RU168317U1 - INSTALLATION FOR MEASURING OIL WELL PRODUCTS - Google Patents

INSTALLATION FOR MEASURING OIL WELL PRODUCTS Download PDF

Info

Publication number
RU168317U1
RU168317U1 RU2016130028U RU2016130028U RU168317U1 RU 168317 U1 RU168317 U1 RU 168317U1 RU 2016130028 U RU2016130028 U RU 2016130028U RU 2016130028 U RU2016130028 U RU 2016130028U RU 168317 U1 RU168317 U1 RU 168317U1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
gas
oil
tank
well
line
Prior art date
Application number
RU2016130028U
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Марат Давлетович Валеев
Нурфаяз Хабибрахманович Габдрахманов
Оксана Викторовна Давыдова
Шамиль Талгатович Шарафутдинов
Лариса Нурфаязовна Усова
Алексей Николаевич Немков
Original Assignee
ООО "Туймазынипинефть"
ООО НПП "ВМ система"
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by ООО "Туймазынипинефть", ООО НПП "ВМ система" filed Critical ООО "Туймазынипинефть"
Priority to RU2016130028U priority Critical patent/RU168317U1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU168317U1 publication Critical patent/RU168317U1/en

Links

Images

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00—Survey of boreholes or wells
    • E21B47/10—Locating fluid leaks, intrusions or movements
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01F—MEASURING VOLUME, VOLUME FLOW, MASS FLOW OR LIQUID LEVEL; METERING BY VOLUME
    • G01F3/00—Measuring the volume flow of fluids or fluent solid material wherein the fluid passes through the meter in successive and more or less isolated quantities, the meter being driven by the flow
    • G01F3/02—Measuring the volume flow of fluids or fluent solid material wherein the fluid passes through the meter in successive and more or less isolated quantities, the meter being driven by the flow with measuring chambers which expand or contract during measurement
    • G01F3/04—Measuring the volume flow of fluids or fluent solid material wherein the fluid passes through the meter in successive and more or less isolated quantities, the meter being driven by the flow with measuring chambers which expand or contract during measurement having rigid movable walls
    • G01F3/14—Measuring the volume flow of fluids or fluent solid material wherein the fluid passes through the meter in successive and more or less isolated quantities, the meter being driven by the flow with measuring chambers which expand or contract during measurement having rigid movable walls comprising reciprocating pistons, e.g. reciprocating in a rotating body
    • G01F3/16—Measuring the volume flow of fluids or fluent solid material wherein the fluid passes through the meter in successive and more or less isolated quantities, the meter being driven by the flow with measuring chambers which expand or contract during measurement having rigid movable walls comprising reciprocating pistons, e.g. reciprocating in a rotating body in stationary cylinders
    • G01F3/18—Measuring the volume flow of fluids or fluent solid material wherein the fluid passes through the meter in successive and more or less isolated quantities, the meter being driven by the flow with measuring chambers which expand or contract during measurement having rigid movable walls comprising reciprocating pistons, e.g. reciprocating in a rotating body in stationary cylinders involving two or more cylinders

Landscapes

  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Geophysics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Measuring Volume Flow (AREA)

Abstract

Установка относится к нефтяной промышленности и может быть использована как передвижное средство для измерения продукции нефтяной скважины (дебитов нефти, газа и воды).Технической задачей предлагаемой установки является обеспечение возможности измерения дебита нефти, обводненности продукции и газового фактора нефти в широких дапазонах их изменения.Установка для измерения продукции нефтяной скважины, включающая измерительную емкость с калиброванной частью, верхним и нижним датчиками положения уровней жидкости в нем, линии подачи газоводонефтяной смеси в емкость и отвода газа из верхней ее части, а также жидкости из нижней части, трехходовые краны для переключения газоводонефтяной смеси от входной линии скважины в емкость и отвода в выходную линию скважины жидкости и газа, редуктор давления, расположенный на линии отвода газа, согласно полезной модели, параллельно основной измерительной емкости размещена дополнительная измерительная емкость малого объема, гидравлически связанная с основной емкостью горизонтальными перемычками с кранами и имеющая датчики положения уровней жидкости, расположенные на одинаковых отметках с основной измерительной емкостью, линии подвода продукции скважины и отвода газа в верхней части, а также линию отбора жидкости в нижней ее части, причем линия отвода газа из малой емкости с редуктором давления связана с атмосферой и на ней расположен счетчик газовой фазы.Библ. 3. Рис. 1The installation belongs to the oil industry and can be used as a mobile means for measuring oil well production (oil, gas and water production rates). The technical task of the proposed installation is to provide the ability to measure oil production rate, water cut and gas oil factor in wide ranges of their change. for measuring the production of an oil well, including a measuring tank with a calibrated part, upper and lower sensors for the position of the liquid levels in it, the supply line ha oil-water mixture into the tank and gas from the upper part, as well as liquid from the lower part, three-way valves for switching the gas-oil mixture from the input line of the well to the tank and drain into the output line of the well of liquid and gas, a pressure reducer located on the gas discharge line, according to the utility model, in parallel with the main measuring capacitance, an additional small measuring capacitance is placed hydraulically connected to the main capacitance by horizontal jumpers with taps and having sensors liquid levels located at the same elevations as the main measuring capacity, the well production and gas discharge lines in the upper part, and the liquid sampling line in its lower part, the gas discharge line from a small tank with a pressure reducer connected to the atmosphere and on it gas phase meter is located. 3. Fig. one

Description

Установка относится к нефтяной промышленности и может быть использована как передвижное средство для измерения продукции нефтяной скважины (дебитов нефти, газа и воды).The installation relates to the oil industry and can be used as a mobile means for measuring oil well production (oil, gas and water flow rates).

Измерение продукции нефтяной скважины производится автоматизированными групповыми замерными установками стационарного или передвижного типа.The measurement of oil well production is carried out by automated group metering units of a stationary or mobile type.

Известна установка для определения дебита продукции скважины (Патент РФ №2133826. Установка для определения дебита продукции скважин. Заявл. 05.01.98 г. Опубл. 27.07.99 г.). Дебит воды определяется по известным плотностям нефти и воды и гидростатическому давлению столба жидкости в измерительном цилиндре. В момент достижения верхнего уровня в измерительной емкости датчики подают сигнал на переключение потока в другую емкость и измерение гидростатического давления, по которому определяется средняя плотность жидкости. По ранее известным плотностям нефти и воды рассчитывается содержание воды в объеме жидкости.A well-known installation for determining the production rate of a well (RF Patent No. 2133826. Installation for determining the production rate of a well. Declared. 05.01.98 Publish. 07.27.99). The water flow rate is determined by the known densities of oil and water and the hydrostatic pressure of the liquid column in the measuring cylinder. At the time of reaching the upper level in the measuring tank, the sensors give a signal to switch the flow to another tank and measure the hydrostatic pressure, which determines the average density of the liquid. Using previously known oil and water densities, the water content in the liquid volume is calculated.

Установка имеет существенную погрешность из-за присутствия в объеме нефти части как свободного диспергированного, так и растворенного газа.The installation has a significant error due to the presence in the oil volume of a part of both free dispersed and dissolved gas.

Известна установка согласно способу определения дебитов нефти, попутного газа и воды (Патент РФ №2504653 С1. Способ определения дебитов нефти, попутного газа и воды. Заявл. 30.07.2012 г. Опубл. 20.01.2014 г).A known installation according to the method for determining the flow rates of oil, associated gas and water (RF Patent No. 2504653 C1. Method for determining the flow rates of oil, associated gas and water. Declared. 30.07.2012, published. 01.20.2014).

Установка производит заполнение продукцией скважины измерительной емкости, а после достижения максимального уровня водонефтяной смеси производит закрытие входного крана измерительной емкости и выдержка во времени для сепарации свободного газа из жидкости. После определения дебита водонефтяной смеси по скорости заполнения и объему сепарированной жидкости производят постепенный отбор газовой фазы из верхней части измерительной емкости компрессором через понижающий до атмосферного давления редуктор. Компрессор при этом закачивает отбираемый газ в коллектор скважины. Откачку газа производят до тех пор, пока давление в измерительной емкости не снизится до атмосферного значения. Газовый фактор рассчитывается по производительности компрессора и времени его работы.The installation fills the measuring tank with well products, and after reaching the maximum level of the oil-water mixture, it closes the inlet tap of the measuring tank and holds in time to separate free gas from the liquid. After determining the flow rate of the oil-water mixture by the filling speed and the volume of the separated liquid, the gas phase is gradually taken from the upper part of the measuring container by the compressor through a reducer reducing to atmospheric pressure. In this case, the compressor pumps the sampled gas into the well reservoir. Gas is pumped out until the pressure in the measuring tank drops to atmospheric value. The gas factor is calculated by compressor performance and its operating time.

Однако, применение компрессора осложнено в связи с изменением давления нагнетания газа в коллектор, изменяющегося в широких диапазонах даже в пределах одного месторождения нефти.However, the use of a compressor is complicated due to a change in the pressure of gas injection into the reservoir, which varies over a wide range even within the same oil field.

Для измерения дебита газа известно устройство согласно способу, основанному на определении скорости заполнения поочередно двух измерительных емкостей и их последующего опорожнения (Патент РФ №2082107. Способ определения количества нефти, газа и воды в продукции скважин. Заявл. 18.05.95 г. Опубл. 20.06.97 г.). Данный аналог выбран в качестве прототипа заявляемой установки. По времени заполнения емкостей определяется дебит водонефтяной смеси, а по скорости опорожнения емкостей определяют расход газовой фазы.To measure the gas flow rate, a device is known according to a method based on determining the filling speed of two measuring tanks in turn and their subsequent emptying (RF Patent No. 2082107. Method for determining the amount of oil, gas and water in the production of wells. Claim. 05/18/95 Publ. 20.06 .97 g.). This analogue is selected as a prototype of the claimed installation. According to the time of filling the tanks, the flow rate of the oil-water mixture is determined, and the gas phase flow rate is determined by the rate of emptying of the tanks.

Недостаток устройства состоит в том, что при измерениях в жидкости, заполняющей цилиндрическую емкость, присутствуют диспергированные водная и газовая фазы в виде капель и пузырей, что приводит к значительной погрешности измерений. В нефтяной фазе остается достаточное количество растворенного попутного газа, который не выходит из нефти при рабочем давлении (обычно давлении напорного коллектора) и поэтому не может быть учтено в расчетах газового фактора нефти или дебита газа.The disadvantage of this device is that when measuring in a liquid filling a cylindrical container, dispersed water and gas phases are present in the form of droplets and bubbles, which leads to a significant measurement error. A sufficient amount of dissolved associated gas remains in the oil phase, which does not exit the oil at the operating pressure (usually pressure of the pressure head manifold) and therefore cannot be taken into account in the calculations of the gas factor of oil or gas flow rate.

Кроме того, при малых дебитах скважины по жидкости и малых газовых факторах нефти в значительной мере возрастает продолжительность измерений, прежде всего, из-за малой скорости опорожнения измерительной емкости в цикле накопления в ней свободного газа.In addition, with small flow rates of a well in terms of liquid and small gas factors of oil, the duration of measurements increases significantly, primarily because of the low speed of emptying the measuring capacity in the cycle of accumulation of free gas in it.

Технической задачей предлагаемой установки является обеспечение возможности измерения дебита нефти, обводненности продукции и газового фактора нефти в широких дапазонах их изменения.The technical task of the proposed installation is the ability to measure oil flow rate, water cut of the product and the gas factor of oil in wide ranges of their change.

Поставленная задача решается тем, что в устройстве, включающем измерительную емкость с калиброванной частью, верхним и нижним датчиками положения уровней жидкости в нем, линии подачи газоводонефтяной смеси в емкость и отвода газа из верхней ее части, а также жидкости из нижней части, трехходовые краны для переключения газоводонефтяной смеси от входной линии скважины в емкость и отвода в выходную линию скважины жидкости и газа, редуктор давления, расположенный на линии отвода газа, согласно полезной модели, параллельно основной измерительной емкости размещена дополнительная измерительная емкость малого объема, гидравлически связанная с основной емкостью горизонтальными перемычками с кранами и имеющая датчики положения уровней жидкости, расположенные на одинаковых отметках с основной измерительной емкостью, линии подвода продукции скважины и отвода газа в верхней части, а также линию отбора жидкости в нижней ее части, причем линия отвода газа из малой емкости с редуктором давления связана с атмосферой и на ней расположен счетчик газовой фазы.The problem is solved in that in a device including a measuring tank with a calibrated part, upper and lower sensors for the position of the liquid levels in it, a gas-oil mixture supply line to the tank and gas outlet from its upper part, as well as liquid from the lower part, three-way valves for switching the gas-oil mixture from the well’s inlet line to the reservoir and discharging liquid and gas into the well’s outlet line, a pressure reducer located on the gas outlet line, according to the utility model, parallel to the main meter The additional measuring capacity of small volume is placed in the tank; in its lower part, and the line of gas removal from a small tank with a pressure reducer is connected with the atmosphere and the gas phase meter is located on it.

На рисунке показана принципиальная схема установки.The figure shows a schematic diagram of the installation.

Установка содержит основную измерительную емкость 1 и дополнительную измерительную емкость 2 меньшего объема. Измерительные емкости 1 и 2 имеют калиброванные части между датчиками 3 и 4 положений верхних уровней жидкости и соответственно датчиками 5 и 6 положений нижних уровней жидкости. На входе и выходе продукции скважины установки расположены электроприводные трехходовые краны 7 и 8. Кран 7 связан с верхней частью измерительной емкости 1 линией 9 с задвижкой 10. Верхняя часть емкости 1 связана также с краном 8 с помощью линии 11 с задвижкой 12. Кроме того, кран 7 соединен с выходом продукции линией 13, а непосредственно за краном 8 расположен обратный клапан 14. Нижняя часть измерительной емкости 1 соединена с краном 8 линией 15 с задвижкой 16. Верхняя часть малой измерительной емкости 2 также соединена с линией 9 через задвижку 17. Верхняя часть емкости 2 соединена с атмосферой линией 18, на которой расположены задвижка 19, редуктор давления 20 и счетчик газовой фазы 21. В нижней части емкости 2 расположена задвижка 22 для слива жидкости. Датчики положения уровней 3, 4, 5 и 6 связаны с электронным блоком управления установки 23. Емкости 1 и 2 связаны между собой гидравлически горизонтальными перемычками с задвижками 24 и 25 так, что образуют сообщающиеся сосуды. На линиях 9 и 11 установлены манометры 26 и 27. Установка подключена к скважине через входную 28 и выходную 29 линии. На линии 18 может быть установлено факельное сжигание газа (на рис. не показано).The installation contains a main measuring tank 1 and an additional measuring tank 2 of a smaller volume. The measuring vessels 1 and 2 have calibrated parts between the sensors 3 and 4 of the positions of the upper liquid levels and, accordingly, the sensors 5 and 6 of the positions of the lower liquid levels. At the input and output of the production well of the installation, electric three-way cranes 7 and 8 are located. The crane 7 is connected to the upper part of the measuring tank 1 by a line 9 with a valve 10. The upper part of the tank 1 is also connected to the crane 8 using a line 11 with a valve 12. In addition the valve 7 is connected to the output by line 13, and a check valve 14 is located directly behind the valve 8. The lower part of the measuring tank 1 is connected to the valve 8 by the line 15 with the valve 16. The upper part of the small measuring vessel 2 is also connected to the line 9 through the valve 17. The top The second part of the tank 2 is connected to the atmosphere by a line 18, on which the valve 19, the pressure reducer 20, and the gas phase meter 21 are located. At the bottom of the tank 2 there is a valve 22 for draining the liquid. The position sensors of levels 3, 4, 5 and 6 are connected to the electronic control unit of the installation 23. Tanks 1 and 2 are interconnected by hydraulically horizontal jumpers with valves 24 and 25 so that they form communicating vessels. Manometers 26 and 27 are installed on lines 9 and 11. The installation is connected to the well through the input 28 and output 29 lines. On line 18, gas flaring can be installed (not shown in Fig.).

Работа установки состоит в следующем.The operation of the installation is as follows.

При измерениях в обычном режиме продукция скважины через кран 7, линию 9, задвижку 10 поступает в измерительную емкость 1. Задвижки 17, 19 и 22 остаются закрытыми, а задвижки 24 и 25 открытыми. Задвижки 12 и 16 открыты, а кран 8 соединяет линию 11 с выходом продукции. Такое положение запорных органов позволяет емкости 1 наполняться продукцией скважины с одновременной сепарацией газа в ней и отводом сепарированного газа в выходную линию 29 через задвижку 12, линию 11, кран 8 и обратный клапан 14. При заполнении емкости 1 одновременно заполняется малая емкость 2 через открытые задвижки 24 и 25. Сообщение емкостей позволяет наполниться емкости 2 с уровнем и плотностью жидкости, соответствующими емкости 1. Замер времени наполнения калиброванной части емкости 1 жидкостью от нижнего 4 до верхнего 5 датчика позволяет рассчитать дебит скважины по жидкости, т.е. сумму дебитов нефти и воды. По достижению жидкостью уровней расположения датчиков 3 и 5 происходит переключение кранов 7 и 8, при котором начнется слив жидкости из емкости 1 в выходную линию 29 через открытую задвижку 16, линию 15 и кран 8. Переключение крана 8 закроет отвод газа из емкости 1 в выходную линию 29. Одновременно, кран 7 начнет перепускать продукцию скважины в выходную линию 29 через линию 13. Замер времени опорожнения емкости 1 от верхнего 3 до нижнего датчика 4 позволяет рассчитать дебит газа и газовый фактор нефти по свободному газу.During measurements in the normal mode, the production of the well through the valve 7, line 9, the valve 10 enters the measuring tank 1. The valves 17, 19 and 22 remain closed, and the valves 24 and 25 open. The valves 12 and 16 are open, and the valve 8 connects the line 11 with the output. This position of the locking elements allows the tank 1 to be filled with well products while gas is separated in it and the separated gas is discharged to the output line 29 through the valve 12, line 11, valve 8 and check valve 14. When filling the tank 1, a small tank 2 is simultaneously filled through open valves 24 and 25. The message tanks allows you to fill the tank 2 with the level and density of the liquid corresponding to the tank 1. Measuring the time of filling the calibrated part of the tank 1 with liquid from the bottom 4 to the top 5 of the sensor allows asschitat production rate of the fluid, i.e., the amount of oil and water production. Upon reaching the liquid levels of the location of the sensors 3 and 5, the valves 7 and 8 are switched, at which the liquid will begin to drain from the tank 1 to the output line 29 through the open valve 16, line 15 and the valve 8. Switching the valve 8 will close the gas outlet from the tank 1 to the output line 29. At the same time, the valve 7 will begin to transfer the production of the well to the output line 29 through line 13. Measurement of the time for emptying the tank 1 from the upper 3 to the lower sensor 4 allows you to calculate the gas flow rate and gas oil factor for free gas.

В начальный период опорожнения емкости 1 от жидкости закрывают задвижки 24 и 25 и емкость 2 остается перекрытой и заполненной жидкостью. В этот период производят открытие задвижки 19 и разгазирование нефти в емкости 2. Вышедшее из нефти остаточное количество растворенного газа проходит через редуктор 20, далее измеряется счетчиком 21 и выводится в атмосферу. После разгазирования и снижения давления в емкости 2 производят слив из нее жидкости для определения в ней количества нефти и воды. Количество газа, измеренное счетчиком 21 и отнесенное к количеству нефти в емкости 2 позволяет рассчитать газовый фактор нефти по растворенному газу. Соотношение измеренного количества слитой из емкости 2 воды и общего количества слитой жидкости определяет обводненность продукции скважины.In the initial period of emptying the tank 1 from the liquid, the valves 24 and 25 are closed and the tank 2 remains closed and filled with liquid. During this period, the valve 19 is opened and the oil is degassed in the tank 2. The residual amount of dissolved gas that has escaped from the oil passes through a reducer 20, then it is measured by a counter 21 and discharged into the atmosphere. After degassing and reducing the pressure in the tank 2, the liquid is drained from it to determine the amount of oil and water in it. The amount of gas measured by the counter 21 and related to the amount of oil in the tank 2 allows you to calculate the gas factor of oil from the dissolved gas. The ratio of the measured amount of water discharged from the water tank 2 to the total amount of liquid discharged determines the water cut of the well production.

Суммирование газовых факторов по свободному и растворенному газам позволяет получить полный газовый фактор нефти.The summation of gas factors for free and dissolved gases allows you to get the full gas factor of oil.

При малых дебитах скважин и газовых факторов нефти все измерения производят только в емкости 2. Задвижки 10, 12, 16, 24 и 25 остаются перекрытыми и продукция скважины поступает в емкость 2 через открытую задвижку 17. При заполнении емкости 2 задвижка 19 постоянно открыта, что позволяет производить измерение одновременно как свободного так и выделяющегося из раствора газа счетчиком 21. Время заполнения емкости 2 от нижнего 6 до верхнего датчика 5 определяет расход жидкости. По достижению уровнем жидкости датчика 5 производят закрытие задвижки 17 и открытие сливной задвижки 22 для замера количества нефти и воды в емкости 2 объемным методом. Соотношение общего количества измеренного газа и количества нефти, замеренное при сливе жидкости из емкости 2 определяет полный газовый фактор нефти.With small flow rates of wells and gas oil factors, all measurements are made only in tank 2. Gate valves 10, 12, 16, 24 and 25 remain closed and well production enters tank 2 through an open gate valve 17. When tank 2 is filled, gate 19 is constantly open, which allows you to measure simultaneously both free and gas released from the solution by the counter 21. The filling time of the tank 2 from the lower 6 to the upper sensor 5 determines the flow rate. Upon reaching the liquid level of the sensor 5, the shutter 17 is closed and the drain valve 22 is opened to measure the amount of oil and water in the tank 2 by the volumetric method. The ratio of the total amount of the measured gas and the amount of oil measured when draining the liquid from the tank 2 determines the total gas factor of the oil.

Использование малой емкости при измерениях продукции малодебитных скважин с небольшими значениями газового фактора позволяет ускорить процесс измерения. Объем емкости 2 рассчитывается исходя из регламента по времени проведения измерений.The use of small capacity in the measurement of production of low-production wells with small values of the gas factor allows you to speed up the measurement process. The volume of the tank 2 is calculated based on the regulation for the time of the measurements.

Технико-экономическим преимуществом предложенной установки является расширение диапазона измерения дебитов нефти газа и воды в продукции скважин.The technical and economic advantage of the proposed installation is to expand the measurement range of oil and gas and water production rates in well production.

Claims (1)

Установка для измерения продукции нефтяной скважины, включающая измерительную емкость с калиброванной частью, верхним и нижним датчиками положения уровней жидкости в нем, линии подачи газоводонефтяной смеси в емкость и отвода газа из верхней ее части, а также жидкости из нижней части, трехходовые краны для переключения газоводонефтяной смеси от входной линии скважины в емкость и отвода в выходную линию скважины жидкости и газа, редуктор давления, расположенный на линии отвода газа, согласно полезной модели, параллельно основной измерительной емкости размещена дополнительная измерительная емкость малого объема, гидравлически связанная с основной емкостью горизонтальными перемычками с кранами и имеющая датчики положения уровней жидкости, расположенные на одинаковых отметках с основной измерительной емкостью, линии подвода продукции скважины и отвода газа в верхней части, а также линию отбора жидкости в нижней ее части, причем линия отвода газа из малой емкости с редуктором давления связана с атмосферой, и на ней расположен счетчик газовой фазы.Installation for measuring the production of an oil well, including a measuring tank with a calibrated part, upper and lower sensors for the position of the liquid levels in it, a gas-oil mixture supply line to the tank and gas outlet from its upper part, as well as liquid from the lower part, three-way valves for switching gas-oil mixture from the inlet line of the well to the tank and the outlet to the outlet line of the well of liquid and gas, a pressure reducer located on the line of the gas outlet, according to the utility model, in parallel with the main The additional capacitance of small volume is placed in the tank, hydraulically connected to the main tank by horizontal jumpers with taps and having liquid level position sensors located at the same elevations as the main measuring tank, the supply line for the well and gas outlet in the upper part, and the fluid withdrawal line in its lower part, and the line of gas removal from a small tank with a pressure reducer is connected with the atmosphere, and a gas phase meter is located on it.
RU2016130028U 2016-07-21 2016-07-21 INSTALLATION FOR MEASURING OIL WELL PRODUCTS RU168317U1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2016130028U RU168317U1 (en) 2016-07-21 2016-07-21 INSTALLATION FOR MEASURING OIL WELL PRODUCTS

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2016130028U RU168317U1 (en) 2016-07-21 2016-07-21 INSTALLATION FOR MEASURING OIL WELL PRODUCTS

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU168317U1 true RU168317U1 (en) 2017-01-30

Family

ID=58451060

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2016130028U RU168317U1 (en) 2016-07-21 2016-07-21 INSTALLATION FOR MEASURING OIL WELL PRODUCTS

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU168317U1 (en)

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2733954C1 (en) * 2019-08-13 2020-10-08 Общество ограниченной ответственности Научно-производственное предприятие "ВМ система" Method of measuring production of oil well
CN112049621A (en) * 2020-08-28 2020-12-08 山东方锐智能科技有限公司 Automatic calibration box for oil well liquid production amount
RU2779284C1 (en) * 2022-01-31 2022-09-05 Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственная организация "Инновация" (ООО "НПО "Инновация") Method for measuring oil gas ratio

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2082107C1 (en) * 1995-05-18 1997-06-20 Хазиев Нагим Нуриевич Method of determination of quantities of oil, gas and water in products of well
RU13392U1 (en) * 1999-11-17 2000-04-10 Открытое акционерное общество "Акционерная компания ОЗНА" INSTALLATION FOR MEASURING OIL WELL DEBIT
RU2190096C2 (en) * 2000-12-14 2002-09-27 ОАО "Нефтемаш" Plant determining yield of well
RU2236584C1 (en) * 2002-12-17 2004-09-20 Открытое акционерное общество "Акционерная компания ОЗНА" Method and device for measuring oil debit
RU76070U1 (en) * 2008-03-17 2008-09-10 Общество с ограниченной ответственностью "Корпорация Уралтехнострой" (ООО Корпорация Уралтехнострой") DEVICE FOR MEASURING OIL WELL PRODUCTS
US7966892B1 (en) * 2010-08-09 2011-06-28 Halilah Sami O In line sampler separator

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2082107C1 (en) * 1995-05-18 1997-06-20 Хазиев Нагим Нуриевич Method of determination of quantities of oil, gas and water in products of well
RU13392U1 (en) * 1999-11-17 2000-04-10 Открытое акционерное общество "Акционерная компания ОЗНА" INSTALLATION FOR MEASURING OIL WELL DEBIT
RU2190096C2 (en) * 2000-12-14 2002-09-27 ОАО "Нефтемаш" Plant determining yield of well
RU2236584C1 (en) * 2002-12-17 2004-09-20 Открытое акционерное общество "Акционерная компания ОЗНА" Method and device for measuring oil debit
RU76070U1 (en) * 2008-03-17 2008-09-10 Общество с ограниченной ответственностью "Корпорация Уралтехнострой" (ООО Корпорация Уралтехнострой") DEVICE FOR MEASURING OIL WELL PRODUCTS
US7966892B1 (en) * 2010-08-09 2011-06-28 Halilah Sami O In line sampler separator

Cited By (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2733954C1 (en) * 2019-08-13 2020-10-08 Общество ограниченной ответственности Научно-производственное предприятие "ВМ система" Method of measuring production of oil well
CN112049621A (en) * 2020-08-28 2020-12-08 山东方锐智能科技有限公司 Automatic calibration box for oil well liquid production amount
RU2779284C1 (en) * 2022-01-31 2022-09-05 Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственная организация "Инновация" (ООО "НПО "Инновация") Method for measuring oil gas ratio
RU2823636C1 (en) * 2023-04-05 2024-07-26 Ооо Научно-Инжиниринговая Компания "Импетрабилис" Method of measuring mass flow rate of crude oil and volume of undissolved gas in oil well product

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2504653C1 (en) Method of defining oil associated gas and water discharge
RU2299322C1 (en) Method for oil and gas-condensate well production measurement in air-tight oil collection systems
RU168317U1 (en) INSTALLATION FOR MEASURING OIL WELL PRODUCTS
RU2396427C2 (en) Method for determination of water cuttings of oil well production "ohn++"
RU2661209C1 (en) Method of the oil well oil, gas and water productions measurement
WO1988005526A1 (en) Flow measuring device
RU2299321C2 (en) Method and device for oil and gas-condensate well production measurement in air-tight oil collection systems
RU2236584C1 (en) Method and device for measuring oil debit
RU2002133991A (en) METHOD AND DEVICE FOR MEASURING OIL DEBIT
RU108801U1 (en) DEVICE FOR MEASURING OIL WELL DEBIT
RU2131027C1 (en) Device for measuring production rate of oil wells
RU155020U1 (en) INSTALLATION FOR MEASURING THE DEBIT OF OIL WELL PRODUCTS
RU2340772C2 (en) Method of evaluation of water cuttings of well production of oil wells "охн+"
RU2220282C1 (en) Process measuring production rate of oil wells in systems of sealed gathering and gear for its implementation
RU2733954C1 (en) Method of measuring production of oil well
RU86659U1 (en) DEVICE FOR MEASURING OIL WELL DEBIT
RU2658699C1 (en) Method of measuring the production of the oil well
RU2677725C1 (en) Oil, gas and water in oil deposits wells flow rates measuring method
RU2779284C1 (en) Method for measuring oil gas ratio
RU194085U1 (en) Device for measuring the amount of oil, water and gas in the production of low-yield wells
RU2002116614A (en) A method of measuring the production rate of oil wells in pressurized collection systems and a device for its implementation
RU198459U1 (en) DEVICE FOR CONTROL AND MONITORING OF PROCEDURES FOR DRAINING AND FILLING OF LIQUID PRODUCTS IN THE TANK RESERVOIRS
CN207030922U (en) A kind of auto-manual system drinking water dosing filling machine
RU2382195C1 (en) Device for oil wells oil recovery rate measurements
CN205670027U (en) A kind of novel tipping-bucket type crude oil metering system

Legal Events

Date Code Title Description
MM1K Utility model has become invalid (non-payment of fees)

Effective date: 20170302