RU2236584C1 - Способ и устройство для измерения дебита нефти - Google Patents
Способ и устройство для измерения дебита нефти Download PDFInfo
- Publication number
- RU2236584C1 RU2236584C1 RU2002133991/03A RU2002133991A RU2236584C1 RU 2236584 C1 RU2236584 C1 RU 2236584C1 RU 2002133991/03 A RU2002133991/03 A RU 2002133991/03A RU 2002133991 A RU2002133991 A RU 2002133991A RU 2236584 C1 RU2236584 C1 RU 2236584C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- measuring
- water
- water mixture
- density
- Prior art date
Links
Landscapes
- Measuring Volume Flow (AREA)
Abstract
Изобретение относится к области добычи нефти и может быть использовано для измерения дебита нефти в продукции скважин. Способ включает подачу газо-водо-нефтяной смеси в измерительную емкость, разделение ее на газ и водо-нефтяную смесь (ВНС), представляющую собой эмульсию, измерение дебита ВНС по скорости заполнения калиброванной части этой емкости и слива ВНС с периодичностью, определяемой интенсивностью подачи продукции конкретной скважиной, расчет доли воды и доли нефти в жидкостной фазе этой продукции по измеренному значению плотности ВНС и известным значениям плотности пластовой воды и дегазированной нефти, и последующий расчет дебита нефти. Кроме калиброванной части измерительной емкости, с заданной периодичностью заполняют ВНС отстойную камеру, выдерживают в ней некоторое количество времени, после чего измеряют плотность отстоявшейся ВНС с последующим опорожнением этой камеры. Время выдержки определяют, контролируя степень разрушения эмульсии по интенсивности изменения значения выходного сигнала преобразователя плотности. Снижение уровня в отстойной камере в процессе разрушения эмульсии и выделения из нее газа компенсируют, доливая в нее свежую эмульсию при заполнении калиброванной части измерительной емкости в процессе измерения дебита ВНС. Устройство содержит входной трубопровод, измерительную емкость, имеющую в верхней части полости сепарирующий элемент и оборудованную для измерения уровня или массы ВНС одним или несколькими преобразователями гидростатического давления, выходной трубопровод, оборудованный переключающей арматурой, и трубопроводы для поочередного отвода из измерительной емкости в выходной трубопровод жидкости и газа. Дополнительно устройство оборудуют отстойной камерой, выполненной в виде вертикального цилиндра и оборудованной для измерения плотности одним или несколькими преобразователями гидростатического давления, сообщающейся с измерительной емкостью с помощью верхнего и нижнего, оборудованного запорной арматурой, трубопроводов. Изобретение позволяет повысить точность измерения дебита в скважинах, продукция которых образует стойкую эмульсию. 2 н.п. ф-лы, 1 ил.
Description
Изобретение относится к области добычи нефти и может быть использовано при измерении количества (дебита) нефти в жидкой фазе (водо-нефтяной смеси) продукции нефтедобывающих скважин.
Известен способ и устройство [1] для измерения дебита нефти путем заполнения измерительной емкости водо-нефтяной смесью от заданного нижнего до заданного верхнего уровня, измерения с помощью поршневых весов массы измерительной емкости вместе с налитой порцией водо-нефтяной смеси, определения массы “нетто” и объема этой смеси, определения дебита водо-нефтяной смеси по скорости налива заданной порции, измерения с помощью влагомера процентного содержания воды, определения процентного содержания нефти в этой смеси и определения дебита нефти.
Недостатком известного способа является сложность устройства для его реализации, низкая надежность и большая погрешность измерения из-за наличия большого количества шарнирных трубопроводов, соединяющих измерительную емкость, смонтированную на весах, с остальным технологическим оборудованием, низкая функциональная нагрузка отдельных элементов устройства, следствием чего является аппаратурная избыточность и, соответственно, высокая стоимость этого устройства.
Наиболее близким по технической сущности к заявляемому изобретению является способ измерения дебита нефти, реализованный в устройстве [2], содержащем вертикальную измерительную емкость, калиброванная часть которой оборудована нижним и верхним датчиками уровня, в качестве которых использованы преобразователи гидростатического давления столба жидкости.
Известный способ заключается в периодическом заполнении калиброванной части измерительной емкости водо-нефтяной смесью, измерении дебита и определении плотности, определении доли воды в этой смеси по измеренному значению плотности водо-нефтяной смеси и значениям плотности воды и дегазированной нефти, определенным лабораторным способом, определении доли нефти в смеси и дебита нефти.
Недостатком известного способа и устройства для измерения дебита нефти является ограниченность области применения - невозможность применения на скважинах с пенистой газированной нефтью, водо-нефтяная смесь которых представляет собой стойкую, медленно разрушающуюся эмульсию.
Поскольку известный способ и устройство предполагают измерение дебита водо-нефтяной смеси, ее плотности и, соответственно, дебита нефти в реальном режиме времени, динамика (т.е. периодичность циклов и скорость заполнения и опорожнения водо-нефтяной смесью измерительной емкости) работы определяется фактической скоростью (величиной) подачи продукции конкретной скважины.
Поэтому при работе на скважинах с пенистой нефтью процесс измерения плотности водо-нефтяной смеси известным способом не дает достоверных результатов (эмульсия не успевает разрушиться), следствием чего является большая погрешность измерения дебита нефти.
Поставленная цель достигается тем, что при измерении дебита нефти путем подачи газо-водо-нефтяной смеси в измерительную емкость, разделения ее на газ и водо-нефтяную смесь, измерения водо-нефтяной смеси по скорости заполнения калиброванной части этой емкости и слива водо-нефтяной смеси с периодичностью, определяемой интенсивностью подачи продукции конкретной скважиной, расчета доли воды и доли нефти в жидкостной фазе этой продукции по измеренному значению плотности водо-нефтяной смеси и значениям плотности пластовой воды и дегазированной нефти, определенным лабораторным способом и последующего расчета дебита нефти как произведения ее доли в водо-нефтяной смеси и дебита этой смеси, согласно предлагаемому способу, кроме калиброванной части измерительной емкости, водо-нефтяной смесью, представляющей собой эмульсию, с заданной периодичностью заполняют отстойную камеру, выдерживают в ней некоторое количество времени, при этом время выдержки определяют, контролируя степень разрушения эмульсии по интенсивности изменения значения выходного сигнала преобразователя плотности, после чего измеряют плотность отстоявшейся водо-нефтяной смеси с последующим опорожнением этой камеры, а снижение уровня в отстойной камере в процессе разрушения эмульсии и выделения из нее газа, компенсируют, доливая в нее свежую эмульсию при заполнении калиброванной части измерительной емкости в процессе измерения дебита водо-нефтяной смеси.
Поставленная цель достигается тем, что устройство для измерения дебита нефти, содержащее входной трубопровод, измерительную емкость для измерения дебита водо-нефтяной смеси, имеющую в верхней части полости сепарирующий элемент и оборудованную одним или несколькими преобразователями гидростатического давления столба жидкости для измерения уровня или массы водо-нефтяной смеси, выходной трубопровод, оборудованы переключающей арматурой и трубопроводы для поочередного отвода из измерительной емкости в выходной трубопровод жидкости и газа, согласно предлагаемому устройству, дополнительно оборудуют отстойной камерой, выполненной в виде вертикального цилиндра и оборудованной одним или несколькими преобразователями гидростатического давления столба жидкости для измерения плотности, сообщающейся с измерительной емкостью с помощью верхнего и нижнего оборудованного запорной арматурой трубопроводов.
Сравнение заявляемого решения с прототипом не позволило выявить в них признаки, отличающие заявляемое решение от прототипа, что позволяет сделать вывод о соответствии критерию “существенные отличия”.
Сопоставительный анализ заявляемых решений с прототипом показывает, что заявляемые способ и устройство для измерения дебита нефти отличаются тем, что исключается зависимость точности измерения плотности водо-нефтяной смеси и, соответственно, дебита нефти от ее физических свойств, в частности свойства образовывать стойкую эмульсию при смешивании с водой и газом.
Появляется возможность контролировать степень готовности водо-нефтяной смеси для измерения ее плотности, тем самым существенно повысить достоверность результатов измерения плотности и, соответственно, дебита не только пенообразующих нефтей, но и ординарных нефтей с высоким газовым фактором.
Таким образом, заявляемые способ и устройство для измерения дебита нефти соответствуют критерию “новизна”.
На чертеже изображена схема одного из вариантов реализации заявляемого устройства для измерения дебита нефти.
В устройство для осуществления заявляемого способа измерения дебита нефти входит входной трубопровод (1), измерительная емкость (2), имеющая в своей верхней части сепарирующий элемент и оборудованная преобразователем (3) гидростатического давления столба жидкости.
Верхняя часть измерительной емкости соединена с отстойной камерой (6) с помощью газоосушителя (5), представляющего собой горизонтально расположенный трубопровод, содержащей в своей полости пакет каплеотбойных пластин. Отстойная камера оборудована преобразователем (7) гидростатического давления столба жидкости.
В состав устройства входят также трубопроводы (4) и (8) для отвода водо-нефтяной смеси соответственно из измерительной емкости и отстойной камеры трубопровод (10) для отвода газа, проходной (9) и трехходовой (11) краны и выходной трубопровод (12).
Способ осуществляется следующим образом.
Газо-водо-нефтяную смесь от скважины подают по входному трубопроводу (1) в сепарирующий элемент измерительной емкости (2), где она разделяется на жидкостную (водо-нефтяную смесь) и газовую фазы.
Газ, пройдя газоосушитель (5), уходит через трехходовой кран (11) в выходной трубопровод (12).
Водо-нефтяная смесь, отделившись от газа, попадает в нижнюю часть измерительной емкости (2) и заполняет ее.
При этом водо-нефтяная смесь не может попасть ни в отстойную камеру (6), ни в выходной трубопровод (12), так как проходной кран (9) закрыт, а запорный орган трехходового крана (11) расположен таким образом, что с выходным трубопроводом соединен трубопровод (10), а трубопровод (4) отсечен от него.
После достижения уровня водо-нефтяной смеси чувствительного элемента преобразователя (3) гидростатического давления столба жидкости, пропорционально дальнейшему росту уровня начинает изменяться значение выходного сигнала этого преобразователя.
При достижении уровня кромки газоосушителя (5) водо-нефтяная смесь начинает переливаться в отстойную камеру (6).
Признаком начала перелива (заполнения камеры 6) является стабилизация значения (это значение регистрируется контроллером, управляющим процессом измерения) выходного сигнала преобразователя (3) и начало изменения значения выходного сигнала преобразователя (7).
Признаком конца заполнения отстойной камеры является синхронизация изменения (прироста) значений выходного сигнала преобразователей (3) и (7).
После заполнения отстойной камеры водо-нефтяной смесью запорный орган трехходового крана переводят в положение, при котором трубопровод (10) отсекается, а трубопровод (4) соединяется с выходным трубопроводом.
При этом газ, накапливающийся в верхней части измерительной емкости, начинает выталкивать водо-нефтяную смесь из измерительной емкости в выходной трубопровод, уровень ее начинает снижаться, значение выходного сигнала преобразователей (3) и (7) синхронно уменьшаются.
После падения уровня в измерительной емкости ниже кромки газоосушителя значение выходного сигнала преобразователя (7) стабилизируется (контроллер регистрирует это значение и производит расчет относительной плотности эмульсии), а значение выходного сигнала преобразователя (3) продолжает снижаться.
При достижении выходного сигнала преобразователя (3) значения нижней уставки (ее определяют и заносят в память контроллера при градуировке измерительной емкости) запорный орган трехходового крана вновь устанавливают в положение, при котором трубопровод (10) соединяется с выходным трубопроводом, а трубопровод (4) отсекается от него и вновь начинается цикл налива водо-нефтяной смеси в измерительную емкость.
В процессе повторного налива, после достижения значения выходного сигнала преобразователя (3) некоторого значения, заведомо меньшего значения, зарегистрированного ранее при заполнении отстойной камеры, регистрируют это значение в качестве верхней уставки, умножают это значение на коэффициент преобразования (коэффициент массы), определенный в процессе калибровки измерительной емкости, и далее путем регистрации скорости заполнения и опорожнения калиброванной части измерительной емкости между нижней и верхней уставками продолжают процесс измерения дебита водо-нефтяной смеси и газа.
В процессе отстоя водо-нефтяной смеси в отстойной камере, при постепенном разрушении эмульсии и выделении коагулированного в ней газа, происходит рост значения ее плотности, признаком чего является монотонно изменяющееся значение выходного сигнала преобразователя (7).
Повышение плотности сопровождается снижением уровня водо-нефтяной смеси в отстойной камере, частично восстанавливаемого жидкостью, стекающей с каплеотбойных пластин осушителя газа.
Однако для того, чтобы быть уверенными, что отстойная камера полная, периодически (или при каждом цикле налива), в процессе измерения дебита водо-нефтяной смеси, уровень ее в измерительной емкости доводят до того значения, при котором происходило первичное заполнение отстойной камеры.
Время выдержки водо-нефтяной смеси в отстойной камере (для конкретной нефти) определяют опытным путем, оно определяется наступлением момента стабилизации значения выходного сигнала преобразователя (7).
После стабилизации показаний преобразователя (7) контроллер производит расчет относительной плотности водо-нефтяной смеси, обводненности и дебита нефти описанным выше способом.
По окончании этой процедуры контроллер, дождавшись наступления очередного цикла слива водо-нефтяной смеси из измерительной емкости, открывает проходной кран (9) и отстойная камера опорожняется совместно с ней.
Далее цикл повторяется.
Изобретение иллюстрируется результатами измерений дебита нефти, заявляемыми способом и устройством, на скважине № 6743 куста № 217 ДОМНГ ОАО “Юганскнефтегаз” НК ЮКОС.
Значения плотности эмульсии изменялись в диапазоне 0,57-0,64 т/м3.
Значения плотности отстоявшейся водо-нефтяной смеси изменялись в диапазоне 0,819-0,838 т/м3.
Время выдержки эмульсии в отстойной камере, по истечении которого стабилизировалось значение плотности водо-нефтяной смеси, изменялось в диапазоне 53,28-56,98 минут.
Таким образом, приведенный пример показывает, что при измерении дебита пенистой нефти этой скважины заявляемыми способом и устройством точность измерения повысилась более чем на 20%.
Источники информации
1. Патент РФ №2059067.
2. Авторское свидетельство SU №1553661 А1 от 20.04.88 г.
Claims (2)
1. Способ измерения дебита нефти, включающий подачу газоводонефтяной смеси в измерительную емкость, разделение ее на газ и водонефтяную смесь, измерение дебита водонефтяной смеси по скорости заполнения калиброванной части этой емкости и слива водонефтяной смеси с периодичностью, определяемой интенсивностью подачи продукции конкретной скважиной, расчет доли воды и доли нефти в жидкостной фазе этой продукции по измеренному значению плотности водонефтяной смеси и значениям плотности пластовой воды и дегазированной нефти, определенным лабораторным способом, и последующий расчет дебита нефти как произведение ее доли в водонефтяной смеси и дебита этой смеси, отличающийся тем, что, кроме калиброванной части измерительной емкости, водонефтяной смесью, представляющей собой эмульсию, с заданной периодичностью заполняют отстойную камеру, выдерживают в ней некоторое количество времени, при этом время выдержки определяют, контролируя степень разрушения эмульсии по интенсивности изменения значения выходного сигнала преобразователя плотности, после чего измеряют плотность отстоявшейся водонефтяной смеси с последующим опорожнением этой камеры, а снижение уровня в отстойной камере в процессе разрушения эмульсии и выделения из нее газа компенсируют, доливая в нее свежую эмульсию при заполнении калиброванной части измерительной емкости в процессе измерения дебита водонефтяной смеси.
2. Устройство для измерения дебита нефти, содержащее входной трубопровод, измерительную емкость для измерения дебита водонефтяной смеси, имеющую в верхней части полости сепарирующий элемент и оборудованную одним или несколькими преобразователями гидростатического давления столба жидкости для измерения уровня или массы водонефтяной смеси, выходной трубопровод, оборудованный переключающей арматурой, и трубопроводы для поочередного отвода из измерительной емкости в выходной трубопровод жидкости и газа, отличающееся тем, что его дополнительно оборудуют отстойной камерой, выполненной в виде вертикального цилиндра и оборудованной одним или несколькими преобразователями гидростатического давления столба жидкости для измерения плотности, сообщающейся с измерительной емкостью с помощью верхнего и нижнего, оборудованного запорной арматурой, трубопроводов.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2002133991/03A RU2236584C1 (ru) | 2002-12-17 | 2002-12-17 | Способ и устройство для измерения дебита нефти |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2002133991/03A RU2236584C1 (ru) | 2002-12-17 | 2002-12-17 | Способ и устройство для измерения дебита нефти |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2002133991A RU2002133991A (ru) | 2004-06-10 |
| RU2236584C1 true RU2236584C1 (ru) | 2004-09-20 |
Family
ID=33433292
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2002133991/03A RU2236584C1 (ru) | 2002-12-17 | 2002-12-17 | Способ и устройство для измерения дебита нефти |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2236584C1 (ru) |
Cited By (12)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US8370089B2 (en) | 2007-12-19 | 2013-02-05 | Statoil Asa | Method and equipment for determining the interface between two or more fluid phases |
| RU2504653C1 (ru) * | 2012-07-30 | 2014-01-20 | Марат Давлетович Валеев | Способ определения дебитов нефти, попутного газа и воды |
| RU2541991C1 (ru) * | 2014-02-18 | 2015-02-20 | Рауф Рахимович Сафаров | Способ измерения дебита продукции нефтяных скважин и устройство для его осуществления |
| CN105156102A (zh) * | 2015-09-28 | 2015-12-16 | 中国石油大学(北京) | 底水油藏水体能量三维物理模拟装置及方法 |
| RU2578065C2 (ru) * | 2014-08-13 | 2016-03-20 | Открытое акционерное общество "Научно-производственное предприятие "Исток" имени А.И. Шокина" | Способ измерения продукции нефтегазодобывающих скважин |
| RU2585778C1 (ru) * | 2015-01-26 | 2016-06-10 | Рауф Рахимович Сафаров | Устройство для измерения дебита нефти и газа |
| RU168317U1 (ru) * | 2016-07-21 | 2017-01-30 | ООО "Туймазынипинефть" | Установка для измерения продукции нефтяной скважины |
| CN107083950A (zh) * | 2017-04-24 | 2017-08-22 | 延长油田股份有限公司 | 基于称重式单井计量装置的标定系统及其标定方法 |
| CN110907506A (zh) * | 2019-12-05 | 2020-03-24 | 大唐水电科学技术研究院有限公司 | 一种用于油混水传感器的校验装置及其校验方法 |
| RU2733954C1 (ru) * | 2019-08-13 | 2020-10-08 | Общество ограниченной ответственности Научно-производственное предприятие "ВМ система" | Способ измерения продукции нефтяной скважины |
| RU2763193C1 (ru) * | 2020-12-14 | 2021-12-28 | Илья Анатольевич Тарусин | Способ определения доли нефтяного (попутного) газа в сырой нефти |
| RU2779284C1 (ru) * | 2022-01-31 | 2022-09-05 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственная организация "Инновация" (ООО "НПО "Инновация") | Способ измерения газового фактора нефти |
-
2002
- 2002-12-17 RU RU2002133991/03A patent/RU2236584C1/ru not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| ИСАКОВИЧ Р.Я. и др. Автоматизация производственных процессов нефтяной и газовой промышленности. - М.: Недра, 1983, с.314-334. * |
Cited By (15)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US8370089B2 (en) | 2007-12-19 | 2013-02-05 | Statoil Asa | Method and equipment for determining the interface between two or more fluid phases |
| RU2504653C1 (ru) * | 2012-07-30 | 2014-01-20 | Марат Давлетович Валеев | Способ определения дебитов нефти, попутного газа и воды |
| RU2541991C1 (ru) * | 2014-02-18 | 2015-02-20 | Рауф Рахимович Сафаров | Способ измерения дебита продукции нефтяных скважин и устройство для его осуществления |
| RU2578065C2 (ru) * | 2014-08-13 | 2016-03-20 | Открытое акционерное общество "Научно-производственное предприятие "Исток" имени А.И. Шокина" | Способ измерения продукции нефтегазодобывающих скважин |
| RU2585778C1 (ru) * | 2015-01-26 | 2016-06-10 | Рауф Рахимович Сафаров | Устройство для измерения дебита нефти и газа |
| CN105156102B (zh) * | 2015-09-28 | 2018-02-27 | 中国石油大学(北京) | 底水油藏水体能量三维物理模拟装置及方法 |
| CN105156102A (zh) * | 2015-09-28 | 2015-12-16 | 中国石油大学(北京) | 底水油藏水体能量三维物理模拟装置及方法 |
| RU168317U1 (ru) * | 2016-07-21 | 2017-01-30 | ООО "Туймазынипинефть" | Установка для измерения продукции нефтяной скважины |
| CN107083950A (zh) * | 2017-04-24 | 2017-08-22 | 延长油田股份有限公司 | 基于称重式单井计量装置的标定系统及其标定方法 |
| CN107083950B (zh) * | 2017-04-24 | 2024-02-27 | 延长油田股份有限公司 | 基于称重式单井计量装置的标定系统及其标定方法 |
| RU2733954C1 (ru) * | 2019-08-13 | 2020-10-08 | Общество ограниченной ответственности Научно-производственное предприятие "ВМ система" | Способ измерения продукции нефтяной скважины |
| CN110907506A (zh) * | 2019-12-05 | 2020-03-24 | 大唐水电科学技术研究院有限公司 | 一种用于油混水传感器的校验装置及其校验方法 |
| RU2763193C1 (ru) * | 2020-12-14 | 2021-12-28 | Илья Анатольевич Тарусин | Способ определения доли нефтяного (попутного) газа в сырой нефти |
| RU2779284C1 (ru) * | 2022-01-31 | 2022-09-05 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственная организация "Инновация" (ООО "НПО "Инновация") | Способ измерения газового фактора нефти |
| RU2781205C1 (ru) * | 2022-05-04 | 2022-10-07 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Способ измерения продукции нефтяной скважины |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2236584C1 (ru) | Способ и устройство для измерения дебита нефти | |
| RU2504653C1 (ru) | Способ определения дебитов нефти, попутного газа и воды | |
| RU2299322C1 (ru) | Способ измерения дебита продукции нефтяных скважин в системах герметизированного сбора | |
| US6257070B1 (en) | Method and apparatus for determining real time liquid and gas phase flow rates | |
| RU2396427C2 (ru) | Способ определения обводненности продукции нефтяных скважин "охн++" | |
| RU2002133991A (ru) | Способ и устройство для измерения дебита нефти | |
| RU2299321C2 (ru) | Способ измерения дебита продукции нефтяных скважин в системах герметизированного сбора и устройство для его осуществления "мера-охн" | |
| RU2733954C1 (ru) | Способ измерения продукции нефтяной скважины | |
| RU168317U1 (ru) | Установка для измерения продукции нефтяной скважины | |
| RU2220282C1 (ru) | Способ измерения дебита продукции нефтяных скважин в системах герметизированного сбора и устройство для его осуществления | |
| RU2131027C1 (ru) | Устройство для измерения дебита нефтяных скважин | |
| RU2340772C2 (ru) | Способ определения обводненности продукции нефтяных скважин "охн+" | |
| RU2519236C1 (ru) | Способ для определения параметров нефтегазоводяного потока | |
| RU2085864C1 (ru) | Способ измерения количества компонентов продукции нефтяной скважины | |
| RU2779284C1 (ru) | Способ измерения газового фактора нефти | |
| US3009359A (en) | Automatic well testing system | |
| RU2183267C1 (ru) | Способ определения дебита нефтяных скважин по жидкости | |
| RU2243536C1 (ru) | Способ определения газосодержания в жидкости | |
| RU2355884C1 (ru) | Способ измерения дебита продукции нефтяных скважин и устройство для его осуществления | |
| RU2779533C1 (ru) | Способ измерения содержания пластовой воды в продукции нефтяной скважины | |
| RU2763193C1 (ru) | Способ определения доли нефтяного (попутного) газа в сырой нефти | |
| RU194085U1 (ru) | Устройство для измерения количества нефти, содержания воды и газа в продукции малодебитных скважин | |
| RU2051333C1 (ru) | Способ измерения дебита нефти и устройство для его осуществления | |
| RU2253099C1 (ru) | Способ и устройство для измерения концентрации воды в водонефтегазовой смеси | |
| RU1777446C (ru) | Способ измерения расхода газожидкостного потока |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| QB4A | Licence on use of patent |
Free format text: LICENCE Effective date: 20120130 |
|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20121218 |