Способ определения герметичности подземных хранилищ газа с водонапорным режимом эксплуатации



Способ определения герметичности подземных хранилищ газа с водонапорным режимом эксплуатации
Способ определения герметичности подземных хранилищ газа с водонапорным режимом эксплуатации
Способ определения герметичности подземных хранилищ газа с водонапорным режимом эксплуатации

 


Владельцы патента RU 2540716:

Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий-Газпром ВНИИГАЗ" (RU)

Изобретение относится к газодобывающей промышленности. Техническим результатом является упрощение контроля герметичности, что приводит к повышению надежности и безопасности эксплуатации ПХГ, созданных в водоносных пластах. В предлагаемом способе осуществляют циклическое воздействие на пласт, при котором каждый цикл включает закачку газа в пласт с последующим отбором газа. Воздействие на пласт осуществляют, по меньшей мере, в течение 10 циклов. В каждом цикле периодически одновременно измеряют текущее пластовое давление в газовой ( P t ф ) и водоносной ( P t ф в ) зоне хранилища, а также объем отбора (или закачки) газа, затем с учетом измеренных параметров определяют расчетное давление в ПХГ ( P t P ) для режима эксплуатации хранилища без утечек газа и для режима эксплуатации хранилища с утечками газа. Затем определяют функцию (F), как среднеарифметическое значение отклонений ( P t P ) от ( P t ф ) , полученных при каждом i-м измерении, для режима эксплуатации хранилища без утечек газа и функцию (Fy) для режима эксплуатации хранилища с утечками газа и при выполнении неравенства Fy<F делают вывод о наличии утечек газа в хранилище. 1 табл.

 

Изобретение относится к газодобывающей промышленности и может быть использовано для контроля безопасности эксплуатации подземных хранилищ газа (ПХГ) с водонапорным режимом эксплуатации.

Известен гидрогеохимический способ определения межпластовых перетоков газа на газовых месторождениях (Агишев А.П. Межпластовые перетоки газа при разработке газовых месторождений. М: Недра, 1966, с.79-88), в котором в стадии разведки месторождения определяют постоянный гидрогеохимический фон по всему вертикальному разрезу. Затем накапливаемые данные о гидрогеохимической обстановке исследуемых интервалов разреза сопоставляют с естественным фоном месторождения и определяют тенденции намечающихся изменений на том или ином участке. Недостатком данного способа является сложность его выполнения, обусловленная необходимостью исследования начального гидрогеохимического фона до закачки газа в хранилище. Кроме того, применение указанного способа на ПХГ связано со значительными затратами на бурение контрольных скважин, т.к. гидрогеохимические исследования необходимо проводить в специально пробуренных контрольных скважинах, расположенных в контуре газовой залежи, а пробы воды необходимо отбирать в хорошо изолированных скважинах, сохраняя пластовые условия (температуру и давление), что приводит к ошибкам при определении герметичности ПХГ.

Наиболее близким к предложенному способу (прототипом) является способ исследования динамических процессов газовой среды ПХГ (патент РФ №2167288, E21B 47/00, опубл. 20.05.2001), включающий введение в пласт через разные нагнетательные скважины индикаторов в газовом носителе, отбор проб газа из добывающих скважин и определение концентраций индикаторов во времени в продукции добывающих скважин. В период максимального давления газа выбирают центральные нагнетательные скважины, расположенные в одном или нескольких эксплуатационных горизонтах, исходя из системы расположения добывающих скважин по площади, при этом используют индикаторы нескольких цветов, а закачивают индикатор одного цвета в виде газонаполненных микрогранул со степенью дисперсности 0,5-0,6 мкм, состоящих из смеси поликонденсационной смолы и органического люминесцирующего вещества в расчетном количестве. В период снижения давления до минимальной средневзвешенной по площади величине одновременно отбирают пробы газа из добывающих скважин, расположенных в одном или нескольких эксплуатационных горизонтах, и определяют изменения во времени концентрации индикаторов каждого цвета и объемной скорости газа всех добывающих скважин, находят суммарное количество индикатора каждого цвета, поступившего в каждую добывающую скважину, по заданной формуле. Строят карты и по величине долей мигрирующего газа выявляют направления внутрипластовых и межпластовых перетоков и оконтуривают газодинамически различные зоны. Недостатком известного способа является необходимость проведения идентификации индикаторов по пяти параметрам, что усложняет реализацию способа и снижает достоверность исследования динамических процессов газовой среды.

Задачей, на решение которой направлено предлагаемое изобретение, является разработка способа определения герметичности ПХГ, созданного в водоносном пласте, с водонапорным режимом эксплуатации, позволяющего своевременно определять утечки газа из ПХГ на протяжении всего периода эксплуатации.

Техническим результатом, на достижение которого направлено предлагаемое изобретение, является упрощение контроля герметичности, что приводит к повышению надежности и безопасности эксплуатации ПХГ, созданных в водоносных пластах.

Указанный технический результат достигается за счет того, что в предлагаемом способе определения герметичности ПХГ осуществляют циклическое воздействие на пласт, при котором каждый цикл включает закачку газа через эксплуатационные скважины в пласт до достижения величины пластового давления, не превышающего максимально допустимого проектного значения, с последующим отбором газа до достижения величины пластового давления не ниже минимально допустимого проектного значения. Воздействие на пласт осуществляют, по меньшей мере, в течение 10 циклов, при этом в каждом цикле периодически одновременно измеряют текущее пластовое давление в газовой ( P t ф ) и водоносной ( P t ф в ) зоне хранилища, а также объем отбора (или закачки) газа (qt). Затем с учетом измеренных параметров определяют расчетное давление в подземном хранилище газа ( P t P ) для режима эксплуатации хранилища без утечек газа из соотношения

( Ω o q в ) P t p / Z t Ω o P o / Z o = 0 t q t d t , ( 1 )

где Ωo - газонасыщенный поровый объем ПХГ,

Po - начальное пластовое давление,

P t P - расчетное пластовое давление на момент времени t,

Zo - начальный коэффициент сверхсжимаемости газа,

Zt - коэффициент сверхсжимаемости газа на момент времени t,

qt - объем закачки (или отбора) газа на момент времени t;

qв - объем оттесненной (или внедрившейся) пластовой воды в газовую зону хранилища на момент времени t, при этом

q в = C в ( P t P P t ф в ) , ( 2 )

где Cв - коэффициент пропорциональности оттесненной (или внедрившейся) пластовой воды в газовую зону хранилища;

и для режима эксплуатации хранилища с утечками газа из соотношения

( Ω o q в ) P t p / Z t Ω o P o / Z o = 0 t q t d t C y 0 t P t p Z t d t , ( 3 )

где Cy - коэффициент пропорциональности утечки газа.

Затем определяют функцию (F), как среднеарифметическое значение отклонений ( P t P ) от ( P t ф ) , полученных при каждом i-м измерении, для режима эксплуатации хранилища без утечек газа

F = 1 n i = 1 n | ( P t i P P t i ф ) | , ( 4 )

где n - количество замеров пластового давления,

i - порядковый номер замера пластового давления;

и функцию (Fy) для режима эксплуатации хранилища с утечками газа

F y = 1 n i = 1 n | ( P t i P P t i ф ) | , ( 5 )

и при выполнении неравенства Fy<F делают вывод о наличии утечек газа в хранилище.

При эксплуатации ПХГ утечки газа в основном фиксируют на позднем этапе их развития, то есть при проявлении газа на поверхности и загазованности контрольных горизонтов, что осложняет дальнейшие поиски конкретной причины утечки газа и может привести к серьезным осложнениям при эксплуатации ПХГ.

Для ПХГ изменение объема газа в пласте во времени определяют из уравнения:

d V t / d t = q t , ( 6 )

где Vt - объем газа в пласте в момент времени t;

t - время;

qt - объем отбора (или закачки) газа в единицу времени t.

Переходя к интегральному виду, получаем:

0 t d V t = 0 t q t d t ( 7 )

V t V o = 0 t q t d t , ( 8 )

где Vo - объем газа в начальный момент времени;

Из уравнения материального баланса (Закиров С.Н. «Проектирование и разработка газовых месторождений». М: Недра, 1974 г, с.28-35) известно

V t = Ω t P t / Z t , ( 9 )

где Ωt - газонасыщенный поровый объем пласта в момент времени t;

Pt - пластовое давление газа в момент времени t;

Zt - коэффициент сверхсжимаемости газа в момент времени t.

Уравнение (9) для ПХГ в водоносном пласте с водонапорным режимом эксплуатации примет вид

( Ω o q в ) P t p / Z t Ω o P o / Z o = 0 t q t d t , ( 10 )

Коэффициент сверхсжимаемости (Z) зависит от состава газа, температуры, давления и является справочным показателем (Требин Ф.А. «Добыча природного газа». М: Недра, 1976 г, с.78-85). Значения Z можно с высокой точностью аппроксимировать полиномом вида

Z t = a P t 2 b P t + c , ( 11 )

где a, b, c - коэффициенты полинома.

Таким образом, режим эксплуатации ПХГ с водонапорным режимом описывают через измеряемые параметры отбора (закачки) газа и пластового давления в газовой и водоносной зоне пласта следующей системой уравнений

{ ( Ω o q в ) P t p Z t Ω o P o Z o = 0 t q t d t Z t = a P t 2 b P t + c ( 12 ) Z 0 = a P 0 2 b P 0 + c q в = с в ( P t p P ф в )

При нарушении герметичности (наличии перетока газа), т.е. для режима эксплуатации ПХГ с утечками газа уравнение (6) примет вид

d V t / d t = q t q t y , ( 13 )

где q t y - дебит утечки газа из ПХГ в единицу времени t.

Дебит утечки газа из ПХГ можно описать уравнением вида (Закиров С.Н. «Проектирование и разработка газовых месторождений». М: Недра, 1974 г, с.220-226)

Q y = C y 0 t P t Z t d t , ( 14 )

где Cy - коэффициент утечки газа.

Тогда для эксплуатации ПХГ при водонапорном режиме с утечками газа уравнение (14) примет вид

( Ω o q в ) P t / Z t Ω o P o / Z o = 0 t q t d t C y 0 t P t Z t d t ( 15 )

Для расчета пластового давления ( P t P ) эксплуатацию ПХГ с водонапорным режимом можно описать системой уравнений:

- без утечек газа

{ ( Ω o q в ) P t p Z t Ω o P o Z o = 0 t q t d t Z t = a P t 2 b P t + c ( 16 ) Z 0 = a P 0 2 b P 0 + c q в = с в ( P t p P ф в )

- с утечками газа

{ ( Ω o q в ) P t p Z t Ω o P o Z o = 0 t q t d t C y 0 t P t p Z t d t Z t = a P t 2 b P t + c ( 17 ) Z 0 = a P 0 2 b P 0 + c q в = с в ( P t p P ф в )

Для оценки отклонения расчетного пластового давления ( P t P ) от фактического ( P t ф ) используют функцию (F), характеризующую технологическую модель эксплуатации ПХГ, полученную в результате решения систем уравнений (16) и (17), относительно пластового давления ( P t P )

F = 1 n i = 1 n | ( P t i P P t i ф ) | ( 18 )

Способ осуществляют следующим образом.

В процессе эксплуатации ПХГ с водонапорным режимом осуществляют циклическое воздействие на продуктивный пласт. В каждом цикле через эксплуатационные скважины проводят закачку газа в продуктивный пласт с последующим отбором газа. Закачку газа проводят до достижения пластового давления в ПХГ, не превышающего максимально допустимого проектного значения. Отбор газа проводят до достижения пластового давления не ниже минимально допустимого проектного значения. Циклическое воздействие на продуктивный пласт осуществляют в течение не менее 10 циклов. В течение каждого цикла раз в сутки замеряют текущее пластовое давление в газовой и водоносной зоне хранилища, а так же объем закачки (отбора) газа. Затем рассчитывают давление в ПХГ ( P t P ) для режима эксплуатации хранилища без утечек газа и для режима эксплуатации хранилища с утечками газа по формулам (16) и (17). После чего вычисляют функцию (F), характеризующую режим эксплуатации ПХГ без утечек газа и с утечками газа (Fy) по формуле (18). Выполняют сравнение значений (F) и (Fy). Если Fy<F, делают вывод о наличии утечек газа в ПХГ, т.е. о нарушении герметичности хранилища.

Предлагаемым способом было исследовано Осиповичское ПХГ. Полученные в процессе исследования замеренные значения пластового давления в газовой и водоносной зоне пласта, объема закачки (отбора) газа, а также расчетные значения пластовых давлений приведены в таблице.

По результатам сравнения измеренных и расчетных параметров был сделан вывод о наличии утечек газа в указанном ПХГ (Fy=2,3, F=4,4), т.е. Fy<F).

Таким образом, предлагаемый способ позволяет повысить надежность и безопасность эксплуатации ПХГ, созданных в водоносных пластах за счет упрощения контроля герметичности, а также за счет повышения достоверности определения герметичности.

Таблица
Замеряемые параметры (фактические данные) Расчетные параметры (водонапорный режим) Расчетные параметры (водонапорный режим с утечкой газа)
№ за мера Закачка / Отбор (-), млн.м3 Давление, замеренное в газовой зоне, ( P t Ф ) , Па Давление, замеренное в водоносной зоне, ( P t Ф в ) , Па Давление ( P t P ) , Па P t P P t Ф , Па Давление ( P t P ) , Па P t P P t Ф , Па
1 2 3 4 5 6 7 8
1 -5,96 21,6 47,0 21,6 0 21,6 0
2 56,46 40,5 47,0 38,0 2,5 37,8 2,7
3 75 53,1 47,0 55,2 -2,1 54,7 -1,6
4 77,61 61,1 47,0 65,4 -4,3 64,8 -3,7
5 77,23 67,9 47,1 70,3 -2,4 69,6 -1,7
6 44,21 67,7 47,1 68,5 -0,8 67,7 0
7 -2,65 63,8 47,2 62,2 1,6 61,3 2,5
8 -35,54 54,4 47,3 54,5 -0,1 53,4 1
Продолжение таблицы
1 2 3 4 5 6 7 8
9 -79,54 43,8 47,3 43,7 0,1 42,4 1,4
10 -82,54 32 47,2 34,0 -2 32,3 -0,3
11 -60,44 23,7 47,1 27,6 -3,9 25,4 -1,7
12 -45 17,3 47,0 23,1 -5,8 20,5 -3,2
13 -6,42 19,8 47,0 25,4 -5,6 22,8 -3
14 39,17 39,1 47,0 37,6 1,5 36,6 2,5
15 85,09 55,4 47,0 56,5 -1,1 57,7 -2,3
16 77,98 61,8 47,0 66,0 -4,2 67,1 -5,3
17 80,57 68,4 47,0 70,9 -2,5 71,4 -3
18 52,65 69,4 47,1 70,0 -0,6 69,8 -0,4
19 -11,79 61 47,2 62,3 -1,3 61,3 -0,3
20 -54,71 51 47,2 52,6 -1,6 51,0 0
21 -82,39 41 47,2 42,1 -1,1 39,7 1,3
22 -77,41 30 47,1 33,3 -3,3 30,1 -0,1
23 -55,24 19,4 47,1 27,7 -8,3 23,7 -4,3
24 -29,76 14,9 47,0 25,8 -10,9 21,2 -6,3
25 0 20,9 47,0 29,2 -8,3 25,3 -4,4
Продолжение таблицы
1 2 3 4 5 6 7 8
26 42,49 43,7 46,9 40,7 3 40,6 3,1
27 81,92 57,8 46,9 56,8 1 60,4 -2,6
28 81,26 64,5 47,0 66,1 -1,6 69,1 -4,6
29 73,76 69,7 47,0 69,8 -0,1 71,5 -1,8
30 54,42 69,9 47,1 69,5 0,4 70,0 -0,1
31 7,25 69,6 47,2 64,4 5,2 63,8 5,8
32 -78,3 50,3 47,2 52,2 -1,9 50,0 0,3
33 -81,13 40,5 47,2 42,4 -1,9 39,0 1,5
34 -76,41 30,8 47,1 34,2 -3,4 29,6 1,2
35 -54,45 19,9 47,1 29,0 -9,1 23,3 -3,4
36 -21,84 15,9 47,0 28,4 -12,5 22,5 -6,6
37 17,04 32,5 47,0 34,0 -1,5 30,3 2,2
38 46,42 48,7 47,0 44,0 4,7 44,7 4
39 53,54 56,9 47,0 52,9 4 56,1 0,8
40 77,16 64,9 47,0 62,1 2,8 66,0 -1,1
41 75,17 70 47,0 67,2 2,8 70,1 -0,1
42 55,47 70,7 47,1 68,0 2,7 69,4 1,3
Продолжение таблицы
1 2 3 4 5 6 7 8
43 36,38 70,5 47,2 66,6 3,9 66,8 3,7
44 -70,89 53,7 47,3 55,3 -1,6 53,3 0,4
45 -88,39 43 47,3 45,0 -2 41,2 1,8
46 -80,8 32,6 47,2 36,7 -4,1 31,4 1,2
47 -60,47 21,9 47,1 31,2 -9,3 24,5 -2,6
48 -28,5 17 47,0 29,7 -12,7 22,5 -5,5
49 33,03 38,5 47,0 36,7 1,8 32,9 5,6
50 50,09 50,5 47,0 45,4 5,1 46,0 4,5
51 66,48 58,8 47,0 54,4 4,4 58,0 0,8
52 87,64 66,2 47,0 63,1 3,1 67,7 -1,5
53 71,36 70,9 47,1 66,9 4 70,1 0,8
54 46,66 70,7 47,2 66,9 3,8 68,5 2,2
55 25,92 68 47,3 65,1 2,9 65,3 2,7
56 -61,01 56,1 47,4 56,2 -0,1 54,2 1,9
57 -77,09 46,1 47,4 47,9 -1,8 44,1 2
58 -96,13 34 47,3 38,8 -4,8 33,0 1
59 -67,62 24,1 47,2 33,2 -9,1 25,8 -1,7
Продолжение таблицы
1 2 3 4 5 6 7 8
60 -49 17,2 47,1 29,5 -12,3 20,8 -3,6
61 54,56 37,6 47,0 38,2 -0,6 33,7 3,9
61 57,33 47,1 47,0 46,3 0,8 46,2 0,9
63 37,77 53,6 47,0 50,8 2,8 52,2 1,4
64 93,85 63,2 47,1 60,1 3,1 64,3 -1,1
65 78,73 68,3 47,1 65,2 3,1 68,9 -0,6
66 56,35 69,3 47,2 66,6 2,7 68,9 0,4
67 13,64 57,6 47,4 64,1 -6,5 64,4 -6,8
68 -63,09 55,3 47,6 56,0 -0,7 53,8 1,5
69 -110,04 42,2 47,6 45,5 -3,3 40,6 1,6
70 -108,05 28,3 47,4 36,2 -7,9 28,6 -0,3
71 -65,29 19,7 47,2 31,2 -11,5 21,9 -2,2
72 -34,78 15 47,1 29,4 -14,4 19,0 -4
73 29,35 31,6 47,0 34,9 -3,3 27,9 3,7
74 94,7 50 47,0 47,4 2,6 49,0 1
75 35,98 47,4 47,0 51,3 -3,9 54,1 -6,7
76 100,3 65,3 47,0 60,9 4,4 66,7 -1,4
Продолжение таблицы
1 2 3 4 5 6 7 8
77 72,57 67,4 47,1 65,0 2,4 69,6 -2,2
78 52,72 68,6 47,2 66,2 2,4 68,9 -0,3
79 24,28 67,4 47,4 64,7 2,7 65,5 1,9
80 -65,01 54,3 47,6 56,7 -2,4 54,4 -0,1
81 -94 44,2 47,6 47,8 -3,6 42,8 1,4
82 -98,84 33,8 47,4 39,6 -5,8 31,9 1,9
83 -78,03 22,7 47,2 33,5 -10,8 23,6 -0,9
84 -43,77 14,7 47,1 30,9 -16,2 19,4 -4,7
85 13,52 25,2 47,0 34,3 -9,1 25,1 0,1
86 59,43 42 47,0 42,5 -0,5 40,0 2
87 84,19 55,8 47,0 52,1 3,7 56,3 -0,5
88 90,99 63,6 47,0 60,2 3,4 66,8 -3,2
89 80,62 68 47,1 65,1 2,9 70,7 -2,7
90 66,43 69,5 47,2 67,4 2,1 71,1 -1,6
91 21,73 67,8 47,4 65,6 2,2 66,7 1,1
92 -65,09 57,3 47,6 57,7 -0,4 55,4 1,9
93 -86,34 47 47,6 49,8 -2,8 44,6 2,4
Продолжение таблицы
1 2 3 4 5 6 7 8
94 -103,02 32,1 47,5 41,5 -9,4 33,3 -1,2
95 -79,73 22,4 47,3 35,5 -13,1 25,0 -2,6
96 -50,02 15,5 47,1 32,4 -16,9 20,0 -4,5
97 10,22 14,4 47,1 35,2 -20,8 24,9 -10,5
Функция F=4,4 Fy=2,3

Способ определения герметичности подземных хранилищ газа с водонапорным режимом эксплуатации, характеризующийся циклическим воздействием на пласт, при котором каждый цикл включает закачку газа через эксплуатационные скважины в пласт до достижения величины пластового давления, не превышающего максимально допустимого проектного значения, с последующим отбором газа до достижения величины пластового давления не ниже минимально допустимого проектного значения, причем воздействие на пласт осуществляют, по меньшей мере, в течение 10 циклов, при этом в каждом цикле периодически одновременно измеряют текущее пластовое давление в газовой ( P t ф ) и водоносной ( P t ф в ) зоне хранилища, а также объем отбора (или закачки) газа (qt), затем с учетом измеренных параметров определяют расчетное давление в подземном хранилище газа ( P t P ) для режима эксплуатации хранилища без утечек газа из соотношения
( Ω o q в ) P t p / Z t Ω o P o / Z o = 0 t q t d t ,
где Ωo - газонасыщенный поровый объем ПХГ,
Po - начальное пластовое давление,
P t P - расчетное пластовое давление на момент времени t,
Zo - начальный коэффициент сверхсжимаемости газа,
Zt - коэффициент сверхсжимаемости газа на момент времени t,
qt - объем закачки (или отбора) газа на момент времени t;
qв - объем оттесненной (или внедрившейся) пластовой воды в газовую зону хранилища на момент времени t, при этом
q в = C в ( P t P P t ф в ) ,
где Cв - коэффициент пропорциональности оттесненной (или внедрившейся) пластовой воды в газовую зону хранилища;
и для режима эксплуатации хранилища с утечками газа из соотношения
( Ω o q в ) P t p / Z t Ω o P o / Z o = 0 t q t d t C y 0 t P t p Z t d t ,
где Cy - коэффициент пропорциональности утечки газа,
затем определяют функцию (F), как среднеарифметическое значение отклонений ( P t P ) от ( P t ф ) , полученных при каждом i-м измерении, для режима эксплуатации хранилища без утечек газа
F = 1 n i = 1 n | ( P t i P P t i ф ) | ,
где n - количество замеров пластового давления,
i - порядковый номер замера пластового давления;
и функцию (Fy) для режима эксплуатации хранилища с утечками газа
F y = 1 n i = 1 n | ( P t i P P t i ф ) | ,
и при выполнении неравенства Fy<F делают вывод о наличии утечек газа в хранилище.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к измерительной технике. Предназначено для исследования способов восстановления трубопроводов преимущественно внутренними рукавными (трубчатыми) покрытиями, наносимыми пневматическим или гидравлическим давлением.

Изобретение относится к газодобывающей промышленности. Техническим результатом является упрощение контроля герметичности, что приводит к повышению надежности и безопасности эксплуатации подземных хранилищ газа (ПХГ).

Изобретение относится к способам теплового контроля герметичности и может быть использовано для контроля герметичности крупногабаритных сосудов, например котлов железнодорожных цистерн.

Изобретение относится к области тестирования на герметичность и может быть использовано для тестирования на герметичность фильтрованного устройства (2) для сепарации аэрозолей и пылей из объемного потока газа.

Изобретение относится к области машиностроения, а именно к испытательной технике, и позволяет выполнять полный комплекс испытания изделий на герметичность. Изобретение расширяет технологические возможности испытания за счет использования различных контрольных газовых и жидких сред, а также повысить чувствительность и надежность контроля изделий с особо высокими требованиями по герметичности.

Изобретение относится к области диагностической техники и может быть использовано для систематического дистанционного контроля состояния магистральных газопроводов и хранилищ, а именно для раннего обнаружения нарушений герметичности, повреждений и утечки в газопроводе, и направлено на обеспечение улучшение условий выполнения мониторинга, повышение оперативности и достоверности измерения параметров состояния газовых трубопроводов, обеспечение возможности для мягкой посадки дистанционно-пилотируемого летательного аппарата путем автономного определения его модуля вектора скорости и угла сноса, что обеспечивается за счет того, что согласно изобретению дистанционно-пилотируемый летательный аппарат снабжен корреляционным измерителем скорости, подключенным к радиостанции радиотелеметрической системы, связанным с блоком управления бортовыми системами и выполненным в виде передатчика с передающей антенной и трех приемников с приемными антеннами, причем к выходу первого приемника последовательно подключены первый перемножитель, второй вход которого через первый блок регулируемой задержки соединен с выходом второго приемника, первый фильтр нижних частот и первый экстремальный регулятор, выход которого соединен с вторым входом первого блока регулируемой задержки, к второму выходу которого подключен первый индикатор скорости, к выходу первого приемника послендовательно подключены второй перемножитель, второй вход которого через второй блок регулируемой задержки соединен с выходом третьего приемника, второй фильтр нижних частот, и второй экстремальный регулятор, выход которого соединен с вторым входом второго блока регулируемой задержки, к второму выходу которого подключен второй индикатор скорости, передающая и приемные антенны выполнены рупорными, диаграмма направленности передающей рупорной антенны направлена вертикально вниз, диаграммы направленности приемных рупорных антенн несколько смещены, для того, чтобы все антенны освещали один и тот же участок на земной поверхности, вдоль продольной базы на борту размещены на расстоянии d0/2 первая приемная антенна и передающая антенна, где d0 - длина продольной базы, первой и второй приемными антеннами образована первая приемная база, первой и третьей приемными антеннами образована вторая приемная база, приемные базы развернуты на угол 2α, где α - угол между продольной базой и приемной базой, вторая и третья приемные антенны размещены на расстоянии b, где b - поперечная база.

Изобретение относится к области контроля герметичности изделий и направлено на повышение стабильности калибровки газоаналитических течеискателей за счет использования частотных методов управления молекулярным расходом, что обеспечивается за счет того, что измерительный объем заполняют пробным газом под испытательным давлением и соединяют с камерой сброса давления.

Изобретение относится к области применения беспилотных летательных аппаратов (БПЛА) и может быть использовано для систематического дистанционного контроля состояния нефте- и газопроводов, хранилищ, высоковольтных ЛЭП и других протяженных объектов.

Изобретение относится к области испытаний ракетно-космической техники, может быть использовано для контроля герметичности корпуса космического аппарата и поиска места течи из отсеков космического аппарата в условиях орбитального полета или в процессе вакуумных испытаний и направлено на упрощение диагностики негерметичности корпуса космического аппарата, повышение ее точности и сокращение времени поиска места течи, что обеспечивается за счет того, что создают давление воздуха внутри корпуса космического аппарата и вывод о наличии локальной негерметичности делают с использованием чувствительной среды, в качестве чувствительной среды применяют индикаторные дискретные частицы, запускаемые с заданным шагом вдоль поверхности его корпуса и меняющие свои траектории под воздействием газового потока из течи, производят измерение отклонения положения мест ударов этих частиц о чувствительный экран-мишень, устанавливаемый под заданным углом для отражения их в ловушку, и регулируют чувствительность измерений изменением начальных скоростей индикаторных дискретных частиц и расстояния между источником, запускающим индикаторные дискретные частицы, и экраном-мишенью.

Изобретение относится к области испытательной техники и может быть использовано в наземных испытаниях изделий на прочность и герметичность, а также в качестве контрольной операции подтверждения качества изготовления крупногабаритных криогенных емкостных конструкций, преимущественно топливных баков ракет-носителей, спроектированных с учетом криогенного упрочнения и нагруженных внутренним давлением в условиях криогенного захолаживания.

Изобретение относится к геофизическим исследованиям скважин и предназначено для определения скоростей течения пластовых флюидов в нефтяных скважинах. Техническим результатом является выделение интервалов глубин (пластов), где происходит движение флюидов, и оценка скорости их фильтрации в месте расположения наблюдательной скважины.

Изобретение относится к устройствам для определения расхода и направления потока жидкости. Задачей заявляемого изобретения является создание датчика скважинного расходомера, надежно работающего в загрязненных скважинных жидкостях при различных неограниченных глубинах его погружения в скважину и гидродинамических ее исследованиях.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при определении герметичности обсадной колонны в нагнетательной скважине в интервале, перекрытом НКТ.

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей отрасли и может быть использована для оперативного учета дебитов продукции газоконденсатных и нефтяных скважин в режиме реального времени.

Изобретение относится к нефтяной отрасли, может быть использовано для проверки мультифазных расходомеров в условиях эксплуатации нефтяных скважин. Технический результат направлен на повышение точности определения калибровочных коэффициентов мультифазного расходомера и обеспечение возможности оперативного контроля и корректировки его показаний в условиях эксплуатации нефтяных скважин.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к конструкциям скважин с горизонтальным стволом. Конструкция скважины включает эксплуатационную колонну с герметичными разобщителями интервалов пласта горизонтального ствола и перфорационными отверстиями между разобщителями.

Группа изобретений относится к моделированию конструкции и эксплуатационных характеристик скважин, а также к мониторингу скважин. Способ оценки доли притока флюида из каждой продуктивной зоны многозонной эксплуатационной скважины включает определение давления на устье скважины.

Изобретение относится к области измерения и контроля дебита нефтяных скважин и может быть использовано в информационно-измерительных системах добычи, транспорта, подготовки нефти, газа и воды.

Изобретение относится к области геофизических исследований нефтяных и газовых скважин, а именно к определению профиля притока флюидов, поступающих в скважину из продуктивных пластов многопластовых коллекторов.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при определении интервалов скважины с заколонным движением жидкости. Технический результат направлен на повышение достоверности получаемых результатов при определении интервалов заколонного движения жидкости скважин, эксплуатируемых на залежах вязкой и сверхвязкой нефти.

Изобретение относится к газовой отрасли и может быть использовано при создании и использовании подземных хранилищ газа. Обеспечивает повышение эффективности способа.
Наверх