RU2131027C1 - Device for measuring production rate of oil wells - Google Patents
Device for measuring production rate of oil wells Download PDFInfo
- Publication number
- RU2131027C1 RU2131027C1 RU97117736A RU97117736A RU2131027C1 RU 2131027 C1 RU2131027 C1 RU 2131027C1 RU 97117736 A RU97117736 A RU 97117736A RU 97117736 A RU97117736 A RU 97117736A RU 2131027 C1 RU2131027 C1 RU 2131027C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- measuring
- gas
- liquid
- calibrated
- line
- Prior art date
Links
Landscapes
- Measuring Volume Flow (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для измерения дебита нефтяных скважин. The invention relates to the oil industry and can be used to measure the flow rate of oil wells.
Известно устройство для измерения дебита нефтяных скважин (патент США N 4549432, кл. G 01 F 15/08, опублик. 1985), содержащее вертикальный цилиндрический сепаратор с гидроциклоном, установленные на разных уровнях два счетчика давления, газовую линию с клапаном, впускную и выпускную жидкостные линии и микропроцессор. A device for measuring the flow rate of oil wells (US patent N 4549432, class G 01 F 15/08, published. 1985), containing a vertical cylindrical separator with a hydrocyclone, two pressure meters installed at different levels, a gas line with a valve, an inlet and an outlet liquid lines and microprocessor.
Недостатком известного устройства является ненадежность его работы. A disadvantage of the known device is the unreliability of its operation.
Наиболее близким техническим решением к заявленному изобретению является устройство для измерения дебита нефтяных скважин (авторское свидетельство СССР N 1553661, кл. E 21 B 47/10), содержащее вертикальный цилиндрический сепаратор с гидроциклоном, снабженный успокоительными решетками, образующими полость измерения, внутри которых у боковой стенки сепаратора размещены датчики нижнего и верхнего уровней, установленные на разном уровне датчики давления, газовую линию с клапаном, объединенные в общий выходной коллектор, причем выпускная жидкостная линия выполнена в виде сифона, и микропроцессор. The closest technical solution to the claimed invention is a device for measuring the flow rate of oil wells (USSR author's certificate N 1553661, class E 21 B 47/10), containing a vertical cylindrical separator with a hydrocyclone, equipped with soothing grids forming a measurement cavity, inside of which the side the walls of the separator are placed lower and upper level sensors, pressure sensors installed at different levels, a gas line with a valve, combined into a common outlet manifold, and the outlet liquid The th line is made in the form of a siphon, and a microprocessor.
Технология измерения известного устройства основана на предложении, что измерительная полость будет постоянно периодически заполняться и опорожняться. Однако при измерении соотношения скоростей притока и оттока жидкость не успевает уходить из сепаратора, происходит нарушение технологического цикла измерения, что позволяет с достаточной точностью и надежностью обеспечить изменение всего объема поступающей из скважины жидкости. The measurement technology of the known device is based on the proposal that the measurement cavity will be constantly periodically filled and emptied. However, when measuring the ratio of the rates of inflow and outflow, the fluid does not have time to leave the separator, a violation of the measurement technological cycle occurs, which allows with sufficient accuracy and reliability to ensure a change in the entire volume of fluid coming from the well.
Если даже измерения происходят, т.е. при измерении дебита нефтяных скважин при определенных условиях измерительная полость будет периодически заполняться и опорожняться, то по этим измерениям нельзя произвести полный анализ поступающей жидкости из скважины и проходящей через устройство для измерения дебита нефтяных скважин, так как часть жидкости приходит и сразу уходит, не проходя стадию измерения, т.е. без определения компонентного состава (определения количества в жидкости нефти и воды), т.е. такие измерения дадут не полную по достоверности информацию, так как жидкость по пути из скважин в трубопроводах, в системах сбора, может сразу расслоиться на нефть, воду и в какие-то моменты времени на устройство для измерения дебита нефтяных скважин будет поступать жидкость с одной и той же скважины с различным содержанием нефти и воды. Even if measurements take place, i.e. when measuring the flow rate of oil wells under certain conditions, the measuring cavity will be periodically filled and emptied, then these measurements cannot be used to fully analyze the incoming fluid from the well and passing through the device for measuring the flow rate of oil wells, since part of the fluid arrives and immediately leaves without passing the stage measurements, i.e. without determining the component composition (determining the amount of oil and water in a liquid), i.e. such measurements will not provide reliable information, since the liquid along the way from the wells in the pipelines, in the collection systems, can immediately stratify into oil, water, and at some points in time, fluid from one and the same well with different oil and water content.
Предлагаемое изобретение решает задачу расширения диапазона измерения дебита жидкости, повышение точности и надежности измерения. The present invention solves the problem of expanding the range of measurement of fluid flow rate, improving the accuracy and reliability of measurement.
Сущность изобретения заключается в том, что в известном устройстве для измерения дебита нефтяных скважин, содержащем гидроциклонный сепаратор, сепарационную и измерительную полость, датчики температуры, давления, нижнего, верхнего уровней, газовую линию, впускную и выпускную жидкостные линии, объединенные в выходной общий коллектор, и микропроцессор, согласно изобретению на газовой линии между сепарационной полостью, выполненный в виде емкости, и измерительной полостью, выполненной в виде измерительной калиброванной емкости, и перед выходным общим коллектором установлены регуляторы расхода газа, а на жидкостной линии между сепарационной и измерительной калиброванной емкостями установлены отсекающий и трехходовой клапаны, кроме того, измерительная калиброванная емкость снабжена промежуточным датчиком уровня, расположенным выше сливного патрубка, и измерителем уровня жидкости, выдающим результаты измерения в микропроцессор. The essence of the invention lies in the fact that in a known device for measuring the flow rate of oil wells, containing a hydrocyclone separator, a separation and measuring cavity, temperature, pressure, lower, upper level sensors, a gas line, an inlet and outlet liquid line, combined into an output common collector, and a microprocessor according to the invention on a gas line between the separation cavity, made in the form of a tank, and a measuring cavity made in the form of a calibrated measuring tank, and before An output common collector has gas flow controllers installed, and a shut-off and three-way valves are installed on the liquid line between the separation and measuring calibrated tanks; in addition, the calibrated measuring tank is equipped with an intermediate level sensor located above the drain pipe and a liquid level meter that outputs the measurement results to the microprocessor .
На чертеже представлен общий вид устройства для измерения дебита нефтяных скважин. The drawing shows a General view of a device for measuring the flow rate of oil wells.
Устройство содержит входной патрубок 1 газожидкостной смеси, гидроциклонный сепаратор 2, сепарационную емкость 3, измерительную калиброванную емкость 4, выходную газовую линию 5, жидкостную линию 6 между сепарационной и измерительной калиброванной емкостями, трехходовой клапан 7, выходной общий коллектор 8, регулятор расхода по газу 9, датчик верхнего уровня 11, датчик давления 12, датчик температуры 13, гидрораспределитель 14 на управление трехходовом краном 7, гидропривод 15, микропроцессор 16, расходомер по газу 17, датчик температуры 18 на газовой линии, датчик уровня 19 (промежуточный), регулятор расхода по газу, работающий в режиме регулятора перепада давления 20, клапан отсекающий 21, измеритель уровня жидкости 22 в измерительной емкости 4, гидрораспределитель 23 для управления отсекающим клапаном 21. The device comprises an inlet pipe 1 of a gas-liquid mixture, a hydrocyclone separator 2, a separation tank 3, a calibrated measuring tank 4, an output gas line 5, a liquid line 6 between the separation and measuring calibrated tanks, a three-way valve 7, an output common manifold 8, a gas flow regulator 9 , top level sensor 11, pressure sensor 12, temperature sensor 13, valve 14 for controlling a three-way valve 7, hydraulic actuator 15, microprocessor 16, gas flow meter 17, temperature sensor 18 for gas line level sensor 19 (intermediate), gas flow regulator operating in the differential mode, the pressure regulator 20, shut-off valve 21, the liquid level meter 22 in the measuring vessel 4, control valve 23 for controlling the shut-off valve 21.
Устройство работает следующим образом. The device operates as follows.
Газожидкостная смесь из нефтяной скважины через входной патрубок 1 и гидроциклонный сепаратор 2 поступает в сепарационную емкость 3, где происходит отделение газа от жидкости под действием центробежных сил. The gas-liquid mixture from the oil well through the inlet pipe 1 and the hydrocyclone separator 2 enters the separation tank 3, where gas is separated from the liquid by centrifugal forces.
Выделившийся газ через выходной патрубок 24, регулятор расхода по газу 20, расходомер по газу 17, регулятор расхода по газу 9 попадает в выходной общий коллектор 8. The gas released through the outlet pipe 24, the gas flow regulator 20, the gas flow meter 17, the gas flow regulator 9 enters the output common collector 8.
Жидкость в сепарационной емкости 3 по жидкостной линии 6 через трехходовый клапан 7, отсекающий клапан 21 и сливоналивной патрубок 25 поступает в измерительную калиброванную емкость 4. The liquid in the separation tank 3 through the liquid line 6 through the three-way valve 7, the shut-off valve 21 and the discharge pipe 25 enters the measuring calibrated tank 4.
При достижении емкостью уровня нижнего датчика 10, о чем дает сигнал датчик гидростатического давления 10, начинается контроль за наполнением калиброванной емкости 4, при достижении уровня сливоналивного патрубка 25, о чем дается сигнал датчиком гидростатического давления 10, начинается (в зависимости от выбранного алгоритма измерения) отсчет времени микропроцессором 16 наполнение калиброванной емкости 4. When the tank reaches the level of the lower sensor 10, as indicated by the hydrostatic pressure sensor 10, control over the filling of the calibrated tank 4 begins, when the level of the discharge port 25 is reached, which is indicated by the hydrostatic pressure sensor 10, it starts (depending on the selected measurement algorithm) countdown microprocessor 16 filling calibrated capacity 4.
По достижении жидкостью датчика верхнего уровня 11 подается сигнал на микропроцессор 16, отсчет времени прекращается и одновременно фиксируется величина перепада давления, возникающего от высоты столба жидкости между датчиками 10 и 11. When the liquid reaches the upper level sensor 11, a signal is sent to the microprocessor 16, the countdown stops and at the same time the pressure drop arising from the height of the liquid column between the sensors 10 and 11 is fixed.
По команде микропроцессора на опорожнение трехходовый клапан 7 переключается в положение слива. At the command of the microprocessor to empty the three-way valve 7 switches to the drain position.
Слив жидкости происходит под действием перепада давления газа, который обеспечивается регулятором расхода по газу 9, установленным на выходной газовой линии 5 перед выходным общим коллектором 8. The liquid is discharged under the influence of a gas pressure drop, which is provided by a gas flow regulator 9 installed on the gas outlet line 5 in front of the output common collector 8.
Регулятор расхода по газу 9 работает в двух фиксированных положениях. С достижением перепада давления газа между сепарационной емкостью 3 и выходным общим коллектором 8, равного перепаду давления открытия, клапан перепада давления 9 открывается и фиксируется в открытом положении, газ начинает проходить через расходомер 17 в выходной общий коллектор 8, при этом перепад давления газа начинает падать. The gas flow regulator 9 operates in two fixed positions. With the achievement of the differential pressure of gas between the separation tank 3 and the output common collector 8, equal to the differential pressure of the opening, the differential pressure valve 9 is opened and fixed in the open position, the gas begins to pass through the flow meter 17 into the output common manifold 8, while the differential pressure of the gas begins to fall .
С достижением перепада давления между сепарационной емкостью 3 и выходным общим коллектором 8 величины, равной величине закрытия регулятор расхода по газу 9 перекрывает выход газа из выходной газовой линии 5 в выходной общий коллектор 8, накапливающийся в сепарационной емкости 3 газ поступает в измерительную калиброванную емкость 4 и вытесняет жидкость в процессе слива. With the achievement of the pressure drop between the separation tank 3 and the output common collector 8 of a value equal to the closing value, the gas flow regulator 9 closes the gas outlet from the output gas line 5 to the output common collector 8, the gas accumulating in the separation tank 3 enters the calibrated measuring tank 4 and displaces the liquid during the discharge.
Такая работа регулятора расхода по газу 9 обеспечивает работу расходомера по газу 17 в верхнем пределе измерения расхода, т.е. обеспечивает его работу с минимальной погрешностью. This operation of the gas flow regulator 9 ensures the operation of the gas flow meter 17 in the upper limit of the flow measurement, i.e. provides its work with a minimum error.
При этом микропроцессор 16 фиксирует скорость снижения уровня жидкости в измерительной калиброванной емкости 4 от датчика верхнего уровня 11 до датчика нижнего уровня 10, температуру и избыточное давление. In this case, the microprocessor 16 captures the rate of decrease in liquid level in the measuring calibrated tank 4 from the upper level sensor 11 to the lower level sensor 10, temperature and overpressure.
По достижении жидкостью датчика нижнего уровня 10 по команде микропроцессора 16 трехходовый клапан 7 переключается в исходное положение. When the liquid reaches the lower level sensor 10, at the command of the microprocessor 16, the three-way valve 7 switches to its original position.
И вновь начинается поступление жидкости из сепарационной емкости 3 в измерительную калиброванную емкость 4, процесс повторяется. And again, the flow of liquid from the separation tank 3 into the calibrated measuring tank 4 begins, the process is repeated.
При недостаточном поступлении газа с жидкостью, особенно при измерении дебита нефтяных скважин с малым газовым фактором, поступающая жидкость не успевает уходить из измерительной калиброванной емкости 4, так как происходит стравливания перепада давления через измерительную калиброванную емкость 4, сливоналивной патрубок 25, отсекающий клапан 21, трехходовый клапан 7 в выходной общий коллектор 8. If there is insufficient gas supply with the liquid, especially when measuring the flow rate of oil wells with a small gas factor, the incoming liquid does not have time to leave the measuring calibrated tank 4, since the differential pressure is vented through the calibrated measuring tank 4, a filling port 25, a shut-off valve 21, a three-way valve 7 to the output common collector 8.
Установка промежуточного датчика уровня 19 между сливным патрубком датчика верхнего уровня 11 позволяет сохранить перепад давления, необходимый для слива жидкости из измерительной калиброванной емкости 4, т.е. позволяет предотвратить сброс газа, путем посылки команды микропроцессором 16, по получению сигнала от датчика уровня 19 о достижении уровня жидкости при сливе, на переключение трехходового клапана 7 в положение налив жидкости в измерительную калиброванную емкость, и обеспечить постоянное периодическое заполнение и опорожнение измерительной калиброванной емкости 4, что, в свою очередь, в целом обеспечивает технологический процесс измерения дебита. The installation of an intermediate level sensor 19 between the drain pipe of the upper level sensor 11 allows you to save the pressure drop necessary to drain the liquid from the calibrated measuring tank 4, i.e. allows to prevent gas discharge, by sending a command by microprocessor 16, upon receipt of a signal from the level sensor 19 to reach the liquid level during discharge, to switch the three-way valve 7 to the position of liquid filling in the calibrated measuring tank, and to ensure constant periodic filling and emptying of the calibrated measuring tank 4 , which, in turn, as a whole provides the technological process of measuring the flow rate.
Для снятия влияния переходных гидравлических процессов на точность измерения уровня жидкости на сливоналивном патрубке между трехходовым патрубком 7 и измерительной калиброванной емкостью 4 установлен отсекающий клапан 21 с гидроприводом, связанный с микропроцессором 16, который перед началом измерения перекрывает поток жидкости, которая через трехходовой клапан 7 поступает в измерительную калиброванную емкость 4. После измерения отсекающий клапан 21 открывается, наполнение вновь продолжается. По достижении уровня жидкости датчика верхнего уровня 11 отсекающий клапан 21 закрывается, производится измерение, затем происходит переключение трехходового клапана 7, открывается отсекающий клапан 21, начинается процесс слива, при достижении определенного уровня при сливе происходит закрытие отсекающего клапана 21, снова производится измерение уровня микропроцессором 16, связанным с измерителем уровня 22, и определяется объем вытесненной жидкости, а по датчику перепада давления (гидростатического давления) 10 определяется масса вытесненной жидкости. To remove the effect of transient hydraulic processes on the accuracy of measuring the liquid level, a shut-off valve 21 with a hydraulic actuator is connected between the three-way pipe 7 and the calibrated measuring tank 4, connected to the microprocessor 16, which, before starting the measurement, blocks the fluid flow through the three-way valve 7 into measuring calibrated tank 4. After measurement, the shut-off valve 21 opens, filling continues again. Upon reaching the liquid level of the upper level sensor 11, the shut-off valve 21 is closed, measurement is made, then the three-way valve 7 is switched on, the shut-off valve 21 is opened, the draining process begins, when a certain level is reached when draining, the shut-off valve 21 is closed, the level is measured again by microprocessor 16 associated with the level meter 22, and the volume of the displaced liquid is determined, and the mass of the displaced is determined by the differential pressure sensor (hydrostatic pressure) 10 oh fluid.
Регулятор расхода газа, работающий в режиме перепада давления 20, дополнительно установленный на газовой линии между сепарационной 3 и измерительной калиброванной 4 емкостями обеспечивает под действием перепада давления быстрое заполнение жидкостью измерительной калиброванной емкости 4, а уменьшением времени заполнение увеличивается верхний предел измерения. Работа регулятора расхода по газу в режиме регулятора перепада давления обеспечивается простым снятием фиксирующих элементов, удерживающий клапан регулятора расхода в одном из двух положений (в открытом или закрытом). The gas flow regulator operating in the differential pressure mode 20, additionally installed on the gas line between the separation 3 and the calibrated 4 measuring tanks, provides under the action of the pressure differential a quick filling of the calibrated measuring tank 4 with liquid, and the upper measurement limit increases with decreasing the filling time. The operation of the gas flow regulator in the differential pressure regulator mode is provided by simple removal of the locking elements, which holds the valve of the flow regulator in one of two positions (open or closed).
Масса порции жидкости, прошедшей через устройство измерения дебита нефтяных скважин, определяется следующим образом:
M = V1 • p1 - V2 • p2
где M - масса слитой порции жидкости, прошедшей через калиброванную полость измерительной калиброванной емкости 4;
V1 - объем жидкости, залитой до уровня H1 в измерительную калиброванную емкость, и определяемый по показаниям измерителя уровня микропроцессором из калибровочной таблицы, составленной при калибровке емкости и определяющей зависимость объема жидкости, находящейся в измерительной калиброванной емкости, от величины ее уровня H1 в измерительной калиброванной емкости;
p1 - плотность порции жидкости объема V1 при ее высоте H1 в измерительной калиброванной емкости 4;
V2 - объем оставшейся после слива жидкости, определяемый микропроцессором по произведенному измерению измерителем уровня 22 H2, оставшегося после слива жидкости уровня, и соответствующий этому уровню объем из калибровочной таблицы;
p2 - плотность порции жидкости объема V2 при ее высоте H2 в измерительной калиброванной емкости 4.The mass of a portion of the fluid passing through the device for measuring the flow rate of oil wells is determined as follows:
M = V1 • p1 - V2 • p2
where M is the mass of the drained portion of the liquid passing through the calibrated cavity of the measuring calibrated tank 4;
V1 is the volume of liquid poured to the level H1 in the measuring calibrated capacity, and determined by the readings of the level meter by a microprocessor from the calibration table compiled during the calibration of the capacity and determining the dependence of the volume of liquid in the measuring calibrated capacity on the value of its level H1 in the measuring calibrated capacity ;
p1 is the density of a portion of a liquid of volume V1 at its height H1 in a calibrated measuring tank 4;
V2 is the volume of the liquid remaining after the discharge, determined by the microprocessor according to the measurement performed by the level meter 22 H2, the level remaining after the liquid discharge, and the volume corresponding to this level from the calibration table;
p2 is the density of a portion of a liquid of volume V2 at its height H2 in a calibrated measuring tank 4.
В свою очередь
где ΔP1 и ΔP2 - показания перепадомера 10 снятые микропроцессором при соответствующих им уровням жидкости H1 и H2;
g - ускорение свободного падения.In its turn
where ΔP1 and ΔP2 are the readings of the differential meter 10 taken by the microprocessor at the corresponding liquid levels H1 and H2;
g is the acceleration of gravity.
С учетом вышеизложенного масса слитой порции жидкости вычисляется микропроцессором по формуле
с учетом того, что вычисленная микропроцессором по показаниям приборов масса слитой жидкости представляется произведением объема слитой жидкости на ее плотность,
M = V•p;
определяется плотность объема слитой жидкости при определении объема слитой жидкости как
V = V1 - V2,
Затем вычисляется обводненность слитой порции жидкости по формуле
где W - обводненность нефти измеренной порции, %; pв - плотность пластовой воды по данной скважине в рабочих условиях; pн - плотность нефти в рабочих условиях по данной скважине определяемая лабораторным путем. Зная массу жидкости и ее обводненность, масса воды определяется
Mв = M•W;
масса нефти
Mн = M•(1 - W);
Количество газа определяется по расходомеру газа 17 с коррекцией по температуре и давлению через измерение этих параметров через датчики давления 12 и температуры 18.Based on the foregoing, the mass of the drained portion of the liquid is calculated by the microprocessor according to the formula
taking into account the fact that the mass of the drained liquid calculated by the microprocessor according to the readings of the devices is represented as the product of the volume of the drained liquid by its density,
M = V • p;
the density of the volume of the drained liquid is determined when determining the volume of the drained liquid as
V = V1 - V2,
Then, the water cut of the drained portion of the liquid is calculated by the formula
where W is the water cut of the measured portion,%; p in - the density of produced water for this well under operating conditions; p n - the density of oil in the working conditions for this well determined by laboratory tests. Knowing the mass of liquid and its water cut, the mass of water is determined
M in = M • W;
mass of oil
M n = M • (1 - W);
The amount of gas is determined by the gas flow meter 17 with correction for temperature and pressure through the measurement of these parameters through pressure sensors 12 and temperature 18.
Предлагаемое изобретение может быть использовано в нефтедобывающей промышленности, в системах группового сбора нефти и газа. The present invention can be used in the oil industry, in systems of group collection of oil and gas.
Использование изобретения для измерения дебита нефтяных скважин обеспечивает требуемую точность и надежность измерения, увеличивает верхний предел измерения. The use of the invention for measuring the flow rate of oil wells provides the required accuracy and reliability of the measurement, increases the upper limit of measurement.
Точность измерения по предлагаемому изобретению легко проверяется путем направления порции жидкости в момент слива на образцовые измерительные весы и сравнения результатов измерения веса порции жидкости на весах с измерением, полученным через микропроцессор. The accuracy of the measurement according to the invention is easily verified by sending a portion of the liquid at the time of discharge to an exemplary measuring balance and comparing the results of measuring the weight of a portion of liquid on the balance with a measurement obtained through a microprocessor.
Claims (3)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU97117736A RU2131027C1 (en) | 1997-10-20 | 1997-10-20 | Device for measuring production rate of oil wells |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU97117736A RU2131027C1 (en) | 1997-10-20 | 1997-10-20 | Device for measuring production rate of oil wells |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2131027C1 true RU2131027C1 (en) | 1999-05-27 |
Family
ID=20198412
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU97117736A RU2131027C1 (en) | 1997-10-20 | 1997-10-20 | Device for measuring production rate of oil wells |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2131027C1 (en) |
Cited By (22)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2157888C1 (en) * | 1999-02-22 | 2000-10-20 | Открытое акционерное общество "Акционерная компания ОЗНА" | Method of measurement of oil well production rate |
| RU2199662C2 (en) * | 2001-05-29 | 2003-02-27 | Сафаров Рауф Рахимович | Device measuring production rate of well |
| RU2208158C1 (en) * | 2001-10-22 | 2003-07-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь" | Plant for oil routine accounting |
| RU2213865C1 (en) * | 2002-02-06 | 2003-10-10 | Юсупов Хамза Зуфарович | Plant for well production measurement |
| RU2225507C1 (en) * | 2002-07-08 | 2004-03-10 | Александров Гелий Федорович | Device for measuring water percentage in oil in wells |
| RU2242618C1 (en) * | 2003-06-25 | 2004-12-20 | Санкт-Петербургский государственный горный институт им. Г.В. Плеханова (Технический университет) | Methane control device |
| RU2243376C1 (en) * | 2003-11-11 | 2004-12-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Лениногорский опытный завод нефтеавтоматики" | Device for measuring debit of oil well |
| RU2244122C1 (en) * | 2003-09-22 | 2005-01-10 | Закрытое акционерное общество "ДАЙМЕТ" | Method of measuring liquid flow in gas-liquid mixtures |
| RU2244825C1 (en) * | 2003-09-22 | 2005-01-20 | Закрытое акционерное общество "ДАЙМЕТ" | Method and device for measuring gas loss in gas-liquid mixtures |
| RU2263208C2 (en) * | 2003-11-21 | 2005-10-27 | Открытое акционерное общество "Акционерная компания ОЗНА" | Method for measuring well operation parameters and group unit for above method implementation |
| RU2273015C2 (en) * | 2003-10-08 | 2006-03-27 | Закрытое акционерное общество "ДАЙМЕТ" | Method for measuring concentration of water in water-oil-gas mixture |
| RU2273828C2 (en) * | 2004-06-01 | 2006-04-10 | Федеральное государственное унитарное предприятие "Центральный аэрогидродинамический институт им. проф. Н.Е. Жуковского" (ФГУП "ЦАГИ") | Method and device for measuring mass flow of gas-liquid mixture |
| RU2288360C1 (en) * | 2005-05-24 | 2006-11-27 | Общество Ограниченной Ответственности Лениногорский опытный завод нефтеавтоматики | Measuring unit of plant for determining debit of oil well |
| RU2321745C1 (en) * | 2006-06-23 | 2008-04-10 | Открытое Акционерное Общество "Интротест-Комплексные системы" | Method and device to measure well production rate |
| RU2333354C2 (en) * | 2006-06-26 | 2008-09-10 | Открытое акционерное общество "Нефтемаш" | "emulated settling" method of determination of density of liquid in products of oil wells |
| RU2383868C2 (en) * | 2008-02-19 | 2010-03-10 | ООО "Уралнефтегазспецмонтаж" | Method and device for measurement of gas-liquid mixture and its components flow rate |
| RU2401384C2 (en) * | 2007-05-16 | 2010-10-10 | Дробах Виктор Терентьевич | Method of measuring oil well products and device to this end |
| CN103867185A (en) * | 2014-04-09 | 2014-06-18 | 习小铁 | Gas and liquid two-phase-element flow meter special for pumping unit |
| RU2552563C1 (en) * | 2014-04-01 | 2015-06-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ТАТИНТЕК" (ООО "ТАТИНТЕК") | Portable metering station of extracted well liquid |
| RU2593672C1 (en) * | 2015-06-04 | 2016-08-10 | Рауф Рахимович Сафаров | Device for measuring flow rate of oil wells |
| CN107587868A (en) * | 2017-10-16 | 2018-01-16 | 陕西航天泵阀科技集团有限公司 | A kind of oil well measurement integrating device |
| CN111980665A (en) * | 2020-08-28 | 2020-11-24 | 石家庄爱科特科技开发有限公司 | Device and method for measuring liquid yield of wellhead of oil pumping unit |
Citations (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1298366A1 (en) * | 1984-10-15 | 1987-03-23 | Азербайджанский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Apparatus for measuring yield of oil wells |
| SU1460220A1 (en) * | 1986-12-05 | 1989-02-23 | Азербайджанский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Apparatus for measuring yield of oil wells |
| SU1530765A1 (en) * | 1987-11-16 | 1989-12-23 | Р.Р.Сафаров | Apparatus for measuring well yield |
| SU1553661A1 (en) * | 1988-04-20 | 1990-03-30 | Октябрьский Филиал Всесоюзного Научно-Исследовательского И Проектно-Конструкторского Института Комплексной Автоматизации Нефтяной И Газовой Промышленности | Device for measuring yield of oil wells |
| SU1601367A1 (en) * | 1988-01-18 | 1990-10-23 | Октябрьский Филиал Всесоюзного Научно-Исследовательского И Проектно-Конструкторского Института Комплексной Автоматизации Нефтяной И Газовой Промышленности | Unit for measuring yield of oil wells |
| SU1620622A1 (en) * | 1988-09-22 | 1991-01-15 | Октябрьский Филиал Всесоюзного Научно-Исследовательского И Проектно-Конструкторского Института Комплексной Автоматизации Нефтяной И Газовой Промышленности | Device for measuring yield of wells |
| SU1659637A1 (en) * | 1972-11-09 | 1991-06-30 | Октябрьский Филиал Всесоюзного Научно-Исследовательского И Проектно-Конструкторского Института Комплексной Автоматизации Нефтяной И Газовой Промышленности | Flowmeter |
| SU1677288A1 (en) * | 1989-04-24 | 1991-09-15 | Нефтегазодобывающее Управление "Белозернефть" | Downhole flowmeter |
| RU2069264C1 (en) * | 1992-02-19 | 1996-11-20 | Тимашев Анис Тагирович | Method for measurement of well flow rate and device for its embodiment |
| RU2072041C1 (en) * | 1992-03-12 | 1997-01-20 | Виктор Терентьевич Дробах | Method for measuring discharge of a well and device for implementing the same |
-
1997
- 1997-10-20 RU RU97117736A patent/RU2131027C1/en active
Patent Citations (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1659637A1 (en) * | 1972-11-09 | 1991-06-30 | Октябрьский Филиал Всесоюзного Научно-Исследовательского И Проектно-Конструкторского Института Комплексной Автоматизации Нефтяной И Газовой Промышленности | Flowmeter |
| SU1298366A1 (en) * | 1984-10-15 | 1987-03-23 | Азербайджанский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Apparatus for measuring yield of oil wells |
| SU1460220A1 (en) * | 1986-12-05 | 1989-02-23 | Азербайджанский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Apparatus for measuring yield of oil wells |
| SU1530765A1 (en) * | 1987-11-16 | 1989-12-23 | Р.Р.Сафаров | Apparatus for measuring well yield |
| SU1601367A1 (en) * | 1988-01-18 | 1990-10-23 | Октябрьский Филиал Всесоюзного Научно-Исследовательского И Проектно-Конструкторского Института Комплексной Автоматизации Нефтяной И Газовой Промышленности | Unit for measuring yield of oil wells |
| SU1553661A1 (en) * | 1988-04-20 | 1990-03-30 | Октябрьский Филиал Всесоюзного Научно-Исследовательского И Проектно-Конструкторского Института Комплексной Автоматизации Нефтяной И Газовой Промышленности | Device for measuring yield of oil wells |
| SU1620622A1 (en) * | 1988-09-22 | 1991-01-15 | Октябрьский Филиал Всесоюзного Научно-Исследовательского И Проектно-Конструкторского Института Комплексной Автоматизации Нефтяной И Газовой Промышленности | Device for measuring yield of wells |
| SU1677288A1 (en) * | 1989-04-24 | 1991-09-15 | Нефтегазодобывающее Управление "Белозернефть" | Downhole flowmeter |
| RU2069264C1 (en) * | 1992-02-19 | 1996-11-20 | Тимашев Анис Тагирович | Method for measurement of well flow rate and device for its embodiment |
| RU2072041C1 (en) * | 1992-03-12 | 1997-01-20 | Виктор Терентьевич Дробах | Method for measuring discharge of a well and device for implementing the same |
Cited By (23)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2157888C1 (en) * | 1999-02-22 | 2000-10-20 | Открытое акционерное общество "Акционерная компания ОЗНА" | Method of measurement of oil well production rate |
| RU2199662C2 (en) * | 2001-05-29 | 2003-02-27 | Сафаров Рауф Рахимович | Device measuring production rate of well |
| RU2208158C1 (en) * | 2001-10-22 | 2003-07-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь" | Plant for oil routine accounting |
| RU2213865C1 (en) * | 2002-02-06 | 2003-10-10 | Юсупов Хамза Зуфарович | Plant for well production measurement |
| RU2225507C1 (en) * | 2002-07-08 | 2004-03-10 | Александров Гелий Федорович | Device for measuring water percentage in oil in wells |
| RU2242618C1 (en) * | 2003-06-25 | 2004-12-20 | Санкт-Петербургский государственный горный институт им. Г.В. Плеханова (Технический университет) | Methane control device |
| RU2244825C1 (en) * | 2003-09-22 | 2005-01-20 | Закрытое акционерное общество "ДАЙМЕТ" | Method and device for measuring gas loss in gas-liquid mixtures |
| RU2244122C1 (en) * | 2003-09-22 | 2005-01-10 | Закрытое акционерное общество "ДАЙМЕТ" | Method of measuring liquid flow in gas-liquid mixtures |
| RU2273015C2 (en) * | 2003-10-08 | 2006-03-27 | Закрытое акционерное общество "ДАЙМЕТ" | Method for measuring concentration of water in water-oil-gas mixture |
| RU2243376C1 (en) * | 2003-11-11 | 2004-12-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Лениногорский опытный завод нефтеавтоматики" | Device for measuring debit of oil well |
| RU2263208C2 (en) * | 2003-11-21 | 2005-10-27 | Открытое акционерное общество "Акционерная компания ОЗНА" | Method for measuring well operation parameters and group unit for above method implementation |
| RU2273828C2 (en) * | 2004-06-01 | 2006-04-10 | Федеральное государственное унитарное предприятие "Центральный аэрогидродинамический институт им. проф. Н.Е. Жуковского" (ФГУП "ЦАГИ") | Method and device for measuring mass flow of gas-liquid mixture |
| RU2288360C1 (en) * | 2005-05-24 | 2006-11-27 | Общество Ограниченной Ответственности Лениногорский опытный завод нефтеавтоматики | Measuring unit of plant for determining debit of oil well |
| RU2321745C1 (en) * | 2006-06-23 | 2008-04-10 | Открытое Акционерное Общество "Интротест-Комплексные системы" | Method and device to measure well production rate |
| RU2333354C2 (en) * | 2006-06-26 | 2008-09-10 | Открытое акционерное общество "Нефтемаш" | "emulated settling" method of determination of density of liquid in products of oil wells |
| RU2401384C2 (en) * | 2007-05-16 | 2010-10-10 | Дробах Виктор Терентьевич | Method of measuring oil well products and device to this end |
| RU2383868C2 (en) * | 2008-02-19 | 2010-03-10 | ООО "Уралнефтегазспецмонтаж" | Method and device for measurement of gas-liquid mixture and its components flow rate |
| RU2552563C1 (en) * | 2014-04-01 | 2015-06-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ТАТИНТЕК" (ООО "ТАТИНТЕК") | Portable metering station of extracted well liquid |
| CN103867185A (en) * | 2014-04-09 | 2014-06-18 | 习小铁 | Gas and liquid two-phase-element flow meter special for pumping unit |
| RU2593672C1 (en) * | 2015-06-04 | 2016-08-10 | Рауф Рахимович Сафаров | Device for measuring flow rate of oil wells |
| CN107587868A (en) * | 2017-10-16 | 2018-01-16 | 陕西航天泵阀科技集团有限公司 | A kind of oil well measurement integrating device |
| CN107587868B (en) * | 2017-10-16 | 2024-01-26 | 陕西航天泵阀科技集团有限公司 | Oil well metering integrated device |
| CN111980665A (en) * | 2020-08-28 | 2020-11-24 | 石家庄爱科特科技开发有限公司 | Device and method for measuring liquid yield of wellhead of oil pumping unit |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2131027C1 (en) | Device for measuring production rate of oil wells | |
| US4549432A (en) | Metering separator for determining the liquid mass flow rate in a gas-liquid oilfield production stream | |
| RU2057922C1 (en) | Set for measuring productivity of wells | |
| US5205310A (en) | System and method for flow control for high watercut oil production | |
| RU2183267C1 (en) | Method of determining oil well production rate by fluid | |
| RU2220282C1 (en) | Process measuring production rate of oil wells in systems of sealed gathering and gear for its implementation | |
| RU2236584C1 (en) | Method and device for measuring oil debit | |
| RU2133826C1 (en) | Unit for determining output of well product | |
| RU22179U1 (en) | INSTALLATION FOR MEASURING DEBIT OF WELL PRODUCTS | |
| RU2552563C1 (en) | Portable metering station of extracted well liquid | |
| RU2396427C2 (en) | Method for determination of water cuttings of oil well production "ohn++" | |
| RU2299322C1 (en) | Method for oil and gas-condensate well production measurement in air-tight oil collection systems | |
| RU2190096C2 (en) | Plant determining yield of well | |
| RU8732U1 (en) | DEVICE FOR MEASURING OIL WELL DEBIT | |
| RU168317U1 (en) | INSTALLATION FOR MEASURING OIL WELL PRODUCTS | |
| RU13392U1 (en) | INSTALLATION FOR MEASURING OIL WELL DEBIT | |
| RU2733954C1 (en) | Method of measuring production of oil well | |
| RU155020U1 (en) | INSTALLATION FOR MEASURING THE DEBIT OF OIL WELL PRODUCTS | |
| RU2299321C2 (en) | Method and device for oil and gas-condensate well production measurement in air-tight oil collection systems | |
| RU2051333C1 (en) | Method and device for measuring discharge of oil | |
| SU1382940A1 (en) | Weighing yield meter | |
| RU57821U1 (en) | INSTALLATION FOR MEASURING THE DEBIT OF OIL WELL PRODUCTS | |
| RU194085U1 (en) | Device for measuring the amount of oil, water and gas in the production of low-yield wells | |
| CN210152631U (en) | Cavity-divided oil-water-gas mixing separation metering device | |
| RU2355883C2 (en) | Method of assessment of well yield |