RU2069264C1 - Method for measurement of well flow rate and device for its embodiment - Google Patents
Method for measurement of well flow rate and device for its embodiment Download PDFInfo
- Publication number
- RU2069264C1 RU2069264C1 SU5065166A RU2069264C1 RU 2069264 C1 RU2069264 C1 RU 2069264C1 SU 5065166 A SU5065166 A SU 5065166A RU 2069264 C1 RU2069264 C1 RU 2069264C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- measuring
- volume
- liquid
- piston
- Prior art date
Links
Landscapes
- Measuring Volume Flow (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Оно может быть использовано для изменения жидкостей и газов и в других отраслях народного хозяйства. The invention relates to the oil and gas industry. It can be used to change liquids and gases in other sectors of the economy.
Известен способ измерения общих дебитов нефти и газа и устройство для измерения дебитов жидкостей и газовой нефтяных скважин [1] содержащее емкость, соединенную трубопроводами с клапанами с патрубками ввода газожидкостной смеси, вывода газа и жидкости, датчики уровня, измерители массы, плотномер, управляемые клапаны, входы и выходы из которых соединены с входами и выходами вычислительного устройства. A known method of measuring the total flow rates of oil and gas and a device for measuring the flow rates of liquids and gas oil wells [1] comprising a container connected by pipelines to valves with nozzles for entering a gas-liquid mixture, outlet of gas and liquid, level sensors, mass meters, densitometer, controlled valves, the inputs and outputs of which are connected to the inputs and outputs of the computing device.
Недостатками известного способа и устройства являются:
невозможность непрерывного измерения дебита и учета скважинной продукции и установления ее газового фактора в отдельных скважинах;
невозможность осуществления контроля за работой отдельных скважин;
невозможность изучения режима работы скважин;
недостаточная точность измерения суммарного дебита отдельных фаз скважинной продукции.The disadvantages of the known method and device are:
the impossibility of continuously measuring the flow rate and accounting of borehole products and establishing its gas factor in individual wells;
the inability to control the operation of individual wells;
the inability to study the mode of operation of wells;
insufficient accuracy of measuring the total flow rate of individual phases of the well production.
Наиболее близким по технической сущности к заявляемому изобретению является устройство для измерения дебита нефтяных скважин, содержащее вертикальную цилиндрическую емкость с гидроциклоном, установленными внутри нее успокоительными решетками, датчики нижнего и верхнего уровней, впускные и выпускные жидкостные линии [2]
Недостатками известного способа и устройства для его осуществления являются:
невысокая точность измерений и учета как жидкости, так и газа;
ограниченность области применения;
работа при неустановившихся режимах;
невозможность установления характера изменения поднимаемой из скважины газожидкостной смеси по компонентному составу во времени;
невозможность определения газового фактора нефти в скважинах.The closest in technical essence to the claimed invention is a device for measuring the flow rate of oil wells, containing a vertical cylindrical tank with a hydrocyclone, soothing grids installed inside it, sensors of lower and upper levels, inlet and outlet liquid lines [2]
The disadvantages of the known method and device for its implementation are:
low accuracy of measurements and accounting of both liquid and gas;
limited scope;
work under transient modes;
the impossibility of establishing the nature of the change in the gas-liquid mixture lifted from the well by the component composition over time;
the impossibility of determining the gas factor of oil in wells.
Цель изобретения состоит в расширении функциональных возможностей. The purpose of the invention is to expand the functionality.
Поставленная цель достигается тем, что в способе измерения дебита нефтяных скважин, заключающемся в разделении скважинной продукции на жидкую и газовую фазы и измерение количества жидкой (водонефтяной) фазы и газовой фазы отдельными порциями, измерение давления очередной порции жидкой фазы и давления и температуры очередной порции газа, измерение объема измерительной установки, подсчет количеств порции жидкой и газовой фаз и вычисление объема и массы как водонефтяной смеси, так и воды и нефти отдельно, а также количества газовой фазы в объемном и массовом выражении, согласно предлагаемому способу измерение объема и массы водонефтяной смеси, воды и нефти осуществляют непрерывно по каждой скважине отдельно с помощью индивидуальной измерительной установки и по всем скважинам суммарно за заданные периоды времени, измерение объема и массы газовой фазы осуществляют непрерывно или за заданные периоды времени всех скважин, подключенных к измерительной установке по измеренным объему и массе газовой фазы по отдельным скважинам определяют газовый фактор и давление, температуру очередных порций газа и жидкой фазы измеряют непрерывно при достижении заданного объема измерительной установки и осуществляют одновременно заполнение его новыми порциями жидкой фазы и газа и вытеснение их предыдущих порций подаваемых попеременно с противоположных сторон измерительной установки. This goal is achieved by the fact that in the method of measuring the flow rate of oil wells, which consists in dividing the borehole products into liquid and gas phases and measuring the amount of liquid (oil-water) phase and gas phase in separate portions, measuring the pressure of the next portion of the liquid phase and the pressure and temperature of the next portion of gas measuring the volume of the measuring installation, counting the quantities of a portion of the liquid and gas phases and calculating the volume and mass of both the oil-water mixture, and water and oil separately, as well as the amount of the gas phase in volumetric and mass expression, according to the proposed method, the measurement of the volume and mass of the oil-water mixture, water and oil is carried out continuously for each well separately using an individual measuring unit and for all wells in total for specified periods of time, the measurement of volume and mass of the gas phase is carried out continuously or for specified the time periods of all wells connected to the measuring unit according to the measured volume and mass of the gas phase for individual wells determine the gas factor and pressure, temperature The next portions of gas and liquid phase are measured continuously upon reaching a predetermined volume of the measuring unit, and at the same time they are filled with new portions of the liquid phase and gas and their previous portions are fed alternately from opposite sides of the measuring unit.
Поставленная цель достигается и тем, что устройство для измерения дебита нефтяных скважин, содержащее измеритель дебита, блок контроля и управления и узел измерения газа, включающий цилиндрический участок, датчика давления и температуры, впускные и выпускные линии, которые вместе с впускными и выпускными линиями измерителя дебита скважины соединены посредством соединительных трубопроводов с выходными трубопроводами согласно предлагаемому устройству снабжено дополнительными измерителями дебитов по количеству эксплуатируемых скважин, причем каждый из измерителей дебита выполнен из газосепарационной головки, вертикального цилиндpического трубопоршневого измерителя, состоящего из цилиндpического измерительного отсека с размещенным в нем разделительным поршнем, верхнего и нижнего детекторов положения поршня, верхнего и нижнего датчиков давления и впускных и выпускных линий, а узел измерения газа снабжен разделительным поршнем, размещенным внутри измерительного участка, двумя дефекторами крайних положений поршня и байпасной газовой линией, подсоединенной к выкидному трубопроводу, причем в газосепарационной головке установлены поплавковый регулятор уровня жидкости и газоотсекатель, а в каждом соединительном трубопроводе установлен трехходовый кран, подключенный к выходу блока управления и контроля, к входам которого подключены верхний и нижний датчики давления и детекторы верхнего и нижнего положения разделительных поршней измерителей дебитов, а также детекторы крайних положений разделительного поршня и датчики давления и температуры узла измерения газа. This goal is achieved by the fact that the device for measuring the flow rate of oil wells, containing a flow meter, a control unit and a gas measuring unit, including a cylindrical section, a pressure and temperature sensor, inlet and outlet lines, which together with the inlet and outlet lines of a flow meter the wells are connected via connecting pipelines to the outlet pipelines according to the proposed device is equipped with additional flow meters for the number of wells operated in, each of the flow rate meters made of a gas separation head, a vertical cylindrical tube-piston meter, consisting of a cylindrical measuring compartment with a separating piston located in it, upper and lower piston position detectors, upper and lower pressure sensors and intake and exhaust lines, and a measurement unit the gas is equipped with a separation piston located inside the measuring section, two deflectors of the extreme positions of the piston and a bypass gas line connected to the bar one pipeline, moreover, a liquid level float regulator and a gas cutter are installed in the gas separation head, and a three-way valve is installed in each connecting pipeline connected to the output of the control and monitoring unit, the upper and lower pressure sensors and the detectors of the upper and lower positions of the separating pistons of the meters are connected to its inputs flow rates, as well as extreme position detectors of the separation piston and pressure and temperature sensors of the gas measuring unit.
Сопоставительный анализ заявляемых решений с прототипом показывает, что заявляемый способ отличается непрерывным измерением дебитов жидкости и газа, непрерывным определением количества добываемой нефти, газа и воды в любое заданное время по каждой скважине и по всем скважинам, подключенным к групповой установке как в объемном, так и массовом выражениях, которые позволяют установить характеры изменения режимов подъема и подачи газожидкостной смеси, а в ней нефти, газа, воды в измерительные устройства. A comparative analysis of the proposed solutions with the prototype shows that the claimed method is characterized by continuous measurement of liquid and gas flow rates, continuous determination of the amount of oil, gas and water produced at any given time for each well and for all wells connected to a group installation both in volumetric and mass expressions that allow you to establish the nature of the change in the modes of lifting and supplying a gas-liquid mixture, and in it oil, gas, water to the measuring device.
Принципиальное отличие заявляемых решений заключается в том, что непрерывное измерение проходящих через устройство жидкости и газа отдельно производят пластовой энергией или скважинного оборудования, передаваемыми самой скважинной продукцией в разделительный поршень устройства и попеременным порционным заполнением и вытеснением как жидкости, так и газа с противоположных сторон за счет возвратно-поступательного движения поршня, осуществляемого попеременным переключением и изменением направления поступающей жидкости или газа, и измерением гидростатического давления и температуры очередной порции жидкой фазы, измерением давления и температуры очередной порции газа в отдельных трубных измерительных емкостях с заданным габаритными размерами: высотой и диаметром, определяемыми исходя из необходимой величины точности измерений. The principal difference of the claimed solutions lies in the fact that the continuous measurement of the liquid and gas passing through the device is separately performed by reservoir energy or downhole equipment, transmitted by the well products themselves to the separation piston of the device and alternately filling and displacing both liquid and gas from opposite sides due to reciprocating movement of the piston by alternately switching and changing the direction of the incoming liquid or gas, and and Merenii hydrostatic pressure and temperature of another portion of the liquid phase, monitoring the pressure and temperature of the next portion of gas in the measurement pipe separate containers a predetermined dimensions: diameter and height determined based on the required value of the measurement accuracy.
Отличается и тем, что до раздельного измерения жидкости и газа в отдельных трубных измерителях осуществляют сепарацию газа от жидкости в отдельной трубной головке, в котором для предотвращения возможных порывов газа в измеритель жидкости, или наоборот жидкости в измеритель газа установлены регулятор уровня, каплеуловитель и газоперепускной клапан. It also differs in that prior to separate measurement of liquid and gas in separate tube meters, gas is separated from the liquid in a separate tube head, in which a level controller, a droplet eliminator and a gas transfer valve are installed in the gas meter to prevent possible gas breaks in the liquid meter, or vice versa .
Сравнение заявляемых технических решений с прототипом позволило установить соответствие их критерию "новизна". При изучении других известных технических решений в данной области техники признаки, отличающие заявляемые изобретения от прототипа, не были выявлены и поэтому они обеспечивают заявляемому техническому решению соответствие критерию "существенные отличия". Comparison of the claimed technical solutions with the prototype made it possible to establish compliance with their criterion of "novelty." In the study of other well-known technical solutions in this technical field, the signs that distinguish the claimed invention from the prototype were not identified and therefore they provide the claimed technical solution with the criterion of "significant differences".
На чертеже представлена схема устройства для измерения дебита нефтяных скважин. The drawing shows a diagram of a device for measuring the flow rate of oil wells.
Устройство для осуществления способа измерения дебита нефтяных скважин состоит из вертикальных индивидуальных измерителей дебитов скважин и узла измерения газа. Индивидуальные измерители дебитов скважин содержат газосепарационную головку 1 с поплавковым регулятором уровня жидкости 2, газоотсекатель 3, цилиндрический трубопоршневой измеритель 4, состоящий из цилиндрического измерительного отсека 5 с размещенным в нем разделительным поршнем 6, верхнего и нижнего детекторов поршня 7 и 8, датчиков давления 9 впускных линий 10 и 11, выпускных линий 12 и 13, соединительных трубопроводов 14 с установленными на них трехходовыми кранами 15 и 16. A device for implementing a method for measuring the flow rate of oil wells consists of vertical individual meters for flow rates of wells and a node for measuring gas. Individual well flow meters include a gas separation head 1 with a float level control 2, a gas cutter 3, a cylindrical tube piston meter 4, consisting of a cylindrical measuring compartment 5 with a separating piston 6 placed therein, upper and lower piston detectors 7 and 8, pressure sensors 9 inlet lines 10 and 11, exhaust lines 12 and 13, connecting pipelines 14 with three-way valves 15 and 16 installed on them.
Узел измерения газа (газового фактора) скважин состоит из трубопоршневого измерителя газа с впускными линиями 17, 18 и выпускными линиями 19, 20, также включающего в себя цилиндрический измерительный участок 21 с размещенным в нем разделительным поршнем 22, детектора поршня 23 и 24, датчик давления 25, датчик температуры 26 и соединительные трубопроводы 27 с установленными на них трехходовыми кранами 28 и 29. The gas measurement unit (gas factor) of the wells consists of a piston gas meter with inlet lines 17, 18 and outlet lines 19, 20, which also includes a cylindrical measuring section 21 with a separating piston 22 located therein, a piston detector 23 and 24, a pressure sensor 25, a temperature sensor 26 and connecting piping 27 with three-way valves 28 and 29 mounted thereon.
Соединительные трубопроводы для жидкости 14, для газа 27 и байпасная газовая линия 30 подсоединены к выкидному трубопроводу 31. The connecting pipelines for the liquid 14, for gas 27 and the bypass gas line 30 are connected to the flow line 31.
Способ осуществляют следующим образом. Газожидкостную смесь из отдельной скважины подают в газосепарационную головку 1, где она разделяется на жидкую и газовую фазы. Отделившуюся жидкость подают в цилиндрический поршневой измеритель 4 через одну из выпускаемых линий (например через линию 10). Поступающая жидкость принуждает перемещаться разделительный поршень 6 на противоположный конец цилиндрического измерительного отсека 5, вниз одновременно вытесняя ранее находящуюся там жидкость в выкидной трубопровод 31 через выпускаемую линию 13. The method is as follows. The gas-liquid mixture from a separate well is fed into the gas separation head 1, where it is divided into liquid and gas phases. The separated liquid is fed into the cylindrical piston meter 4 through one of the produced lines (for example, through line 10). The incoming liquid forces the separation piston 6 to move to the opposite end of the cylindrical measuring compartment 5, while simultaneously displacing the liquid previously therein into the flow line 31 through the outlet line 13.
В момент заполнения измерительного отсека 5 определяют величину гидростатистического давления жидкости, и изменив направление потока, начинают подавать его в измерительный отсек 5 через впускаемую линию 11. Разделительный поршень 6 при этом вытесняет предыдущую порцию жидкости в выкидной трубопровод 31 и так далее. At the moment of filling the measuring compartment 5, the hydrostatistical pressure of the liquid is determined, and changing the direction of flow, they begin to feed it into the measuring compartment 5 through the inlet line 11. The separating piston 6 thereby displaces the previous portion of the liquid into the flow line 31 and so on.
Объем жидкой фазы скважинной продукции определяют следующим образом:
Vж Viж•nж
где Viж объем жидкости одной порции (за 1 ход поршня)
nж количество порции (ходов поpшня)
Viж hотс•fотс;
где hотс высота цилиндpического измерительного отсека;
fотс площадь поперечного сечения измерительного отсека
Плотность жидкости
где ΔP разность показаний верхнего и нижнего датчиков давлений (т.е. величина гидростатистического давления жидкости в измерительном отсеке).The volume of the liquid phase of the well production is determined as follows:
V w V izh • n w
where V izh the liquid volume of one portion (for 1 stroke of the piston)
n x number of servings (piston moves)
A mean value V h • f UTS UTS;
where h is the height of OTC Barrel measuring chamber;
f cc Cross-sectional area of the measuring compartment
Fluid density
where ΔP is the difference between the readings of the upper and lower pressure sensors (i.e., the value of the hydrostatistical pressure of the liquid in the measuring compartment).
После этого определяют компонентный состав жидкой фазы скважинной продукции
где Vн объем нефти
ρн плотность нефти, которая является постоянной для конкретного месторождения и определяется заблаговременно.After that, determine the component composition of the liquid phase of the borehole production
where V n the volume of oil
ρ n the density of oil, which is constant for a particular field and is determined in advance.
Далее определяют массы нефти и воды
Отделившийся газ из газосепарационной головки 1 под давлением, превышающим давление в выкидном трубопроводе 30 подают в узел измерения газа через одно из выпускаемых линий (например, через линию 18). При этом разделительный поршень 22, перемещаясь, вытесняет имеющийся в рабочей полости узла газ через одну из выпускаемых линий (через линию 19). В момент достижения крайнего положения поршня 22 измеряют давление и температуры газа и, изменив направление потока газа на противоположенное, начинают заполнять рабочую полость узла газом с другой стороны (через выпускаемую линию 17), вытесняя предыдущую порцию газа в выкидной трубопровод 30 через выпускаемую линию 20, и так далее.Next, determine the mass of oil and water
The separated gas from the gas separation head 1 at a pressure higher than the pressure in the flow line 30 is supplied to the gas measuring unit through one of the produced lines (for example, through line 18). In this case, the separation piston 22, moving, displaces the gas available in the working cavity of the assembly through one of the produced lines (through line 19). At the moment of reaching the extreme position of the piston 22, the pressure and temperature of the gas are measured and, changing the direction of the gas flow in the opposite direction, they begin to fill the working cavity of the assembly with gas from the other side (through the discharge line 17), forcing the previous portion of gas into the flow line 30 through the discharge line 20, etc.
1 Объем газа
Vг Viг•nг;
где Viг объем газа одной порции (за один ход поршня)
hг количество порций (ходов разделительного поршня)
Масса газа
Mг=ρг•Vг=P•F;
где Р давление газа;
F площадь поперечного сечения рабочей полости измерительной емкости газа
V объем рабочей емкости измерительной емкости отсюда
При необходимости предлагаемый способ позволяет измерять также общий дебит группы скважин, а также газовые факторы отдельных скважин (объем или масса газа, соответствующие объему или массе жидкой фазы скважинной продукции), для чего начало измерения газа совмещают с началом измерения жидкой фазы скважинной продукции.1 Volume of gas
V g V ig • n g ;
where V ig the gas volume of one portion (in one stroke of the piston)
h g number of servings (separator piston strokes)
Mass of gas
M g = ρ g • V g = P • F;
where P is the gas pressure;
F the cross-sectional area of the working cavity of the measuring capacity of the gas
V is the volume of the working capacity of the measuring capacity from here
If necessary, the proposed method also allows you to measure the total flow rate of a group of wells, as well as the gas factors of individual wells (volume or mass of gas corresponding to the volume or mass of the liquid phase of the well production), for which the start of gas measurement is combined with the start of the measurement of the liquid phase of the well production.
Устройство для осуществления способа измерения дебита нефтяных скважин работает следующим образом. A device for implementing the method of measuring the flow rate of oil wells works as follows.
Скважинная продукция (газожидкостная смесь) из отдельной скважины поступает в газосепарационную головку 1, где она разделяется на жидкую и газовую фазы, откуда отделившаяся жидкость поступает в цилиндрическую измерительную емкость 4. Уровень жидкости в газосепараторе поддерживается при помощи поплавкового регулятора уровня 2, попадание которой (жидкости) из газосепаратора в газовую линию предотвращается при помощи газоотсекателя 3. Жидкость в измерительную емкость 5 может поступать как с ее нижней, так и с верхней стороны. Когда жидкость при помощи трехходового крана 15 направляется в измерительную емкость с нижней стороны, она постепенно проталкивает разделительный поршень 6 с уровня нижнего детектора положения 8 до уровня верхнего детектора поршня 7, одновременно при этом вытеснил жидкость, находящуюся над ним через трехходовой кран 16 в выкидной нефтепровод 30. После достижения разделительным поршнем 6 уровня верхнего детектора 7 фиксируется значение величины гидростатистического давления заполнившей измерительный отсек 5 жидкости и дается сигнал на переключение трехходового клапана 15. При этом жидкость направляется в измерительный отсек 5 с верхней стороны и одновременно переключается трехходовой кран 16, направив вытесняемую жидкость через нижнюю выкидную линию 13. На основе показаний датчиков давления количества ходов разделительного поршня и известных геометрических размеров измерительного отсека вычисляют объем и массу жидкой фазы скважинной продукции, а также нефти и воды по отдельности. The downhole product (gas-liquid mixture) from a separate well enters the gas separation head 1, where it is separated into the liquid and gas phases, from which the separated liquid enters the cylindrical measuring vessel 4. The liquid level in the gas separator is maintained using a float level controller 2, the ingress of which (liquid ) from the gas separator to the gas line is prevented by means of a gas cutter 3. The liquid in the measuring tank 5 can come from both its lower and upper sides. When the liquid is sent to the measuring vessel from the bottom by means of a three-way valve 15, it gradually pushes the separation piston 6 from the level of the lower position detector 8 to the level of the upper piston detector 7, while at the same time it displaces the liquid above it through the three-way valve 16 into the flow line 30. After the dividing piston 6 reaches the level of the upper detector 7, the value of the hydrostatistical pressure value is filled in the liquid measuring compartment 5 and a signal is given switching on the three-way valve 15. In this case, the liquid is sent to the measuring compartment 5 from the upper side and at the same time the three-way valve 16 is switched, directing the displaced liquid through the lower flow line 13. Based on the readings of the pressure sensors of the number of strokes of the separation piston and the known geometric dimensions of the measuring compartment, the volume is calculated and the mass of the liquid phase of the well products, as well as oil and water separately.
Газ из газосепарационной головки 1 через соединительный трубопровод 27 и трехходовой клапан 28 под давлением, превышающим давление в выкидном трубопроводе 30, поступает в трубопоршневой измеритель газа через одну из впускаемых линий 17 или 18, передвигая разделительный поршень 22 и по ходу отжимая ранее измерительный объем газа в выкидной трубопровод 31, а при достижении поршня 22 детектора 23 (или 24) по его сигналу измеряют датчиком давления 25 величину давления газа, а датчиком температуры 26-температуру газа. Затем переключается трехходовой кран 28 для изменения направления потока газа через измеритель газа на противоположное, повторяя таким образом возвратно-поступательные движения разделительного поршня 22 непрерывно в течение заданного периода измерения газа в объемном или массовом выражении на основе показаний датчиков давления, температуры, количества ходов разделительного поршня и геометрических размеров трубопоршневого измерительного узла. Для определения объема (или массы) газа, соответствующего объему (или массе) жидкой фазы скважинной продукции) т.н. "газового фактора") момент включения газа на измерение совмещают с моментом переключения направления потока жидкой фазы (т.е. с началом измерения объем или массы жидкой фазы скважинной продукции). Gas from the gas separation head 1 through the connecting pipe 27 and the three-way valve 28 under a pressure higher than the pressure in the discharge pipe 30 enters the pipe-piston gas meter through one of the inlet lines 17 or 18, moving the separation piston 22 and in the course of squeezing the previously measured gas volume into flow line 31, and when the piston 22 of the detector 23 (or 24) is reached, the gas pressure is measured by the pressure sensor 25 by its signal 25, and the gas temperature is measured by the temperature sensor 26. Then, a three-way valve 28 is switched to reverse the direction of gas flow through the gas meter, thereby repeating the reciprocating movements of the separation piston 22 continuously for a given period of gas measurement in volume or mass terms based on the readings of pressure sensors, temperature, number of strokes of the separation piston and geometric dimensions of the piston-measuring unit. To determine the volume (or mass) of gas corresponding to the volume (or mass) of the liquid phase of the well production), the so-called “gas factor”), the moment the gas is turned on for measurement is combined with the moment the direction of flow of the liquid phase is switched (i.e., at the beginning of the measurement, the volume or mass of the liquid phase of the well production).
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| SU5065166 RU2069264C1 (en) | 1992-02-19 | 1992-02-19 | Method for measurement of well flow rate and device for its embodiment |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| SU5065166 RU2069264C1 (en) | 1992-02-19 | 1992-02-19 | Method for measurement of well flow rate and device for its embodiment |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2069264C1 true RU2069264C1 (en) | 1996-11-20 |
Family
ID=21614665
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| SU5065166 RU2069264C1 (en) | 1992-02-19 | 1992-02-19 | Method for measurement of well flow rate and device for its embodiment |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2069264C1 (en) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2513892C1 (en) * | 2012-09-10 | 2014-04-20 | Артур Маратович Галимов | Method for determination of residual gas content in fluid |
| RU2560737C1 (en) * | 2014-05-29 | 2015-08-20 | Рауф Рахимович Сафаров | Oil well gaging device |
| CN104929614A (en) * | 2015-05-07 | 2015-09-23 | 张睿怡 | Single-well crude oil meter and metering method for pumping unit |
| RU2565614C2 (en) * | 2014-02-14 | 2015-10-20 | Закрытое акционерное общество "ОЗНА-Измерительные системы" | Device to measure yield of oil and gas production well products |
-
1992
- 1992-02-19 RU SU5065166 patent/RU2069264C1/en active
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| 1. SU, авторское свидетельство, N 1553661, кл. E 21B 47/10, 1990. 2. SU, авторское свидетельство, N 1652521, кл. E 21B 47/00, 1991. * |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2513892C1 (en) * | 2012-09-10 | 2014-04-20 | Артур Маратович Галимов | Method for determination of residual gas content in fluid |
| RU2565614C2 (en) * | 2014-02-14 | 2015-10-20 | Закрытое акционерное общество "ОЗНА-Измерительные системы" | Device to measure yield of oil and gas production well products |
| RU2560737C1 (en) * | 2014-05-29 | 2015-08-20 | Рауф Рахимович Сафаров | Oil well gaging device |
| CN104929614A (en) * | 2015-05-07 | 2015-09-23 | 张睿怡 | Single-well crude oil meter and metering method for pumping unit |
| CN104929614B (en) * | 2015-05-07 | 2017-07-11 | 张睿怡 | Single-well crude oil meter and its metering method applied to oil pumper |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US7311001B2 (en) | Multiphase flow measurement apparatus and method | |
| RU2299322C1 (en) | Method for oil and gas-condensate well production measurement in air-tight oil collection systems | |
| CN105804720A (en) | Dual-body type oil-well three-phase automatic metering device | |
| CN205558891U (en) | Binary formula oil well three -phase automatic measurement ware | |
| CN103822672A (en) | Constant-volume tube piston type oil, gas and water three-phase flow meter on basis of gas and liquid pre-separation and measuring method | |
| RU2069264C1 (en) | Method for measurement of well flow rate and device for its embodiment | |
| CN109281319A (en) | A kind of automated intelligent grouting system and match paste-making method, cement slurry density mensuration | |
| RU76070U1 (en) | DEVICE FOR MEASURING OIL WELL PRODUCTS | |
| RU2541991C1 (en) | Method of measuring well flow rate of oil well products and device to this end | |
| RU2664530C1 (en) | Device and method for measuring the flow rate of oil wells | |
| RU2733954C1 (en) | Method of measuring production of oil well | |
| RU2691255C1 (en) | Device for measuring flow rate of oil wells | |
| RU2658699C1 (en) | Method of measuring the production of the oil well | |
| RU2401384C2 (en) | Method of measuring oil well products and device to this end | |
| RU2220282C1 (en) | Process measuring production rate of oil wells in systems of sealed gathering and gear for its implementation | |
| EP0065831A2 (en) | Method and apparatus for determining the viscosity of a sample fluid relative to that of a reference fluid | |
| RU2131027C1 (en) | Device for measuring production rate of oil wells | |
| RU2190096C2 (en) | Plant determining yield of well | |
| CN108952680B (en) | Petroleum produced fluid meter | |
| RU2057922C1 (en) | Set for measuring productivity of wells | |
| CN114876445A (en) | Experimental device and experimental method for simulating deformation of sucker rod | |
| RU2807959C1 (en) | Method for determining water cut in oil well production | |
| RU194085U1 (en) | Device for measuring the amount of oil, water and gas in the production of low-yield wells | |
| RU2246614C1 (en) | Method and device for measuring liquid flow in gas-liquid mixtures | |
| CN2405192Y (en) | Intelligent flowmeter |