СИСТЕМА ДЛЯ ОПТИМИЗАЦИИ РАБОТЫ ГРУППЫ НЕФТЕГАЗОВЫХ СКВАЖИН

Полезная модель относится к области нефтегазодобычи, а именно к управлению процессами извлечения и транспортировки скважинных флюидов при разработке и эксплуатации нефтегазовых скважин, и может быть использована при эксплуатации и мониторинге малодебитных скважин в автономном режиме, в частности, для определения и изменения в режиме реального времени продуктивных параметров нефтегазовых скважин с целью оптимизации коэффициента извлечения углеводородов из продуктивного пласта.
3
В настоящее время скважинный фонд России насчитывает до 70% низкодебитных нефтегазовых скважин (менее 10 м/сут. жидкости), а отдельные месторождения целиком состоят из низкодебитных скважин. Также существует ряд месторождений промышленных масштабов, разработка которых в настоящее время нерентабельна в силу высоких операционных издержек при высокой доле низкодебитных скважин. Месторождения Волго-Уральского нефтегазового региона представляют собой изолированные удаленные друг от друга скважины, в то время как на месторождениях Западно-Сибирского и Восточно-Сибирского регионов - широко распространена кустовая организация скважин.
Так, например, известны нефтегазовые месторождения промышленных масштабов в Западно-Сибирском регионе, располагающиеся в отдаленных труднодоступных регионах, разработка которых осложнена географическими условиями и отсутствием каких-либо транспортных сетей, а также проблемами с размещением обслуживающего персонала и сложного оборудования, что в совокупности с высокой долей низкодебитных скважин и большими операционными издержками делает разработку подобных месторождений нерентабельной. Большинство месторождений Западно-Сибирского региона находятся на средней и поздней стадии эксплуатации, и среднесуточный дебит скважин по нефти может составлять от 1 до 10 тонн. При таком уровне производства продукции эти скважины продолжают эксплуатироваться только потому, что их ликвидация весьма затратна, при этом любые инвестиции в оборудование таких скважин не является рентабельным, но проводить измерения добычных параметров на таких скважинах обязывает законодательство РФ, как с точки зрения фискальной системы, так и с точки зрения безопасности эксплуатации опасного производственного объекта.
Выходом из сложившейся ситуации могла бы стать разработка такой системы оптимизации работы скважины или группы нефтегазовых скважин, которая удовлетворяет следующему ряду жестких требований:
- обеспечивает автономную эксплуатацию нефтегазовых скважин, т.е. позволяет эксплуатировать скважину или группу скважин без непосредственного участия оператора;
- проводит удаленный контроль технологических режимов работы нефтегазовых скважин в режиме реального времени;
- позволяет в режиме реального времени производить оперативное автономное управление технологическими режимами работы скважины или группы скважин, с целью выявления неоптимальных режимов добычи или работы скважинного оборудования;
- производит подбор и поддержание оптимального режима извлечения углеводородов, т.е. максимизацию коэффициента извлечения углеводородов при снижении удельных энергетических затрат, т.е. на единицу массы извлеченного продукта.
Известно устройство для контроля технологических режимов нефтегазовой скважины (см. патент US 4802361, кл. G01N 33/22, 1989 г.), включающее в себя измерительную секцию, подключаемую в разрыв трубопровода для прохождения потока скважинной жидкости, на которой размещены гамма-радиационный плотномер для измерения мгновенного значения плотности среды и проточный влагомер электромагнитного типа для определения мгновенного значения диэлектрической проницаемости среды. Данное устройство дает детальную информацию в реальном времени о продуктивных параметрах скважины, в том числе о компонентном составе скважинной жидкости.
Основным недостатком известного устройства является отсутствие каких-либо механизмов автоматического регулирования системы добычи в случае изменения технологических параметров работы скважины.
Другим недостатком известного устройства является наличие радиоактивного источника, что требует обеспечения непрерывной охраны установленного оборудования, т.е. необходимо постоянное присутствие персонала на месторождении.
Кроме того, устанавливаемое дополнительное оборудование, необходимое для проведения многофазной расходометрии имеет не только высокую стоимость, но и требует присутствия на скважине высококвалифицированного персонала для эксплуатации этого оборудования, что в условиях разработки низкодебитных скважин на месторождении делает данное устройство практически неприменимым.
Известно устройство контроля технологических режимов группы нефтегазовых скважин (см. патент RU 2168011, кл. E21B 47/10, E21B 43/34, 2001 г.), содержащее переключатель скважин, входной трубопровод, связывающий переключатель с сепаратором гравитационного типа, предназначенным для отделения газа, трубопроводы для отвода газа и жидкости из сепаратора. На газовой линии установлен газовый расходомер вихревого типа, а на жидкостной линии установлен массовый расходомер кориолисового типа для измерения расхода и плотности водонефтяной эмульсии, а также устройство для непрерывного измерения содержания воды в водонефтяной эмульсии - емкостной, микроволновый, инфракрасный или радиочастотный влагомер. Известное устройство позволяет осуществлять удаленный мониторинг группы скважин месторождения при гораздо меньших затратах, чем предыдущий, поскольку одно замерное устройство находится в совместном использовании группы скважин.
Основным недостатком известного устройства является невозможность функционирования в реальном времени. Это связано с тем, что измерение продуктивных параметров нефтегазовых скважин и выявление изменений этих параметров ведется последовательно по заранее определенному графику замеров. Данное обстоятельство в совокупности с отсутствием каких-либо средств автоматической регулировки системы добычи выливается в невозможность построить отклик продуктивных параметров при варьировании параметров скважинного оборудования, и реализовать оптимизацию извлечения углеводородов из продуктивного пласта. Причем следует отметить, что сокращение временных интервалов между замерами невозможно осуществить только за счет увеличения частоты переключений, т.к. это снижает надежность системы и увеличивает риск аварий (порыв трубопровода), а также быстро вырабатывает ресурс переключателя, что приводит к паразитным перетокам между портами переключателя и внесению неконтролируемой ошибки измерения.
Наиболее близким к заявляемому, является взятое в качестве прототипа устройство оптимизации работы нефтяной скважины с одновременным измерением ее дебита дебита (см. патент RU 2318988, кл. E21B 43/00, 2008 г.), содержащее установленный на выкидном нефтепроводе запорный орган, перед которым установлен датчик устьевого давления, и помещенный на затрубье скважины датчик затрубного давления, которые подключены к блоку управления, выход которого соединен с исполнительным механизмом запорного органа. Выход нефтепровода соединен с затрубьем газопроводом, снабженным вторым запорным органом со своим исполнительным механизмом, вход которого подключен к блоку управления. При этом каждый из запорных органов выполнен в виде клапана с регулируемой пропускной способностью. Известное устройство позволяет не только автоматически измерять режимы функционирования скважины, но и изменять их по заранее заданному алгоритму, т.е решать упрощенную задачу оптимизации работы нефтяной скважины. Устройство может позволить скважине работать длительное время, оптимизируя ее устьевое давление, если изменения значений обводненности и газового фактора будут незначительными. Система является полностью автономной, т.е. не требующей постоянного наличия высококвалифицированного обслуживающего персонала.
Основным недостатком известного устройства является отсутствие каких-либо измерительных средств, позволяющих проводить в реальном времени измерения компонентного состава скважинной жидкости. Проводить расчет дебита группы скважин по единожды измеренным (раз в месяц, раз в квартал или раз в год) параметрам, полученным с помощью групповой замерной установкой (ГЗУ) - нельзя, т.к. при таком расчете принимаются неизменными (постоянными) значения обводненности и газового фактора скважины или группы скважин. Без знания, измеренных в реальном времени параметров скважины (дебита и его составных частей - нефти, воды и газа) невозможна оптимизация компонентного состава данной скважины, а тем более группы скважин.
Другим серьезным недостатком известного устройства является то, что оно применим для решений одной задачи оптимизации - стабилизации устьевого давления на одиноко расположенной скважине и плохо подходит для оптимизации работы группы скважин, оказывающих друг на друга взаимное влияние. Кроме того, известное устройство не позволяет выявлять неоптимальные режимы добычи или сбои в работе скважинного оборудования (неожиданные выбросы воды, газа и т.п.).
Задачей заявляемого технического решения является устранение указанных недостатков, а именно расширение функциональных возможностей заявляемого устройства за счет возможности измерения компонентного состава скважинной жидкости в реальном времени, а также путем выявления неоптимальных режимов добычи или сбоев в работе скважинного оборудования.
Указанная задача в системе для оптимизации работы группы нефтегазовых скважин, содержащей установленный на выкидном нефтепроводе каждой скважины устьевой модуль с запорным органом и с датчиками перепада на нем давления и температуры, решена тем, что устьевой модуль выполненный виде отрезка трубопровода с присоединительными фланцами, внутри которого установлено устройство для измерения компонентного состава скважинной жидкости и запорный орган в виде регулируемого сужающего устройства с датчиками измерения на нем перепада давления, а выход каждого автономного модуля соединен трубопроводом со входом двухпозиционного переключателя потока жидкости соединяющего его либо со входом стационарной ГЗУ, либо с выходным коллективным трубопроводом, при этом каждый устьевой модуль содержит интерфейс управления, подключенный к запорному органу и датчикам перепада давления и температуры, который своими шинами управления и передачи данных подключен к общему блоку управления системы, который в свою очередь шинами управления соединен с двухпозиционными переключателями и ГЗУ и каналом связи с внешним оператором.
Целесообразно сужающее устройство выполнить в виде трубки Вентури с переменным проходным сечением 1:5 или в виде игольчатого клапана с динамическим диапазоном регулирования 1:10, что позволит изменять потоки скважинной жидкости в широком динамическом диапазоне, достаточном для оперативного управления скважинами. В первом случае существенным преимуществом является то, что при масштабировании проходного сечения сужающего устройства его форма сохраняется, а значит, режим течения сохраняется, а во втором - можно обеспечить больший диапазон регулировки потока скважинной жидкости.
Перспективно в качестве устройства для измерения компонентного состава скважинной жидкости использовать высокочастотный импедансомер, который позволяет различать воду и нефть по проводимости и диэлектрической проницаемости, а в качестве в качестве устройства для измерения компонентного состава скважинной жидкости использовать нейтронный плотномер, который позволяет отличать сильно контрастирующие между собой газ и жидкость.
На фиг.1 представлен рисунок варианта выполнения устьевого модуля с использованием трубки Вентури с переменным проходным сечением для реализации заявляемого способа, включающий: отрезок трубы 1 с фланцевыми креплениями 2а и 2б; сужающее устройство, состоящее из конфузора 3, участка постоянного сечения 4 и диффузора 5; аксиальный обтекатель 6, состоящий из неподвижной части 7, жестко соединенной со стенкой трубы кронштейном 8 и подвижной части 9 конической формы плоскопараллельной с диффузором с наконечником 10; мотор-редуктора 11 с датчиком положения ротора, установленном в неподвижной части 7, обеспечивающего поступательное движение наконечника 10 и управляемого от контроллера 12; винтовую передачу 13 для преобразования вращательного движения вала мотор-редуктора 11 в поступательное перемещение штока; высокочастотный импедансомер 14, электродами которого являются наконечник 10 и стенка трубы 1; дифференциальный манометр 16 с вводами 15а и 156; датчики температуры 17 и давления 18.
На фиг.2 представлен рисунок варианта выполнения устьевого модуля с использованием игольчатого клапана для реализации заявляемого способа, включающий: сужающее устройство, содержащее конфузор 19, участок регулирования проходного сечения 20 и диффузор 21; участок регулирования 20 содержит обтекатель 22, вводимый в просвет трубы, поступательное движение которого обеспечивается мотор-редуктором 11 с датчиком положения ротора, контроллером 12 и винтовой передачей 13; источник тепловых нейтронов 23 и пропорциональный газоразрядный детектор нейтронов 24, подключенный к счетчику импульсов 25.
На фиг.3 представлен рисунок, представляющий схему реализации заявляемого устройства, включающий: скважины 27а-27в, соединенные через трубопроводные линии 26а-26в с устьевыми модулями 28а-28в, которые передают информацию о технологических режимах каждой скважины по линиям 29а-29в на управляющий узел 30, который может устанавливать проходное сечение каждого регулятора через линии 31а-31в в соответствии с выбранной стратегией оптимизации; ГЗУ 32, входы которого через переключатели потоков 33а-33в подключены к выходам устьевых модулей 28а-28в, при этом каждый из переключателей потоков 33а-33в имеет два возможных положения, в одном из которых скважина подключается к многофазному расходомеру 34, а в другом - пускается через бай-пасс в общую линию 35.
На фиг.4 представлен пример построения экстраполяции продуктивных параметров газоконденсатной скважины, включающий измерение временной зависимости дебита по газу 36 для определенной скважины в течение определенного интервала времени, затем построение линии регрессии по методу наименьших квадратов 37, а также верхней 38а и нижней 386 границы согласно заданному уровню достоверности; на данный тренд наложены показания 39 устьевого модуля 28, первая точка 40, выпавшая за пределы тренда обозначает момент, когда тренд утратил достоверность и потребуется подключение ГЗУ 32 для корректировки.
На фиг.5 представлен пример построения экстраполяции продуктивных параметров водонефтяной скважины, включающий измерение временной зависимости дебита по воде 41 для определенной скважины в течение определенного интервала времени, затем построение линии регрессии по методу наименьших квадратов 42, а также верхней 43а и нижней 43б границы согласно заданному уровню достоверности; на данный тренд наложены показания 44 устьевого модуля 28, первая точка 45, выпавшая за пределы линии регрессии обозначает момент, когда ее наклон утратил актуальность и потребуется подключение ГЗУ 32 для корректировки.
На фиг.6 представлена блок-схема управляющего узла 30, содержащая: управляющий микропроцессор 46, оперативное запоминающее устройство (ОЗУ) 47, постоянное запоминающее устройство (ПЗУ) 48, контроллер 49 двунаправленной линии 50 приема и передачи данных от удаленного оператора, соединенных посредством системной шины 51, к которой также подключены следующие периферийные контроллеры: мультиплексор 52 входных данных от датчиков устьевых модулей, мультиплексор 53 двунаправленной шины для управления и отслеживания состояния регулирующего устройства устьевых модулей, мультиплексор 54 исходящих линий управления гидравлическими переключателями 33а- 33в ГЗУ 32, контроллер 55 входных данных от многофазного расходомера 34.
Работу заявляемой системы рассмотрим на следующих примерах.
Пример 1. Задача оптимизации работы группы скважин, направленная на получение максимального суммарного дебита конденсата на газоконденсатном месторождении.
Существует определенная функциональная связь между выносом газового конденсата и дебитом газа для газоконденсатных скважин, и, следовательно, устьевым давлением для каждой скважины. Эта зависимость обусловлена различной фазовой проницаемостью продуктивного коллектора для жидкости и газа в прискважинной зоне, и как следствие, варьируется от одной скважины к другой. При повышении дебита газа, относительное количество выноса газового конденсата из отдельной скважины уменьшается, несмотря на увеличение суммарного количества извлекаемых углеводородов. Однако в шлейфе все скважины сообщаются, и динамическое давление на устье каждой скважины регулируется установкой ограничивающего устройства - штуцера. Поэтому вынос газового конденсата не может быть установлен оптимальным сразу для всех скважин. Кроме того, с течением времени происходит непрерывное изменение продуктивных параметров газоносного пласта, а также изменение состояния прискважинной зоны для каждой из скважин.
Регулировать параметры выноса конденсата можно путем изменения проходных сечений ограничивающих штуцеров для каждой из скважины на основании исследований потока каждой из скважин, но добиться оптимизации работы группы скважин можно только путем непрерывных поочередных итераций для каждой из скважин. Поэтому задачей заявляемой системы является непрерывное изменение проходных сечений трубопроводных линий каждой из скважин группы для поддержания максимального суммарного выноса конденсата из всех скважин.
Работу системы рассмотрим с использованием фиг.2 и 3. Предварительно осуществляют построение продуктивных трендов путем последовательного подключения всех скважин 27а-27в к ГЗУ 32. Указанное подключение осуществляется с помощью управляемых вентилей 33а-33в. На фиг.3 к ГЗУ 32 подключена скважина 27а через вентиль 33а, в то время как оставшиеся скважины 27б и 27в подключены через бай-пасс в общую линию 35. При этом многофазный расходомер 34 ГЗУ 32 измеряет и передает на управляющий узел 30 данные по дебитам газа и конденсата в течение интервала времени, достаточного для построения экстраполяции усредненных параметров для расчета продуктивных параметров, согласно заданному уровню достоверности. Пример временной зависимости дебита газа и построенной по ней экстраполяции представлен на фиг.4 на позициях 36 и 37 соответственно. Аналогичным образом подключаются скважины 27б и 27в для построения их экстраполяционных трендов. Рассмотрим работу устьевого модуля, представленного на фиг.2. Датчики 17 и 18 измеряют температуру и давление на входе измерительного модуля 27а, при этом скважинная жидкость, проходя через область сужения 20, создает перепад давления между вводами 15а и 15б дифференциального манометра 16, а на выходе скважинная жидкость просвечивается потоком нейтронов от источника 23, которые фиксируются счетчиком нейтронов 24. Используя уравнение Буггера-Ламберта (1) вычисляют плотность скважинной жидкости. На основании предварительных калибровок и термобарических параметров в трубопроводе вычисляют конденсатно-газовый фактор (КГФ), а затем, используя уравнение Вентури (2), по перепаду давления и КГФ вычисляют полный поток скважинной жидкости.
N(L) и N(0) - число нейтронов в единицу времени, прошедших через исследуемую среду и на входе в нее, ρ - средняя плотность среды, k - массовый коэффициент ослабления нейтронов в среде, L - длина пути нейтронов в среде.
1
2
Q - суммарный (полный) многофазный поток, ΔΡ - перепад давления между двумя сечениями S и S, C - расходный коэффициент, который зависит от КГФ для двухфазной среды газ-жидкость.
На фиг.4 показано графическое сопоставление вычисленных параметров 39 одной из скважин 27а-27в с ее ранее измеренным трендом 37, и в случае обнаружения отклонений, превышающих заданный уровень допуска, как, например, в точке 40, управляющий узел 30 подает команду на подключение соответствующей скважины к многофазному расходомеру 34 высокой точности для корректировки параметров линии регрессии. На управляющий узел 30 (см. фиг.6) в режиме реального времени через входные мультиплексоры 52 и 53 поступает соответственно информация от датчиков всех устьевых модулей 28а-28в, данные о текущем положении регулирующих механизмов устьевых модулей 28а-28в, а также передаются сигналы на изменение проходных сечений устьевых модулей 28а-28в. Через выходной мультиплексор 54 узла 30 сигналы управления подаются на переключатели потоков 33а-33в, а через его контроллер 55 поступает информация о компонентных дебитах от многофазного расходомера 34 ГЗУ 32. Вся принимаемая от периферийных датчиков информация через системную шину 51 загружается в ОЗУ 47 и в реальном времени обрабатывается микропроцессором 46 на основании алгоритмов, заложенных в ПЗУ 48. При выявлении изменений в продуктивных параметрах на какой-либо скважине микропроцессор 46 подает команду через выходной мультиплексор 54 на подключение соответствующей скважины к ГЗУ 32. Согласно заложенной целевой функции микропроцессор 46 осуществляет оперативное управление регулирующими механизмами устьевых модулей 28а-28в через выходной мультиплексор 53. Через контроллер ввода-вывода 49 и канал связи 50 удаленный оператор отслеживает состояние добывающей системы, а также может оказывать какие-либо корректировки при возникновении нештатных ситуаций, не предусмотренных в заложенных алгоритмах.
После замера всех скважин переходят к оптимизации работы куста при использовании устьевых модулей 28а-28в в качестве измерителей. Предварительно определяется зависимость КГФ от дебита газа и устьевого давления для каждой скважины и подбирается оптимальный уровень динамического устьевого, а стало быть, и забойного давления, обеспечивающего максимальную отдачу газового конденсата из пласта. Затем, с помощью регуляторов подстраивают проходные сечения так, чтобы достичь оптимального устьевого давления для каждой скважины по отдельности, с учетом того, что за регулятором скважины сообщаются в шлейфе и давления выравниваются, т.е. проходные сечения должны быть выставлены обратно пропорционально дебитам. Для этого узел 30 подает команду контроллеру 12 мотор-редуктора 11 для изменения проходного сечения 20 сужающего устройства. Затем снова строятся экстраполяционные параметры, и по ним определяется скорость и направление изменения проходного сечения для каждой скважины для поддержания пластового давления на оптимальном уровне для каждой скважины. Уменьшение проходного сечения каждой скважины пропорционально снижению полного дебита. Располагая временными зависимостями продуктивных параметров по каждой скважине, управляющий узел 30 вычисляет проходные сечения для каждой скважины для того, чтобы удерживать пластовое давление на оптимальном уровне, при котором вынос жидкого конденсата из пласта максимален.
Пример 2. Задача оптимизации работы группы скважин, направленная минимизацию извлечения воды из продуктивного пласта на нефтегазовом месторождении.
Система работает аналогичным образом. Как и в предыдущем примере, оптимизация становится возможной в силу разной проницаемости продуктивного пласта для воды и нефти, и как следствие соотношение компонентов зависит от устьевого, а стало быть, и пластового давлений. Осуществление способа рассмотрим с использованием фиг.1 и 3.
Рассмотрим работу устьевого модуля, представленного на фиг.1. Датчики 17 и 18 измеряют температуру и давление перед конфузором 19 сужающего устройства, при этом скважинная жидкость, проходя через область сужения 4, создает перепад давления между вводами 15а и 15б дифференциального манометра 16. В области сужения 4 к скважинной жидкости прикладывается синусоидальное напряжение Ucos(ωt) частотой ω и измеряется протекающий ток Icos(ωt+φ) с помощью импедансомера 14, на основании чего вычисляется полный импеданс, включающий модуль  и сдвиг фазы между током и напряжением φ. Знание полного импеданса дает возможность вычислить емкость С и сопротивление R по отдельности через формулы (3) и (4), а затем вычислить удельную электропроводность σ и диэлектрическую проницаемость среды ε по формулам (5) и (6).
0
w
C - емкость пустого сенсора, R - сопротивление сенсора, заполненного только водой, выделенной из скважинной жидкости.
w
w
0
На основании первичных калибровок известны диэлектрическая проницаемость ε и проводимость воды σ, а также диэлектрическая проницаемость нефти ε. Поэтому определив диэлектрическую проницаемость и проводимость их смеси, вычисляют удельную долю воды в жидкости а из уравнения Бруггемана (7) и (8).
; ;
Отличие от первого примера состоит в том, что проходное сечение регулятора следует устанавливать прямо пропорционально удельной доли нефти 1-α в продукции на данной скважине в соответствии с формулой (9), а также в том, что гидродинамическая связь между скважинами существенно менее выражена, и выравнивания давлений между скважинами за штуцерами не происходит.
Для проверки работоспособности заявляемой системы оптимизации был собран лабораторный стенд для приготовления и проливки газожидкостных смесей заданного состава, включающий электроцентробежный насос, выход которого подключался к серии независимых проливочных линий, каждая через свой регулирующий вентиль, за которым устанавливался жидкостный расходомер-массомер кориолисового типа ЭМИС-МАСС 260 производства «Эмис», а также игольчатый клапан для контролируемой инжекции газа от компрессора с ресивером AIRCAST СБ4 производства «AirCast», обеспечивающего максимальный поток сжатого воздуха 1000 л/мин. На газовый ввод каждой проливочной линии устанавливался свой газовый расходомер вихревого типа ЭМИС-ВИХРЬ 200 производства «Эмис». Вентили для подачи жидкости и газа в проливочные линии были оснащены электромеханическими проводами, подключенными к регулирующей системе. В разрыв каждой проливочной линии устанавливался экспериментальный образец. Выходы всех проливочных линий подключались ко входу малогабаритного циклонно-вихревого сепаратора СЦВ-7 производства «Нефтемаш», жидкостный отвод которого подключался к баку заливки и смешения жидкостей. Выход бака смешения подключался ко входу насоса, чем обеспечивалась замкнутость проливочного стенда. Газовый отвод сепаратора выходил в атмосферу. В качестве модельных жидкостей использовались смеси воды с различными уровнями минерализации и трансформаторного масла для получения различных значений диэлектрической проницаемости и проводимости испытуемой среды, а воздух инжектировался только в водные среды по причинам пожаробезопасности.
252
-1
-1
3
Были изготовлены макеты устьевых модулей. Для определения электрофизических свойств жидкости соответствующие электроды экспериментального образца устьевого модуля подключались к высокочастотному импедансомеру Agilent 4294А производства Agilent Technologies. Для определения плотности среды участок трубы макетного образца устьевого модуля просвечивался нейтронами от на радионуклиде Cf производства «Ритверц», представляющий собой порошок оксида калифорния, запаянный в герметичную стальную ампулу, обладающий номинальной активностью 10 мкКи, что соответствует потоку нейтронов ~3000 с стр, а прошедшие нейтроны регистрировались с помощью промышленного счетчика нейтронов, включающего газоразрядный детектор LND 2533 производства LND Incorp., представляющий собой алюминиевый баллон, заполненный Не до давления 0.6 МПа, что обеспечивает чувствительность к тепловым нейтронам 185 cps/nv, а также блок счетной электроники. Все макетные образцы устьевых модулей оснащались датчиками температуры ТС5008 производства «Манотомь», давления ДМ5007-3151ДИ производства «Манотомь», а также дифференциальными манометрами МДП4-СМ-Т производства «Манотомь».
Для проверки применимости сконструированных экспериментальных образцов устьевых модулей нами были смоделированы функциональные зависимости компонентного состава газожидкостной смеси от давления на входе в проливочную линию, аналогичные реальным нефтегазовым скважинам, посредством обратной связи с регулирующими вентилями, подающими жидкость и газ.
Выполненные модельные эксперименты показали пригодность сконструированных образцов для решения задач оптимизации компонентного состава группы нефтегазовых скважин.