подачу газожидкостной смеси в измерительный булит, сепарацию смеси по газу, отсчет времени достижения газожидкостной смесью измерительных уровней упомянутого булита, измерение гидростатического давления газожидкостной смеси на упомянутых уровнях и определение дебита в единицах массового расхода, сепарацию осуществляют до образования выраженной границы раздела жидкость-пена, затем подают газожидкостную смесь в измерительный участок булита без разрушения границы жидкость-пена и без образования дополнительной пены, определяют отдельно скорости перемещения границ раздела пена-газ и жидкость-пена по моментам достижения упомянутыми границами не менее двух измерительных уровней булита, а дебит нефтяной скважины по жидкости в единицах массового расхода определяют с учетом массы жидкости в пене, которую определяют по скоростям перемещения указанных границ раздела и показаниям датчиков гидростатического давления.

Упомянутая выраженная (фиксируемая) граница раздела жидкость-пена образуется сравнительно быстро, что существенно снижает требования к глубине сепарации измеряемой смеси по газу. Такую сепарацию можно осуществить, не прерывая массовый поток смеси от скважины и задавшись некоторым критерием, при достижении которого граница считается фиксируемой, а измеряемые параметры позволяют рассчитать дебит скважины с приемлемой точностью.

В зависимости от выбранного критерия газожидкостной среде присущи и вполне определенные параметры, характерные для данного нефтяного месторождения или скважины, в частности объемные плотности жидкости и пены, необходимые для расчетов, что позволяет отказаться от отключения подачи газожидкостной смеси в калиброванную измерительную емкость и от затрат времени на выдерживание жидкости в измерительной емкости до ее стабилизации, как в способе-прототипе. Другим важным признаком является контроль за перемещением границ пена-газ и жидкость-пена, что позволяет определить раздельно объем, плотность и массу как жидкости, так и пены.

Ряд признаков заявленного способа можно конкретизировать.

а) Средняя плотность пены в несколько раз ниже, чем средняя плотность жидкости. При перемещении слоя пены, а затем жидкости гидростатическое давление ведет себя по разному, поэтому в варианте способа моменты времени прохождения измерительного уровня вышеописанными границами жидкость-пена и пена-газ определяют по изменению темпа нарастания гидростатического давления, характеризуемого изменением величины производной от функции гидростатического давления по времени. Если параллельно аналоговой обработке сигнала датчика записывать кривую давления самопишущим прибором, то в этот момент графическая линия давления как функции времени P(t) претерпевает характерный излом.

б) Момент прохождения границы раздела сред через измерительный уровень может быть достаточно точно определен, например, аналоговыми датчиками или преобразователями гидростатического давления, предел срабатывания которых является их паспортной величиной, а вырабатываемый сигнал может непрерывно обрабатываться контроллером (логическим устройством) и/или записываться самопишущим устройством. Точная фиксация момента достижения измерительного уровня упомянутой границей весьма важна для точности заявленного способа в целом. Этому мешают, во-первых, инерционность датчика и его инструментальная погрешность; во-вторых, не идеальная плоскость раздела сред. Таким образом, функция давления от времени имеет некоторый переходный участок. Однако темп нарастания давления для пены и для жидкости разный, и в варианте способа эту неопределенность преодолевают, линеаризовав функцию давления и положив, что искомый момент времени соответствует пересечению двух полученных прямых. Еще большую точность дает экстраполяция функции P(t) по нескольким точкам в виде полинома требуемой степени.

в) Измеряемая газожидкостная среда весьма неоднородна по компонентному составу (нефть, вода, газ) и может представлять собой эмульсию переменной по высоте плотности. Большая часть водной фракции, как более тяжелой, сосредоточена внизу, мелкие включения газа постепенно поднимаются вверх, крупные пузырьки образуют стойкий слой пены. Часть пузырьков лопается, и выше пены сосредоточен газ с включением паров и мельчайших капель жидкости. Для повышения точности измерений дополнительно измеряют гидростатическое давление жидкости не менее чем в одной точке измерительного булита, сравнивают его с давлением на измерительных уровнях, а полученную разность давлений используют для учета неоднородности плотности жидкости по высоте измерительного булита и определения среднего значения, например аппроксимируют ее экспоненциальной зависимостью. Сравнивая полученные значения с плотностью нефти, воды и газа, можно судить о компонентном составе ГЖС.

Ниже описано устройство для определения дебита нефтяной скважины по жидкости, реализующее способ, в котором смесь направляется в измерительный участок с использованием наклонного лотка сепарации с требуемым углом наклона. В заявленном устройстве параметры лотка определяют, задавшись некоторым критическим размером газовых пузырьков, таким, что за время нахождения газожидкостной среды на лотке пузырьки газа, имеющие радиус больше критического, всплывают на поверхность раздела жидкость-пена. Это условие можно принять за критерий образования выраженной границы раздела жидкость-пена, что определяет минимальное время нахождения ГЖС на лотке.

На фиг.1 показана схема осуществления способа.

На фиг.2 показана последовательность процесса измерений.

На фиг.3 приведены зависимости гидростатического давления от времени.

На фиг.4 показана схема устройства для осуществления способа.

На фиг.5 показано сечение двух смежных витков сепаратора.

Способ осуществляют следующим образом.

Газожидкостную смесь подают в измерительный булит, избегая наличия резких сужений, расширений, поворотов потока, чтобы сравнительно быстро сепарировать ее от растворенного газа, например спускают ее по наклонному лотку (фиг.1). Одну часть газа отводят в газовый коллектор, другая часть газа образует стойкую пену, которая находится над поверхностью жидкости и перемещается вместе с нею. Жидкость скапливается в нижней части емкости и начинает заполнять ее объем, при этом вместе с уровнем жидкости поднимается слой пены, как показано на фиг.1. Границы раздела пена-газ и жидкость-пена последовательно достигают измерительных уровней 1 и 2, расстояние между которыми известно, и эти моменты времени фиксируют, например, преобразователями гидростатического давления D1 и D2, что позволяет определить скорость перемещения упомянутых границ, плотность пены, плотность жидкости и их объемный расход. На фиг.1 показан момент достижения границей раздела жидкость-пена измерительного уровня 2.

Как указано в постановке технической задачи, для определения истинной производительности скважины по жидкости необходимо определить и учесть массу жидкости, находящейся в пене. Поскольку пена непрерывно образуется на границе жидкость-пена и разрушается на границе газ-пена, такую массу имела бы жидкость, образовавшаяся при мгновенном разрушении слоя пены.

Для решения этой задачи определяют отдельно скорости перемещения границ раздела пена-газ и жидкость-пена по моментам достижения ими измерительных уровней. Для простоты ограничимся рассмотрением двух измерительных уровней, хотя в реальности их может быть несколько. На фиг.2 момент t1 соответствует достижению нижнего уровня пеной (серый слой), момент t2 - жидкостью (темный слой). Соответственно, момент t3 соответствует достижению верхнего уровня пеной, момент t4 - жидкостью. На фиг.3 эти моменты легко определяются по поведению графиков P(t), фиксируемых датчиками D0, D1 и D2, показанными на фиг.1.

Дополнительная масса жидкости, которую учитывают при определении дебита скважины, характеризуется гидростатическим давлением на границе жидкость-пена в момент прохождения этой границей измерительного уровня булита (ситуация t2 для датчика D1, ситуация t4 для датчика D2 на фиг.2). Массой самого газа, содержащегося в пене, можно пренебречь, поскольку его плотность примерно на три порядка меньше, чем плотность жидкости.

Получаемая информация обрабатывается по заданной программе микропроцессорным контроллером, который автоматически управляет процессом измерений. Дебит нефтяной скважины по жидкости в единицах массового расхода определяют с учетом массы жидкости, находящейся в пене.

Предлагаемый способ позволяет определить основные параметры двухфазной среды без необходимости разрушения пенной структуры, т.е. глубина сепарации двухфазной среды по газу может быть снижена до уровня образования выраженной (фиксируемой) границы раздела жидкость-пена. Выраженную границу можно реализовать, например, на лотке сепарации, задав эффективное время пребывания газожидкостной смеси на наклонной плоскости, в течение которого газовые пузырьки, имеющие радиус больше критического, всплывают на поверхность раздела жидкость-пена. Изменение угла наклона лотка в пределах 5-15 градусов позволяет в широких пределах варьировать параметры измерения. При этом время, необходимое для сепарации, снижается примерно на порядок, с соответствующим уменьшением габаритов и металлоемкости оборудования, а сам процесс измерения значительно оперативнее, чем у известных способов-аналогов и прототипа.

Если в способах-аналогах стремятся избавиться от слоя пены, вносящего существенную погрешность в измерения, то в заявленном способе в этом нет необходимости, наоборот, следует сохранить выраженную границу жидкость-пена, не допуская бурного пенообразования на участках резкого изменения проходного сечения потока и перемешивания на участках с местными сопротивлениями. Соблюдение этих условий позволяет с высокой точностью учесть массу жидкости, находящейся в пене. Эту задачу выполняет устройство, схема которого приведена на фиг.4.

Устройство для определения дебита нефтяной скважины по жидкости содержит измерительный булит 1 с входным 2 и выходным 3 патрубками и патрубком отвода газовой фазы 4, оборудованный преобразователями гидростатического давления 5 и 6. Патрубок 4 может быть оборудован отделителем 8 мелких капель жидкости. Полость измерительного булита оборудована лотком сепарации газожидкостной среды. Лоток сепарации 7 представляет собой конструкцию желобообразного (в частном случае прямоугольного) сечения, сообщенную с патрубком 2 и нисходящую по винтовой линии вдоль стенки булита. Булит оборудован дополнительным преобразователем гидростатического давления 10.

Лоток 7 предназначен для сепарации ГЖС по газу и плавной подачи ее в измерительный участок без разрушения границы жидкость-пена и без образования дополнительной пены. Датчик 10 предназначен для определения степени неоднородности плотности эмульсии по высоте.

Устройство работает следующим образом.

ГЖС из коллектора через входной патрубок 2 поступает на лоток сепарации 7, где сепарируется по газу. Поперечное сечение лотка может иметь вид прямоугольника, горизонтальные ребра которого образованы смежными витками лотка. Описанный вариант не ограничивает возможные конструкции сепаратора по газу. Как показано на фиг.5, упомянутый лоток заполнен ГЖС, причем нижняя часть сечения заполнена слоем жидкости, верхняя часть - газом. Для ускорения процесса сепарации по газу предпочтительно, чтобы ширина лотка была больше или равна высоте его боковых стенок. ГЖС широким и тонким слоем движется по наклонной плоскости, где постепенно сепарируется по газу.

Часть газа по межвитковому пространству уходит в патрубок отвода газовой фазы 4, часть остается на поверхности жидкости в виде стойкой пены. Жидкость и слой пены заполняют измерительный участок высотой Н, их объемный расход фиксируется преобразователями давления 5 и 6. Для того чтобы исключить влияние текущей по лотку смеси на показания преобразователей давления, их устанавливают в области газовой среды, а именно в верхней части боковой стенки лотка, примыкающей к стенке булита, поэтому они срабатывают только тогда, когда жидкость со слоем пены заполняет измерительный объем булита высотой Н, и границы раздела пена-газ и жидкость-пена последовательно достигают измерительных уровней. Микропроцессорный контроллер (на чертеже не показан) обрабатывает сигналы преобразователей давления по заданной программе, включая экстраполяцию давления от времени и аппроксимацию плотности эмульсии по высоте. При достижении слоем жидкости верхнего уровня (ситуация t4 на фиг.2) преобразователь давления 6 выдает сигнал на открытие клапана 9 и цикл измерения завершается.

Предлагаемый способ за счет автоматического контроля объема и массы пены в измерительной емкости позволяет существенно повысить точность измерения дебита нефтяных скважин в объемных и массовых единицах расхода. Одновременно предлагаемый способ позволяет расширить сферу применения его для различных нефтяных скважин, включая нефтяные скважины, продукция которых содержит много АСВ и образует стойкую пену. Изобретение позволяет и для такого типа скважин повысить оперативность измерений и достичь высокой точности определения дебита по жидкости. Очевидно, что способ пригоден не только для газоводонефтяных смесей, но для любых вспенивающихся жидкостей, а также для продуктов, не образующих пену, что является частным случаем измерений с массой пены, равной нулю.

Использованные источники

[1] - Патент RU №2133826. МКИ Е 21 В 47/00. Установка для измерения дебита нефтяной скважины по жидкости. Опубл. 27 июля 1999.

[2] - Патент RU №2183267. МКИ Е 21 В 47/10. Способ определения дебита нефтяных скважин по жидкости. Опубл. 10 октября 2002. Выбран за прототип.

Использованные в описании и на иллюстрациях сокращения:

ГЖС - газожидкостная смесь, ГСД - гидростатическое давление,

АСВ - асфальто-смолистые вещества, П-Г - пена-газ, Ж-П - жидкость-пена.

1. Способ определения дебита нефтяной скважины по жидкости, включающий периодическую подачу газожидкостной смеси в измерительный булит, сепарацию газожидкостной смеси по газу, отсчет времени достижения газожидкостной смесью измерительных уровней упомянутого булита, измерение гидростатического давления газожидкостной смеси на упомянутых уровнях и определение дебита в единицах массового расхода, отличающийся тем, что сепарацию осуществляют до образования выраженной границы раздела жидкость - пена, затем подают газожидкостную смесь в измерительный участок булита без разрушения границы жидкость - пена, определяют отдельно скорости перемещения границ раздела пена - газ и жидкость - пена по моментам достижения упомянутыми границами не менее двух измерительных уровней булита, а дебит нефтяной скважины по жидкости в единицах массового расхода определяют с учетом массы жидкости в пене, которую определяют по скоростям перемещения указанных границ раздела и показаниям датчиков гидростатического давления.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что моменты достижения измерительного уровня вышеописанными границами жидкость - пена и пена - газ определяют по изменению темпа нарастания гидростатического давления, характеризуемого изменением величины производной от функции гидростатического давления по времени и/или изломом графической линии давления как функции времени.

3. Способ по п.2, отличающийся тем, что моменты достижения измерительного уровня вышеописанными границами пена - газ и жидкость - пена определяют с использованием полиномиальной, например линейной, экстраполяции соответствующих участков зависимости гидростатического давления от времени.

4. Способ по любому из пп.1-3, отличающийся тем, что дополнительно измеряют давление жидкости не менее чем в одной точке измерительного булита, сравнивают его с давлением на упомянутых измерительных уровнях, а полученную разность давлений используют для учета неоднородности плотности жидкости по высоте измерительного булита и определения ее среднего значения.

5. Устройство для определения дебита нефтяной скважины по жидкости, включающее измерительный булит с входным и выходным патрубками и патрубком отвода газовой фазы, имеющий в измерительной части форму вертикального цилиндра и оборудованный преобразователями гидростатического давления, расположенными на различных по высоте измерительных уровнях, отличающееся тем, что полость измерительного булита оборудована лотком сепарации газожидкостной среды, имеющим желобообразное сечение, сообщенным с входным патрубком и примыкающим одной из своих боковых поверхностей к стенке булита по винтовой нисходящей линии, причем угол наклона упомянутого лотка выбран достаточным для образования и сохранения выраженной границы раздела жидкость - пена за время нахождения на нем газожидкостной среды, а преобразователи гидростатического давления соответствующего измерительного уровня установлены в верхней части стенки лотка, примыкающей к стенке булита.

6. Устройство по п.5, отличающееся тем, что вышеописанный лоток сепарации выполнен с прямоугольным поперечным сечением, причем ширина лотка больше или равна высоте его боковых стенок.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области измерительной техники и может быть использовано в газовой и нефтедобывающей промышленности для измерения расхода компонентов газожидкостной смеси (ГЖС) без разделения на фракции продуктов добычи в трубопроводах непосредственно на скважинах или на коллекторных участках первичной переработки газоконденсатных или нефтяных промыслов.

Изобретение относится к оптимизации добычи из многослойных смешанных пластов с использованием данных о динамике изменения смешанного дебита. .

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, а именно к способам геофизических исследований. .

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности и найдет применение при контроле разработки нефтяных месторождений, в частности к способам определения относительных дебитов совместно эксплуатируемых нефтяных пластов с трудноизвлекаемыми запасами нефти.

Изобретение относится к расходоизмерительной технике. .
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для контроля за разработкой многопластовой залежи, пласты которой по ряду скважин эксплуатируются совместно.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано в других отраслях народного хозяйства, например при добыче воды. .

Изобретение относится к измерительной технике и может быть использовано для измерения покомпонентного расхода потока газожидкостной смеси, в частности потока нефти, содержащей свободный газ и воду.

Изобретение относится к области нефтегазовой промышленности и может быть использовано при эксплуатации скважин

Изобретение относится к области геофизических исследований действующих нефтяных скважин и может быть использовано для определения скорости потока жидкости в скважине

Изобретение относится к строительству и эксплуатации нефтяных и газовых скважин, в частности к способам выявления заколонных перетоков и предотвращения образования отложений солей, содержащих гипс, на оборудовании для добычи, переработки и транспортировки сырых нефтей

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для определения изоляции неперфорированных нефтяных залежей (ННЗ), находящихся в разрезе нефтедобывающей скважины (НДС)

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при проведении исследований межколонных пространств в нефтяных, газовых и газоконденсатных скважинах, имеющих межколонные давления
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разведке и эксплуатации сероводородсодержащих месторождений нефти, газа и воды

Изобретение относится к автоматизированному управлению технологическими процессами в нефтедобывающей и других отраслях промышленности, имеющих разветвленные инженерные сети (ИС) сбора, транспортировки и распределения материальных или энергетических потоков

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к установкам для автоматического измерения массового расхода газожидкостной смеси, добываемой из нефтяных скважин

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к гидродинамическим методам исследования скважин, и может использоваться для определения параметров пласта при исследовании методом последовательной смены стационарных состояний малодебитных непереливающих скважин

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для определения дебита нефтяных скважин по жидкости

Наверх