CC BY
29АВТОМАТИЗАЦИЯ
УДК 681.5.08:622.279
О.В. Ермолкин1, e-mail: ermolkin.o@gubkin.ru; Д.Н. Великанов1, e-mail: velikanov@gubkin.ru; М.А. Гавшин1, e-mail: gavshin@gubkin.ru; Я.Д. Попова1, e-mail:yanina.zykova@yandex.ru
1 ФГБОУ ВО «Российский государственный университет нефти и газа (Национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина» (Москва, Россия).
Комплексный контроль параметров продукции эксплуатационных скважин
В статье рассматривается проблема оперативного контроля режимов работы газовых и газоконденсатных скважин, характеризующихся потоками с большими газовыми факторами. Отмечается сложность решения задачи измерения дебита продукции, обусловленная наличием в многофазном потоке жидких и твердых примесей (воды и песка). В такой ситуации особое внимание следует уделять не только измерению дебита продукции, но и регистрации наличия и оценке количества примесей в потоке в целях выбора оптимальных режимов работы скважин. В связи с этим особую актуальность и значимость приобретают методы и технические средства измерения расхода фаз, разработанные учеными факультета автоматики и вычислительной техники РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М.Губкина.
Приводится описание основного измерительного элемента разработанных информационно-измерительных систем - скважинного измерительного модуля и принципов, положенных в основу его работы, а также схема регистрации сигналов для каналов контроля примесей. Разработаны информационные модели, функционально связывающие количество примесей в потоке с параметрами потока и значениями выходных сигналов соответствующих измерительных каналов.
Проведены исследования термостабильности характеристик усовершенствованного измерительного преобразователя и всех электронных блоков, входящих в состав системы контроля параметров. В результате были отмечены хорошая устойчивость разработанных систем к неблагоприятным внешним температурным воздействиям и высокая температурная стабильность измерительных каналов. В заключение отмечается перспективность предлагаемых подходов для решения поставленной задачи комплексного контроля параметров продукции скважин.
Ключевые слова: многофазные потоки, информационно-измерительные системы, спектрометрический метод измерения расхода, многопараметрический измерительный преобразователь, температурная стабильность, измерение расхода, расход примесей.
О.V. Ermolkin1, e-mail: ermolkin.o@gubkin.ru; D.N. Velikanov1, e-mail: velikanov@gubkin.ru; M.A. Gavshin1, e-mail: gavshin@gubkin.ru; Ya.D. Popova1, e-mail: yanina.zykova@yandex.ru
1 Federal State Budgetary Educational Institution of Higher Education «Gubkin Russian State University of Oil and Gas (National Research University)»
Comprehensive Measurement of Production Parameters of Wells
The article describes the problem of operational control modes of gas and gas-condensate wells characterized by streams with large gas factors. There is the complexity of solving the measuring problem of the product output, due to the presence of the multiphase flow of liquid and solid inclusions (water and sand). Not only the output measuring of the product, but also the recording of the presence and the estimation of the amount of the inclusions in the flow to select the optimal modes of well operation is worth paying special attention in that situation. Due to that fact, the methods and technical means for measuring the phase flow developed by the scientists of the faculty of automation and computer engineering of Gubkin Russian State University (National Research University).
The description of the main measuring element of developed information systems - well measuring module and the principles underlying his work, as well as the scheme of signals recording for control of inclusions are also given. The information models have been developed, which are functionally connecting the amount of the inclusions in the flow with the flow parameters and the values of the output signals of the appropriate measuring channels. The investigations of the thermostability of the characteristics of the improved measuring converter and all electronic
AUTOMATION
units that are the part of the parameter monitoring system are conducted. As a result, the good stability of the developed systems to unfavorable external temperature influences and the high temperature stability of the measuring channels was noticed. In conclusion, the prospectivity of proposed approaches for solving the set the issue of complex monitoring of well production parameters was noted.
Keywords: multiphase flows, information measuring systems, spectral flow measuring method, multiparameters measuring device, temperature stability, flow measuring, inclusions flow.
В статье рассматриваются пути решения задачи оперативного контроля режимов работы газовых и газоконденсатных скважин, характеризующихся потоками с большими газовыми факторами. По своей природе продукция скважин является многофазной средой. В потоке газовых скважин присутствует конденсационная вода, а на месторождениях с падающей добычей отмечается наличие пластовой воды и абразивных примесей. В таких условиях не только осложняется процесс измерения расхода многофазного потока, но и может происходить разрушение технологической обвязки скважин, сборных коллекторов, а также самих измерительных устройств. Контроль режимов работы газоконденсатных скважин требует измерения расхода как газовой, так и жидкостной фаз с регистрацией наличия примесей различной природы. В дополнение к перечисленному также необходим контроль термобарических параметров продукции. Измерение расхода многофазных потоков изначально представляет собой непростую задачу как с методической, так и с технической точки зрения. Эта проблема осложнена и непростыми климатическими условиями, в которых эксплуатируется большое количество скважин в Российской Федерации. Применение однофазных расходомеров в присутствии второй фазы обычно приводит к появлению грубых ошибок в результатах измерений дебита скважины и получению недостоверной информации о режиме работы скважин [1].
Использование классических сепараци-онных установок для измерения расхода фаз на каждой скважине представляется малоэффективным и при этом требует большого количества материальных, временных и людских ресурсов. Кроме того, сепарационная установка не позволяет регистрировать наличие абразивных примесей,которые могут приводить к разрушению ее отдельных узлов. К тому же режимы работы скважины в сборный коллектор и на сепаратор могут существенно различаться. Компактные специализированные устьевые установки, включающие се-парационные модули, среди которых в качестве примера можно отметить продукцию фирмы Agar, также не позволяют осуществлять контроль полного перечня устьевых параметров продукции скважин, являясь компактными по массогабаритным характеристикам весьма условно. Применение такого рода установок оправданно на высокодебитных нефтяных скважинах в приемлемых климатических условиях, существенно отличающихся по температурному режиму от условий месторождений Западной Сибири и Крайнего Севера России.
Известные зарубежные бессепараци-онные системы контроля, ориентированные на измерение параметров многофазного потока (Schlumberger, Roxar, Pietro Fiorientini и пр.), в большинстве случаев невозможно использовать для непрерывного контроля режимов работы скважин месторождений Крайнего Севера и Западной Сибири ввиду
сложных климатических и особых геолого-технических условий [1]. Такого рода установки более эффективно применять для исследования скважин. Отметим также, что расходомеры, которые могут измерять расходы фаз потоков с высокими газовыми факторами, на мировом рынке практически не представлены. Вместе с тем в таких условиях работает подавляющее большинство газовых и газоконденсатных скважин месторождений России. Из отечественных оригинальных разработок можно выделить многофазный расходомер РГЖ-001-01 конструкции ФГУП «ФНПЦ НИИИС им. Ю.Е. Седакова». Этот расходомер предназначен для измерения расхода фаз газоконденсатных скважин.
Испытания расходомеров РГЖ-001 в промысловых условиях показали, что они отвечают требованиям, предъявляемым к средствам технологического контроля режима работы скважин [2]. При этом расходомер имеет и существенные недостатки - немалую массу (более 100 кг), питание напряжением 220 В и относительно высокую потребляемую мощность (около 100 Вт). В связи с изложенным особую актуальность и значимость приобретают исследования и разработки ученых факультета автоматики и вычислительной техники РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, направленные на создание и совершенствование методов и технических средств измерения расхода фаз высокоскоростных потоков с высокими газовыми факторами.
Ссылка для цитирования (for citation):
Ермолкин О.В., Великанов Д.Н., Гавшин М.А., Попова Я.Д. Комплексный контроль параметров продукции эксплуатационных скважин // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2017. № 4. С. 12-19.
Ermolkin O.V., Velikanov D.N., Gavshin M.A., Popova Ya.D. Comprehensive Measurement of Production Parameters of Wells. Territorija «NEFTEGAZ» = Oil and Gas Territory, 2017, No. 4, P. 12-19. (In Russian)
АВТОМАТИЗАЦИЯ
Рис. 1. Система «Поток-5» на газоконденсатной Fig. 1. «Potok-5» (Stream-5) system at the gas-cc
Разработанные и вновь создаваемые на основе спектрометрического метода [3] системы серии «Поток» [4] позволяют при эксплуатации скважин определять и поддерживать оптимальный режим работы по производительности (расходу фаз) и выносу примесей, чтобы, с одной стороны, не допустить скопления примесей на забое и образования водо-песчаных пробок, а с другой - не допустить лавинообраз-
;nsate well
ного выноса примесей и, как следствие, разрушения скважинного оборудования и создания аварийных ситуаций. Такое обеспечение контроля выноса примесей, наряду с измерением дебита и термобарических параметров основной продукции,является необходимым условием для установления и поддержания эффективной безаварийной эксплуатации скважин и месторождения в целом.
Заметим, что контроль всех перечисленных параметров осуществляется единой измерительной системой, имеющей малую массу (суммарная масса оборудования составляет менее 10 кг), ограниченные габариты и низкое энергопотребление. На рис. 1 представлена система контроля «Поток-5» с выносными датчиками давления и температуры, установленная на газоконденсатной скважине.
Основным измерительным элементом систем «Поток» является скважинный измерительный модуль (СИМ), включающий пьезокерамический преобразователь с электронным блоком. СИМ предназначен для регистрации и обработки турбулентных флуктуаций давления, возникающих при движении многофазного потока через сужающее устройство специальной формы (формирователь потока регулярной структуры). Частотный спектр таких турбулентных флуктуаций давления обладает рядом информационных свойств. В спектре можно выделить частотную область, в которой интенсивность сигнала флуктуаций давления в значительной степени зависит от расхода жидкости в смеси и в меньшей - от расхода газа. Также можно выделить другую частотную область, в которой интенсивность сигнала флуктуаций давления в большей степени зависит от расхода газа в смеси и в меньшей - от расхода жидкости. На основе исследования таких зависимостей получены информационные модели расхода жидкости и газа в потоке смеси [4, 5].
а) а)
Частотная область с преобладающим влиянием капельной жидкости The frequency area with the prevalent influence of the droplet liquid
Start 10,0 kHz
Частотная область с преобладающим влиянием песка The frequency area with the prevalent influence of the sand
б) b)
Рис. 2. Характерные частотные спектры сигнала измерительного преобразователя для потока воздуха с капельной жидкостью (а) и потока воздуха с песком (б)
Fig. 2. Typical frequency spectrum of the signal of the measuring inverter for the air flow with the dropping liquid (a) and air flow with sand (b)
AUTOMATION
Рис. 3. Реакция чувствительного элемента измерительного преобразователя на удары песчинок Fig. 3. The reaction of the sensitive element of the measuring inverter to the sand blows
Рис. 4. Функциональная схема электронного преобразователя сигналов ударного воздействия твердых частиц:
ПЭ - пьезокерамический элемент; ВПУ - высокочастотный предварительный усилитель; АПФ - активный полосовой фильтр; УД - усилитель-демодулятор; К - компаратор уровня; ФИ - формирователь импульсов; F - частотомер
Fig. 4. The functional scheme of the electronic signal converter of percussive influence of solid particles:
ПЭ - piezo ceramic element; ВПУ - high frequency pre-amplifier; АПФ - active band filter; УД - amplifier-demodulator; К - level comparator; ФИ - impulse creator; F - frequency meter
Для регистрации флуктуаций давления используется специально сконструированный измерительный преобразователь [6] с пьезокерамическим чувствительным элементом. Чувствительный элемент размещается в полом металлическом цилиндре, выступающем в поток смеси.
Многолетний опыт эксплуатации систем серии «Поток» и проведенные промысловые испытания подтверждают перспективность применения спектрометрического метода для измерения расхода фаз многофазного потока [5, 7]. Скважинный измерительный модуль позволяет помимо турбулентных флуктуаций давления регистрировать удары частиц и судить о наличии песка и капельной жидкости, содержащихся в газовом потоке. Спектры соударений капельной жидкости и твердых частиц песка с поверхностью измерительного преобразователя различны,поэтому регистрируемые ударные воздействия могут быть дифференцированы. Отметим, что уровни сигналов измерительного преобразователя в высокочастотной области, где проявляется присутствие в потоке примесей, на порядки меньше, чем в области, где регистрируются турбулентные флуктуации (пульсации) давления потока. До недавнего времени удавалось регистрировать сами факты соударений и оценивать интенсивность выноса примесей различного вида качественно - в многоуровневом индикаторном режиме. Однако ряд исследований, проведенных как на лабораторных стендах, так и в промысловых условиях [5, 8], позволяет говорить о возможности количественной оценки примесей в именованных единицах. Определение количества примесей потребовало внесения ряда конструктивных изменений как в первичный измерительный преобразователь, так и в конструкцию СИМ в целом. Для оптимизации с точки зрения регистрации параметров ударного воздействия была предложена и исследована конструкция измерительного преобразователя на основе одного полого цилиндрического пьезоэлемента, включающего два независимых кольца на единой пьезокерамической основе. Нижняя часть предназначена для
регистрации измерительных сигналов, верхняя может служить для калибровки и проверки работоспособности устройства. Пьезоэлемент устанавливается в корпусе из нержавеющей стали и закрепляется с помощью акустически прозрачного компаунда. Исследования предложенной конструкции измерительного преобразователя на лабораторных стендах [5], создающих воздушные потоки с примесями, показали увеличение чувствительности измерительных каналов регистрации примесей обоих видов. На рис. 2 представлены характерные частотные спектры сигнала измерительного преобразователя, установленного на лабораторном стенде, в потоке водовоздушной (а) и песковоздушной (б) среды.
Заметим, что исследования разработанного измерительного преобразователя
на лабораторном стенде [6], создающем пульсации давления для частотного диапазона измерения расхода, показывают, что чувствительность этого канала практически не изменилась. Таким образом, разработанный измерительный преобразователь является универсальным элементом измерительной системы, обеспечивающим ее функционирование как в звуковом диапазоне (для целей измерения расхода), так и в высокочастотном (для задач измерения количества примесей различного вида), решая задачу комплексного контроля расходных параметров и регистрации примесей в потоке продукции скважин. Как видно из рис. 2, уровни сигналов в частотных областях влияния капельной жидкости и песка существенно различаются. В частотной области, характерной для регистрации примесей песка, сигнал значительно слабее.
TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 4 april 2017
15
АВТОМАТИЗАЦИЯ
Q,, л/ч 0в, l per hour
♦ Qr = 8,308 * 0г = 12,982 Ш 0г = 17,896 а 0г = 23,050 (куб. м3/ч)
(cubic meter per hour)
Рис. 5. Семейство зависимостей выходного напряжения канала регистрации примесей воды (ив) от расхода воды (0в) при различных расходах воздуха (0г)
Fig. 5. The aggregation of the dependencies of the output voltage of the channel of inclusions of water (ив) from the water consumption (0в) at various air consumption (0г)
12000 11 GOO
loooo
3000 8000 7000 0000 5000 4000 3000 2000 1000 a
А
__
л> __ ___.
__
12
*0г = 8,308
4 5 в 7 в 9 10
0п, г/мин 0п, gram per minute
' 0г = 12,982 "0г = 17,896 *0г = 23,050 (куб. м3/ч) (cubic meter per hour)
13 14
Рис. 6. Семейство зависимостей выходного сигнала канала регистрации песка (F) от расхода песка (0п) при различных расходах воздуха (0г)
Fig. 6. The aggregation of the dependencies of the output signal of the channel of sand recording (F) from the sand consumption (0п) at various air consumption (0г)
Как показывают стендовые и промысловые эксперименты, для регистрации параметров ударного воздействия капельной жидкости для дальнейшего определения ее количественного содержания достаточно определять
среднеквадратическое значение сигнала напряжения в заданной частотной полосе (рис. 2а). Для регистрации же параметров ударного воздействия песчинок определение такого параметра с достаточной степенью точности являет-
ся труднорешаемой задачей ввиду низкого уровня сигнала и малого значения соотношения «сигнал/шум». Для определения содержания песка была предложена и реализована иная схема регистрации параметров ударного воздействия. Идея определения параметров ударного воздействия песчинок проиллюстрирована на рис. 3. В таком сигнале визуально можно выделить затухающие импульсы, соответствующие ударам песчинок о чувствительный элемент. Они могут различаться не только амплитудой, но и продолжительностью затухания. Для регистрации количества песка на каждое ударное воздействие можно сформировать импульсы соответствующей длительности. По количеству импульсов можно определить количество соударений песчинок о чувствительный элемент, а с учетом сведений о средних размерах песчинок можно судить о массе песка, содержащегося в газовом потоке. Именно из таких соображений и была построена схема электронного преобразователя, описание которой приводится на рис. 4.
Принцип работы заключается в следующем: сигнал с пьезокерамического элемента поступает на предварительный высокочастотный усилитель, а затем на активный полосовой фильтр, который выделяет и усиливает сигнал с частотными составляющими в диапазоне нескольких мегагерц. Далее сигнал поступает на усилитель-демодулятор, который формирует огибающую высокочастотного информационного сигнала ударного воздействия. Отфильтрованный и продетектированный сигнал в виде огибающей поступает на компаратор уровня, уровень срабатывания которого устанавливается выше уровня пиковых значений шумовых сигналов. Далее стоит формирователь импульсов, позволяющий сформировать на выходе импульс (прямоугольной формы) заданной амплитуды и длительности на каждое ударное воздействие, вне зависимости от его интенсивности. На выходе данного блока электронного преобразователя будет последовательность импульсов, частота следования которых соответствует количеству
16
№ 4 апрель 2017 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
AUTOMATION
(в единицу времени) ударов частиц песка о корпус чувствительного узла, выступающего в поток. Разработанные электронные преобразователи каналов регистрации примесей различного вида исследованы на лабораторных стендах, создающих воздушные потоки с примесями. На рис. 5 и 6 представлены примеры зависимостей выходных сигналов каналов регистрации примесей от количества примесей при постоянных расходах воздуха.
В результате исследования характеристик большого количества измерительных преобразователей разработаны информационные модели, функционально связывающие количество примесей в потоке с параметрами потока и значениями выходных сигналов соответствующих измерительных каналов. Информационная модель для определения расхода капельной жидкости:
а -и2
а =-5— (1)
г
где и - среднеквадратическое значение напряжения; Qв, Qг - расходы воды и воздуха, соответственно; ав, св - неизвестные коэффициенты модели. Информационная модель для определения удельного содержания песка:
5 =-¥Р, (2)
где S - удельное содержание песка; F -количество соударений песка в единицу времени; 0г - расход воздуха; ап, сп -неизвестные коэффициенты модели. Информационные модели имеют относительно простой вид и малое количество неизвестных коэффициентов, что существенно упрощает проведение градуировки измерительных каналов. Примеры результатов расчета количества примесей в экспериментах на лабораторном стенде по моделям (1) и (2) приведены на рис. 7 (для расхода воды) и рис. 8 (для удельного содержания песка).
В ходе проведения экспериментов расход воздуха изменялся в динамическом диапазоне около 3, расход воды - около 5, а расход песка - более 100, т. е. количество примесей изменялось в широком динамическом диапазоне.
0 Л5 0 0
"/rip 7,5 % О с/с о
с о
о 0 ОООV р^о 'о
0
/О 0
ojafo
6 8 10 12
Qe по модели, л/ч Qe according to the model, l/h
14
16
13
Рис. 7. Сопоставление измеренного расхода воды и рассчитанного по модели (1)
Fig. 7. A comparison of the measured water consumption calculated according to the model (1)
120
100
80
£ e
60
40
20
у /
*/пр~ 2,5 %
0 / 0
20
40
60
80
100
120
Содержание песка S по модели, г/м3 Sand content according to the model, gram per cubic meter
Рис. 8. Сопоставление значений заданного удельного содержания песка и рассчитанного по модели (2)
Fig. 8. A comparison of the values of the given specific sand content calculated according to the model (2)
В таких условиях приведенная сред-неквадратическая погрешность для определения капельной жидкости в данных экспериментах составила около 7,5 %, а для удельного содержания песка - 2,5 %, что является удовлетворительным результатом для целей контроля содержания количества примесей
в продукции скважин. Отметим,что использование информационной модели вида (1) в упрощенном варианте (с фиксированным степенным коэффициентом Св) в промысловых условиях дало весьма хороший результат в сопоставлении с измерениями расхода воды, проведенными промысловым се-
TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 4 april 2017
17
АВТОМАТИЗАЦИЯ
Рис. 9. Изменение выходных сигналов измерительных каналов во время проведения климатических испытаний: а) канал измерения расхода; б) регистрации капельной жидкости; в) регистрации содержания песка Fig. 9. The change of the output signals of the measuring channels during the climatic tests:
a) the channel of the consumption measurement; b) the recording of the droplet liquid; c) the recording of the sand content
а) а)
U , мВ
, L* U, мВ > b) l/ mV
Дата Date
21 июня 23 июня 28 июня 7 июня 14 июля 19 июля 21 июля 28 июля June 21 June 22 June 28 June 7 July 14 July 19 July 21 July 28
, , F, Гц в) C) F, Hz 3500
21 июня 23 июня 28 июня 7 июня 14 июля 19 июля 21 июля 28 июля June 21 June 22 June 28 June 7 July 14 July 19 July 21 July 28
До термоудара Before the thermal percussion
паратором [9].
Как уже говорилось, задача измерения параметров режимов работы скважин на месторождениях Российской Федерации осложняется тяжелыми климатическими условиями,изменением температуры окружающей среды в широком диапазоне, зачастую за короткие промежутки времени. В таких условиях весьма важна температурная стабильность измерительных каналов, особенно при работе с относительно слабыми сигналами. Все разрабатываемые измерительные преобразователи и электронные блоки, входящие в состав системы контроля, подвергаются специальным климатическим испытаниям, в ходе которых
возможно оценить температурную стабильность измерительных каналов и разработанных модулей. Ряд климатических испытаний состоит в том, что первичные пьезокерамические преобразователи после заливки компаундом в корпусе подвергаются температурным тренировкам в климатических камерах (долговременному нахождению при повышенных положительных (50 °С) и отрицательных температурах (-50 °С)) не менее двух циклов. Далее в комплекте с электронными блоками уже скважинные измерительные модули подвергаются термоудару -практически мгновенному изменению температуры окружающей среды от -45 до 40 °С, также не менее двух циклов.
Такой режим моделирует реальные температурные скачки в трубопроводе, возникающие при пуске скважины зимой после временной остановки. На рис. 9 показаны значения выходного сигнала каналов измерения расхода и регистрации примесей при испытаниях на лабораторных стендах на одном из режимов до и после термоудара. На рис. 9а представлены значения сигнала измерительного канала расхода, на рис. 9б - измерительного канала регистрации капельной жидкости, на рис. 9в - измерительного канала регистрации содержания песка. Для указанной серии экспериментов термоудар проведен 21 июня 2016 г.
AUTOMATION
Как показывают результаты многочисленных испытаний,характеристики каналов регистрации примесей практически восстанавливаются до исходных значений уже через 1 сут после проведения термоудара, а расходного канала - через 2-3 сут. Далее отклонение составляет 3-5 %, что сопоставимо с точностью задания параметров на лабораторных стендах. Весь комплекс климатических испытаний позволяет говорить о хорошей устойчивости разработанных систем к неблагоприятным внешним температурным воздействиям и температурной стабильности измерительных каналов.
Обобщая результаты значительного количества промысловых исследований и лабораторных испытаний, можно заключить, что разработанные технические и методические решения могут быть весьма эффективны для целей оперативного контроля технологического режима работы скважин. Отличаясь компактностью и надежностью работы в суровых климатических и эксплуатационных условиях, они позволяют контролировать весь комплекс параметров потока -термобарические параметры,дебит по газу и жидкости с хорошей для технологических целей точностью, количество примесей, дифференцируя их по виду.
В заключение отметим, что в настоящее время активно ведутся работы по совершенствованию систем «Поток». В частности, разработаны автономные системы с минимальным энергопотреблением, позволяющим обеспечивать их длительное питание от малогабаритных литиевых батарейных блоков. Практическая ценность таких решений представляется очевидной, так как открывается возможность обеспечивать дистанционный контроль режима эксплуатации большого фонда неэлектри-фицированных скважин с передачей информации по радиоканалу, причем без значительных капитальных затрат.
References:
1. Brago E.N., Ermolkin O.V. Estimation of information properties of modern systems for measuring the output of gas and gas-condensate wells. Gazovaya promyshlennost' = Gas industry, 2013, No. 5, P. 82-85. (In Russian)
2. Moskalev I.N., Kostyukov V.E. The microwave methods of the operational analysis of natural gas and condensate. Sarov, Russian Federal nuclear center - All-Russian research Institute of experimental physics, 2013, Vol. 1, 420 p. (In Russian)
3. Patent No. 2105145 RF, IPC E 21 B 47/10 (1995.01). The method of measuring the phase flow of gas-liquid flow. Authors: E.N. Brago, O.V. Ermolkin, V.Yu. Kartashov. The patent holders are Gubkin Russian State Oil and Gas Academy, E.N. Brago. Application for a patent 96114284/03, 17.07.1996. Publ. 20.02.1998. (In Russian)
4. Brago E.N., Ermolkin O.V., Gavshin M.A New technologies and information and measuring control systems for oil and gas production. Trudy Rossijskogo gosudarstvennogo universiteta nefti i gaza imeni I.M. Gubkina = Proceedings are of Gubkin Russian State University of Oil and Gas, 2009, No. 1/254, P. 92-104. (In Russian)
5. Brago E.N., Ermolkin O.V., Lanchakov G.A., Velikanov D.N., Gavshin M.A. The improvement of information-measuring technologies in oil and gas production. Trudy Rossijskogo gosudarstvennogo universiteta nefti i gaza imeni I.M. Gubkina = Proceedings are of Gubkin Russian State University of Oil and Gas, 2012, No. 3, P. 24-42. (In Russian)
6. Ermolkin O.V., Velikanov D.N., Khrabrov I.Yu. The development and the investigation of the pressure converter of pressure pulsations for solving the problems of flow measurement. Trudy Rossijskogo gosudarstvennogo universiteta nefti i gaza imeni I.M. Gubkina = Proceedings are of Gubkin Russian State University of Oil and Gas, 2011, No. 3, P. 112-126. (In Russian)
7. Ermolkin O.V., Velikanov D.N., Gavshin M.A., Lanchakov G.A., Marinin V.I., Koshelev A.V. Operative control of the output of gas-condensate wells by the information and measuring systems «Potok-5» (Stream-5). Gazovaya promyshlennost' = Gas Industry, 2009, No. 9, P. 45-51. (In Russian)
8. Velikanov D.N., Khrabrov I.Yu., Zykova Ya. D. Content control of the droplet liquid in the composition of the production wells. Trudy Rossijskogo gosudarstvennogo universiteta nefti i gaza imeni I.M. Gubkina = Proceedings are of Gubkin Russian State University of Oil and Gas, 2013, No. 3, P. 78-90. (In Russian)
9. Ermolkin O.V., Velikanov D.N., Hrabrov I.Yu. Modern information and measuring technologies for monitoring the production of gas and gas-condensate wells. Territorija «NEFTEGAS» = Oil and Gas Territory, 2015, No. 3, P. 53-61. (In Russian)
Литература:
1. Браго Е.Н., Ермолкин О.В. Оценка информационных свойств современных систем измерения дебита газовых и газоконденсатных скважин // Газовая промышленность. 2013. № 5. С. 82-85.
2. Москалев И.Н., Костюков В.Е. Микроволновые методы оперативного анализа природного газа и конденсата. Саров: ФГУП «РФЯЦ-ВНИИЭФ», 2013. Т. 1. 420 с.
3. Пат. 2105145 РФ, МПК Е21В 47/10 (1995.01). Способ измерения расхода фаз газожидкостного потока / Е.Н. Браго, О.В. Ермолкин, В.Ю. Карташов. Патентообладатели - Российская государственная академия нефти и газа им. И.М. Губкина ^и), Браго Евгений Николаевич. Заявка: 96114284/03, 17.07.1996. Опубл. 20.02.1998.
4. Браго Е.Н., Ермолкин О.В., Гавшин М.А. Новые технологии и информационно-измерительные системы контроля нефтегазодобычи // Тр. Российского гос. ун-та нефти и газа имени И.М. Губкина. 2009. № 1/254. С. 92-104.
5. Браго Е.Н., Ермолкин О.В., Ланчаков Г.А., Великанов Д.Н., Гавшин М.А. Совершенствование информационно-измерительных технологий в нефтегазодобыче // Тр. Российского гос. ун-та нефти и газа имени И.М. Губкина. 2012. № 3. С. 24-42.
6. Ермолкин О.В., Великанов Д.Н., Храбров И.Ю., Гавшин М.А. Разработка и исследование измерительного преобразователя пульсаций давления для решения задач измерения расхода // Тр. Российского гос. ун-та нефти и газа имени И.М. Губкина. 2011. № 3. С. 112-126.
7. Ермолкин О.В., Великанов Д.Н., Гавшин М.А., Ланчаков Г.А., Маринин В.И., Кошелев А.В. Оперативный контроль дебита газоконденсатных скважин информационно-измерительными системами «Поток-5» // Газовая промышленность. 2009. № 9. С. 45-51.
8. Великанов Д.Н., Храбров И.Ю., Зыкова Я.Д. Контроль содержания капельной жидкости в составе продукции эксплуатационных скважин // Тр. Российского гос. ун-та нефти и газа имени И.М. Губкина. 2013. № 3. С. 78-90.
9. Ермолкин О.В., Великанов Д.Н., Храбров И.Ю. Современные информационно-измерительные технологии контроля продукции газовых и газоконденсатных скважин // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2015. № 3. С. 53-61.
