RU2245444C2 - Method for recording oil flow - Google Patents
Method for recording oil flow Download PDFInfo
- Publication number
- RU2245444C2 RU2245444C2 RU2002109834/03A RU2002109834A RU2245444C2 RU 2245444 C2 RU2245444 C2 RU 2245444C2 RU 2002109834/03 A RU2002109834/03 A RU 2002109834/03A RU 2002109834 A RU2002109834 A RU 2002109834A RU 2245444 C2 RU2245444 C2 RU 2245444C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- crude oil
- density
- water
- tank
- Prior art date
Links
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей промышленности, а в частности, к способам учета нефти с определением фазного и компонентного составов при ее добычи из скважины или при отпуске и транспортировке потребителю.The invention relates to the oil and oil refining industry, and in particular, to methods for accounting for oil with determination of phase and component compositions when it is extracted from the well or when dispensing and transporting to the consumer.
Известен способ определения объемной доли и физических параметров нефти в пластовой жидкости скважины, характеризующийся тем, что при отборе жидкости осуществляют воздействие на поток отбираемой пластовой жидкости, пропуская ее через жиклер в мерную емкость, одновременно замеряют перепад давления на жиклере, расход жидкости и получают информационный сигнал по расходу жидкости, суммируют сигналы, полученные при различных перепадах давления нефти и воды на жиклере и затем определяют объемную долю нефти в пластовой жидкости и кинематическую вязкость нефти и воды (см. RU 2096608, Е 21 В 47/00, 1997).There is a method of determining the volume fraction and physical parameters of oil in the formation fluid of the well, characterized in that during the selection of the fluid, they influence the flow of the produced formation fluid by passing it through the nozzle into a measured tank, at the same time measure the pressure drop across the nozzle, the fluid flow rate and receive an information signal by fluid flow, summarize the signals obtained at various pressure drops of oil and water on the nozzle and then determine the volume fraction of oil in the reservoir fluid and kinematic ical oil viscosity and water (see. RU 2096608, E 21 B 47/00, 1997).
Недостатком известного способа является невысокая точность определения количественного состава компонентов в сырой нефти.The disadvantage of this method is the low accuracy of determining the quantitative composition of the components in crude oil.
Известен также способ учета нефти, включающий измерение объема и плотности сырой нефти в резервуаре при одинаковых или приведенных к одним температуре и давлению, отбор объединенной пробы сырой нефти из трубопровода при ее откачке и определение в ней плотности нефти и пластовой воды и содержание балласта, и определение массы откачанной нефти с учетом измеренных параметров, и отбор точечных проб в резервуаре для повышения достоверности определения показателей нефти (см. Нефть и нефтепродукты, Методы измерения массы, ГОСТ 26976-86).There is also a method of accounting for oil, including measuring the volume and density of crude oil in a tank at the same or reduced to the same temperature and pressure, taking a combined sample of crude oil from a pipeline during its pumping and determining the density of oil and produced water and the content of ballast in it, and determining the mass of pumped oil, taking into account the measured parameters, and the selection of point samples in the tank to increase the reliability of determining the indicators of oil (see Oil and petroleum products, Methods of measuring mass, GOST 26976-86).
Недостатком известного способа является то, что в способе не оговорены уровни отбора точечных проб при наличии в резервуаре подтоварных пластовых вод, что приводит к снижению точности измерений из-за возникновения разногласий при резервуарном учете водонефтяных потоков.The disadvantage of this method is that the method does not specify the level of sampling of spot samples in the presence of produced reservoir water in the reservoir, which leads to a decrease in measurement accuracy due to disagreements in the reservoir accounting of oil and water flows.
Задачей патентуемого способа является повышение точности определения массы нефти и пластовой воды и процентного содержания балласта.The objective of the patented method is to increase the accuracy of determining the mass of oil and produced water and the percentage of ballast.
Указанная задача достигается тем, что в способе учета нефти, включающем измерение объема и плотности сырой нефти в резервуаре при одинаковых или приведенных к одним температуре и давлению, отбор объединенной пробы сырой нефти из трубопровода при ее откачке и определение в ней плотности нефти и пластовой воды и содержание балласта, и определение массы откачанной нефти с учетом измеренных параметров, перед откачкой сырой нефти из резервуара производят ее отстой до частичного отделения пластовой воды и определение плотности пластовой воды, при откачке сырой нефти измеряют в потоке ее плотность, объемную долю воды в ней, давление и температуру, при этом массу М откачанной нефти и процентное содержание балласта SW определяют из следующих выражений:This problem is achieved by the fact that in the method of accounting for oil, including measuring the volume and density of crude oil in the tank at the same or reduced to the same temperature and pressure, taking a combined sample of crude oil from the pipeline during its pumping and determining the density of oil and produced water in it and ballast content, and determination of the mass of pumped oil, taking into account the measured parameters, before pumping crude oil from the tank, it settles to a partial separation of formation water and determination of the density of formation water , When pumping of crude oil were measured in the flow of its density, the volume fraction of water in it, the pressure and temperature, the mass M of the drained oil and the percentage of ballast SW determined from the following expressions:
где GSV1 - объем сырой нефти до откачки, м3;where GSV1 is the volume of crude oil before pumping, m 3 ;
GSV2 - объем сырой нефти после откачки, м3;GSV2 - the volume of crude oil after pumping, m 3 ;
W - объемная доля воды, %;W is the volume fraction of water,%;
DB - плотность пластовой воды, кг/м3;D B - density of produced water, kg / m 3 ;
D20 - плотность сырой нефти при 20°С в вакууме, кг/м3;D 20 is the density of crude oil at 20 ° C in vacuum, kg / m 3 ;
Wmn - массовая доля механических примесей, %.W mn - mass fraction of mechanical impurities,%.
Указанная задача достигается также тем, что определение плотности отстоявшейся пластовой воды осуществляют в ее пробе, отбираемой после отстоя сырой нефти в резервуаре.This problem is also achieved by the fact that the determination of the density of settled formation water is carried out in its sample, taken after sludge of crude oil in the tank.
А также тем, что определение плотности отстоявшейся пластовой воды осуществляют в ее потоке при откачке из резервуара после отстоя и перед откачкой сырой нефти.And also the fact that the determination of the density of settled formation water is carried out in its flow during pumping out of the tank after sludge and before pumping crude oil.
А также тем, что объем сырой нефти в резервуаре определяют непрерывно по ее уровню и данным градуировочной таблицы на резервуар.And also by the fact that the volume of crude oil in the tank is determined continuously by its level and the data of the calibration table for the tank.
А также тем, что отбор объемной пробы сырой нефти из трубопровода при ее откачке производят вручную или автоматически при условии изокинетичности.And also by the fact that the bulk sampling of crude oil from the pipeline during its pumping out is carried out manually or automatically, subject to isokinetics.
А также тем, что после отстоя сырой нефти в резервуаре отбирают точечные пробы сырой нефти, создают из них дополнительную объединенную пробу и определяют по ней плотность сырой нефти, нефти и пластовой воды и содержание балласта и используют эти параметры при оценке точности определений показателей откачанной нефти.And also by the fact that after the sludge of crude oil in the tank, point samples of crude oil are taken, an additional combined sample is created from them and the density of crude oil, oil and produced water and the ballast content are determined from it and these parameters are used to assess the accuracy of the definitions of pumped oil indicators.
А также тем, что измерение при откачке сырой нефти в потоке ее плотности, объемной доли воды, давления и температуры осуществляют периодически с усреднением текущих значений измеренных параметров за интервал времени, равный периоду измерения параметров сырой нефти в резервуаре.And also because the measurement during pumping out crude oil in the flow of its density, volume fraction of water, pressure and temperature is carried out periodically with averaging of the current values of the measured parameters over a time interval equal to the period of measuring the parameters of crude oil in the tank.
А также тем, что массу пластовой воды МB определяют по формуле:And also the fact that the mass of produced water M B is determined by the formula:
Изобретение поясняется чертежом, на котором изображена технологическая схема информационно-измерительной системы (ИИС), реализующей патентуемый способ.The invention is illustrated by the drawing, which shows the technological scheme of the information-measuring system (IMS) that implements the patented method.
Способ осуществляется следующим образом.The method is as follows.
ИИС использует данные о количестве и качестве сырой нефти, находящейся в цилиндрическом вертикальном резервуаре и заполняющей трубопровод при ее откачке.IIS uses data on the quantity and quality of crude oil located in a cylindrical vertical tank and filling the pipeline during its pumping.
Водонефтяной поток (сырая нефть) из трассы нефтепровода через задвижку 1 поступает и накапливается в вертикальном резервуаре. После накопления жидкости и частичного отделения пластовой воды перед откачкой через пробозаборное устройство 2 и шаровой кран 3 отбирается в пробозаборник 27 проба пластовых вод.Oil-water flow (crude oil) from the pipeline route through the valve 1 enters and accumulates in a vertical tank. After the accumulation of fluid and partial separation of produced water before pumping through a sampling device 2 and a ball valve 3, a sample of produced water is taken into the sampling 27.
Откачка осуществляется насосным агрегатом 26. При откачке сырая нефти через дистанционно управляемые задвижки 4 и 25 поступает в байпасную линию. В байпасной линии сырая нефть после задвижки 20 проходит датчик плотномера 19, щелевое пробозаборное устройство 18, первичный измерительный преобразователь объемной доли воды в нефти 17 и задвижку в выходной коллектор, в котором измеряется давление и температура, используя соответственно датчики 22 и 23.Pumping is carried out by pump unit 26. When pumping crude oil through remotely controlled valves 4 and 25, it enters the bypass line. In the bypass line, the crude oil after the valve 20 passes the densitometer sensor 19, a slit sampling device 18, a primary measuring transducer of the volume fraction of water in oil 17 and a valve in the output manifold, in which pressure and temperature are measured using sensors 22 and 23, respectively.
Часть потока жидкости, отобранная щелевым пробозаборным устройством 18, поступает в линию качества, в которой, используя дистанционно управляемую задвижку 16, по показаниям индикатора расхода 15 создают условия изокинетичности. В линии качества жидкость после индикатора 15 проходит последовательно через датчик плотномера 14, диспергаторы 13 и 7, обратный клапан 6 и шаровой кран 5 на вход насосного агрегата. В линии качества предусмотрены два варианта отбора пробы: ручной и автоматический, используя комплекс технических средств пробозаборников СТАНДАРТ БОЗНА. После диспергатора 13 через шаровой кран 12 вручную отбирают пробу в пробоотборник 11. После диспергатора 7, используя запорное устройство 8 в пробоотборник 10 по программе блока управления 9, автоматически отбирается за период откачки объединенная проба, используемая для определения в лаборатории физико-химических показателей нефти.Part of the fluid flow, selected by a slit sampling device 18, enters the quality line, in which, using a remotely controlled valve 16, according to the indications of the flow indicator 15, isokinetic conditions are created. In the quality line, the liquid after the indicator 15 passes sequentially through the densitometer sensor 14, dispersants 13 and 7, a check valve 6 and a ball valve 5 to the inlet of the pump unit. There are two sampling options in the quality line: manual and automatic, using the STANDARD BOZNA sampling equipment complex. After the dispersant 13, a sample is manually taken through the ball valve 12 to the sampler 11. After the dispersant 7, using the locking device 8 into the sampler 10 according to the program of the control unit 9, a combined sample is automatically taken during the pumping period, used to determine the physicochemical parameters of oil in the laboratory.
При сдаче нефти из резервуара должны быть закрыты и опломбированы задвижки на всех линиях, кроме линии, по которой осуществляется откачка жидкости.When delivering oil from the tank, valves on all lines must be closed and sealed, except for the line along which the liquid is pumped out.
Используя пробозаборное устройство 2, установленное на выходном трубопроводе резервуара, через шаровой кран 3 перед откачкой отбирается проба для определения плотности пластовых вод в химической лаборатории.Using a sampling device 2 installed on the outlet pipe of the tank, a sample is taken through a ball valve 3 before pumping out to determine the density of formation water in a chemical laboratory.
Перед откачкой проверяют закрыты ли задвижки 4, 24 и 25. Затем открывают задвижки 20 и 21, шаровые краны 5 и 16. Приоткрывают задвижки с дистанционным управлением 4 и 25. Заполняют датчики плотномера 19 и ПИП-ВСН 17, а также линию качества пластовыми водами. Фиксируют плотность пластовых вод. Открывают полностью вначале задвижку 4, а затем задвижку 25 и осуществляют откачку жидкости из резервуара.Before pumping, check whether the valves 4, 24 and 25 are closed. Then open the valves 20 and 21, ball valves 5 and 16. Open the valves with remote control 4 and 25. Fill the sensors of the density meter 19 and PIP-VSN 17, as well as the quality line with produced water . Fix the density of formation water. At first fully open the valve 4, and then the valve 25 and pump the liquid out of the tank.
При проведении приемосдаточных операций масса откачиваемой партии жидкости (сырой нефти) определяют как разность масс жидкости в резервуаре на моменты начала и завершения откачки. При этом массы продукта на момент начала и завершения откачки рассчитываются исходя из измеренных и вычисленных значений объема и плотности жидкости в начале и в конце откачки.When carrying out acceptance operations, the mass of the pumped out batch of liquid (crude oil) is determined as the difference in the mass of liquid in the tank at the moments of the beginning and completion of pumping. The mass of the product at the time of the beginning and completion of pumping is calculated based on the measured and calculated values of the volume and density of the liquid at the beginning and at the end of pumping.
Определение массы жидкости в резервуаре выполняется после того, как резервуар находился в состоянии отстоя и после истечения времени отстоя, регламентируемого технологическим процессом, учитывающим наличие деэмульгатора и стойкость водонефтяной эмульсии.The determination of the mass of liquid in the tank is carried out after the tank was in a state of sludge and after the expiration of the time of sludge, regulated by the technological process, taking into account the presence of a demulsifier and the stability of the oil-water emulsion.
После истечения времени отстоя из резервуара отбирают точечные пробы сырой нефти и выполняют лабораторный анализ объединенной пробы для определения плотности пробы, нефти и пластовых вод, содержания балласта (воды, солей и механических примесей).After the sludge time has elapsed, spot samples of crude oil are taken from the tank and a laboratory analysis of the combined sample is performed to determine the density of the sample, oil and formation water, and the content of ballast (water, salts and solids).
Объем жидкости в резервуаре определяют непрерывно (автоматически) по уровню жидкости и данным градуировочной таблицы на резервуар, составленной и утвержденной в установленном порядке и внесенной в базу данных. Измерение уровня раздела газ-жидкость выполняют датчиком Дур радарного уровнемера ВМ 70Р фирмы Кроне, который смонтирован сверху резервуара.The volume of liquid in the tank is determined continuously (automatically) by the liquid level and the data of the calibration table for the tank, compiled and approved in the prescribed manner and entered into the database. The measurement of the gas-liquid interface is carried out by the Dur sensor of the BM 70R radar level gauge from Krone, which is mounted on top of the tank.
Измерение среднего значения температуры выполняется в резервуаре многоточечным термометром ДТТ, а в откачиваемом потоке датчиком температуры 23. Точечные термометры должны быть равномерно распределены по высоте резервуара. На основании данных датчика температуры производится автоматическая корректировка объема жидкости в резервуаре по его средней температуре.Measurement of the average temperature is carried out in the tank with a multipoint DTT thermometer, and in the pumped-out stream with a temperature sensor 23. Point thermometers should be evenly distributed over the height of the tank. Based on the data of the temperature sensor, the volume of liquid in the tank is automatically adjusted according to its average temperature.
Измерение плотности потока жидкости, откачиваемой из резервуара, осуществляется плотномером 7826 фирмы Solartron. Если же диапазон изменения скоростей потока жидкости не соответствует паспортным данным плотномера 7826, то мгновенные значения плотности откачиваемой жидкости можно получить, используя плотномер 7835 той же фирмы, размещенный в узле качества.The density measurement of the fluid flow pumped out of the tank is carried out with a Solartron densitometer 7826. If the range of variation of the fluid flow rates does not correspond to the passport data of the densitometer 7826, then the instantaneous density values of the pumped liquid can be obtained using the densitometer 7835 of the same company, located in the quality node.
В процессе опорожнения резервуара из трубопровода отбирают в узел качества объединенную пробу жидкости и выполняют ее лабораторный анализ для определения плотностей жидкости (сырой нефти), нефти и пластовых вод, содержания воды, солей и механических примесей. Затем осуществляют ручной ввод результатов лабораторного анализа: плотностей при 20°С и процентного содержания балласта.In the process of emptying the tank from the pipeline, a combined liquid sample is taken to the quality unit and its laboratory analysis is performed to determine the densities of the liquid (crude oil), oil and produced water, water content, salts and solids. Then carry out manual input of the results of laboratory analysis: densities at 20 ° C and the percentage of ballast.
Приведение измеренных значений плотности жидкости к стандартной температуре 20°С выполняют по таблице ГОСТ 3900. далее полученное по таблице значение плотности пересчитывается на плотность D20 в вакууме, что достигается увеличением значений плотности на 1,1 кг/м3 Bringing the measured values of the density of the liquid to a standard temperature of 20 ° C is performed according to the table GOST 3900. Further, the density value obtained from the table is converted to the density D 20 in vacuum, which is achieved by increasing the density by 1.1 kg / m 3
Массу М откачанной нефти и процентное содержание балласта SW определяют из следующих выражений:The mass M of pumped oil and the percentage of ballast SW is determined from the following expressions:
где GSV1 - объем сырой нефти до откачки, м3;where GSV1 is the volume of crude oil before pumping, m 3 ;
GSV2 - объем сырой нефти после откачки, м3;GSV2 - the volume of crude oil after pumping, m 3 ;
W - объемная доля воды, %;W is the volume fraction of water,%;
DB - плотность пластовой воды, кг/м3;D B - density of produced water, kg / m 3 ;
D20 - плотность сырой нефти при 20°С в вакууме, кг/м3;D 20 - the density of crude oil at 20 ° C in vacuum, kg / m 3 ;
Wmn - массовая доля механических примесей, %.W mn - mass fraction of mechanical impurities,%.
Для всех параметров, измеренных непосредственно на ИИС и в лаборатории по отобранным объединенным пробам, производят сравнения этих параметров и результат сравнения считается положительным, если выполняется условие:For all parameters measured directly on the IMS and in the laboratory for selected combined samples, comparisons of these parameters are made and the result of the comparison is considered positive if the condition is met:
|PAR-PARлаб|≤ΔPAR+ΔPARлаб, где| PAR-PAR lab | ≤ΔPAR + ΔPAR lab , where
PAR и PARлаб - тот или иной физический параметр сырой нефти или пластовой воды, измеренный непосредственно в ИИС или и лаборатории по объединенной пробе, отобранной в трубопроводе или в резервуаре;PAR and PAR lab - one or another physical parameter of crude oil or produced water, measured directly in the IIS or in the laboratory using a combined sample taken in a pipeline or in a tank;
ΔPAR и ΔPARлаб - абсолютные погрешности непосредственных измерений и лабораторного анализа соответственно.ΔPAR and ΔPAR lab are the absolute errors of direct measurements and laboratory analysis, respectively.
ИИС автоматически осуществляет обработку результатов измерений для вычисления массы по вышеприведенной формуле.IIS automatically processes the measurement results to calculate the mass according to the above formula.
Для получения данных о массе нетто нефти в откачиваемой жидкости используют установленные после центробежного насоса полнопоточные первичный измерительный преобразователь объемной доли воды W в нефти ПИП-ВСН и датчик плотности 7826 фирмы Solartron.To obtain data on the net oil mass in the pumped liquid, a full-flow primary measuring transducer of the volume fraction of water W in PIP-VSN oil and a density sensor 7826 from Solartron, installed after the centrifugal pump, are used.
Кроме того, в трубопроводе установлены датчики давления и температуры фирмы Фишер Роземаут. Эти средства используются для определения текущих значений плотности Di, объемной доли Wi воды в нефти, температуры Ti и давления Pi откачиваемой из резервуара жидкости. ИИС усредняет текущие значения измеряемых параметров за интервал времени, равный периоду опроса параметров жидкости в резервуаре, например 2-3 секунды,In addition, Fisher Rosemouth pressure and temperature sensors are installed in the pipeline. These tools are used to determine the current values of the density Di, volume fraction Wi of water in oil, temperature Ti and pressure Pi of the liquid pumped out of the tank. IMS averages the current values of the measured parameters over a time interval equal to the period of the interrogation of the parameters of the liquid in the tank, for example 2-3 seconds,
Следовательно, каждые 2-3 секунды получают данные о массе брутто жидкости Mi, средней плотности Di и средних значениях объемной доли воды Wi, используя которые можно определить объем воды Qiв за интервал измерения. Просуммировав значения Qiв за все время откачки, получают объем пластовой воды в отгруженном продукте.Therefore, every 2-3 seconds, data are obtained on the gross mass of the liquid Mi, average density Di and average values of the volume fraction of water Wi, using which it is possible to determine the volume of water Qiв during the measurement interval. Summing the Qiv values for the entire pumping time, we obtain the volume of produced water in the shipped product.
Массу пластовой воды МВ определяют по формуле:The mass of produced water M In is determined by the formula:
Контроль точности измерений массы нефти производится ИИС сравнением с результатами, полученными при измерениях параметров жидкости по пробам, взятым из резервуара.The accuracy control of measurements of the mass of oil is carried out by the IIS by comparison with the results obtained when measuring the parameters of the liquid from samples taken from the reservoir.
Claims (8)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2002109834/03A RU2245444C2 (en) | 2002-04-16 | 2002-04-16 | Method for recording oil flow |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2002109834/03A RU2245444C2 (en) | 2002-04-16 | 2002-04-16 | Method for recording oil flow |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2002109834A RU2002109834A (en) | 2003-10-27 |
| RU2245444C2 true RU2245444C2 (en) | 2005-01-27 |
Family
ID=35139245
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2002109834/03A RU2245444C2 (en) | 2002-04-16 | 2002-04-16 | Method for recording oil flow |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2245444C2 (en) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN105156102A (en) * | 2015-09-28 | 2015-12-16 | 中国石油大学(北京) | Water body energy three-dimensional physical simulation device and method of bottom water reservoir |
| RU2620702C1 (en) * | 2015-12-29 | 2017-05-29 | Публичное Акционерное Общество "Нефтеавтоматика" | Method of determining the formation water share in the production of oil wells |
| RU2625130C1 (en) * | 2016-03-10 | 2017-07-11 | Публичное Акционерное Общество "Нефтеавтоматика" | Method for determining the proportion of free and dissolved gas in crude oil at metering stations |
-
2002
- 2002-04-16 RU RU2002109834/03A patent/RU2245444C2/en not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| Методы измерения массы. Нефть и продукты. ГОСТ 26976-86. * |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN105156102A (en) * | 2015-09-28 | 2015-12-16 | 中国石油大学(北京) | Water body energy three-dimensional physical simulation device and method of bottom water reservoir |
| CN105156102B (en) * | 2015-09-28 | 2018-02-27 | 中国石油大学(北京) | Bottom water reservoir water energy three-dimensional physical simulation device and method |
| RU2620702C1 (en) * | 2015-12-29 | 2017-05-29 | Публичное Акционерное Общество "Нефтеавтоматика" | Method of determining the formation water share in the production of oil wells |
| RU2625130C1 (en) * | 2016-03-10 | 2017-07-11 | Публичное Акционерное Общество "Нефтеавтоматика" | Method for determining the proportion of free and dissolved gas in crude oil at metering stations |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US4773257A (en) | Method and apparatus for testing the outflow from hydrocarbon wells on site | |
| RU2168011C2 (en) | Well testing automated system and method of its operation | |
| US4689989A (en) | Method and apparatus for testing the outflow from hydrocarbon wells on site | |
| US5363696A (en) | Method and arrangement for oil well test system | |
| NO313528B1 (en) | Oil well production analyzer and method for fluid analysis | |
| RU2328597C1 (en) | Process and device of oil well yield measurement at group facilities | |
| RU2245444C2 (en) | Method for recording oil flow | |
| RU2532490C1 (en) | Method and installation for flow rate measurement of products from gas-condensate and oil wells | |
| GB2331978A (en) | A method and apparatus for taking liquid samples in a gas outlet pipe of a liquid/gas separator, fed with an oil well effluent | |
| US20160341645A1 (en) | Inline multiphase densitometer | |
| CN201926490U (en) | Exit oil/water two-phase metering system | |
| RU2225507C1 (en) | Device for measuring water percentage in oil in wells | |
| RU2647539C1 (en) | Method of measuring the debit of oil well production | |
| RU2340772C2 (en) | Method of evaluation of water cuttings of well production of oil wells "охн+" | |
| GB2562993A (en) | Multiphase flow meter calibrator and sampling system | |
| RU2763193C1 (en) | Method for determining the proportion of petroleum (associated) gas in crude petroleum | |
| RU2807959C1 (en) | Method for determining water cut in oil well production | |
| RU2695909C1 (en) | Method of determining water content of oil well product | |
| JP2011069801A (en) | Measuring device of amount of bubble within liquid by measurement of volume change rate | |
| RU59715U1 (en) | OIL, GAS AND WATER WELL PRODUCT METER | |
| RU50653U1 (en) | TEST STAND FOR MEASUREMENTS OF OIL CONSUMPTION AND AMOUNT OF FREE GAS USING THE EXISTING OIL ACCOUNTING DIAGRAM (OUN) AND TUBE-PISTON CHECKING INSTALLATION (TPU) | |
| CN114270188A (en) | Method and system for detecting at least one contaminant in a liquid fuel stream | |
| RU2375696C2 (en) | Method and device for determination of single component density in fluid multicomponent stream | |
| RU132837U1 (en) | INSTALLATION FOR DETERMINING PRODUCT PARAMETERS PRODUCED FROM OIL WELLS | |
| CN201788002U (en) | Small-bore flow meter detecting device |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| HE4A | Notice of change of address of a patent owner | ||
| HE4A | Notice of change of address of a patent owner | ||
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20090417 |