RU2521623C1 - Method for identification of well with variable mass flow rate at well pad - Google Patents
Method for identification of well with variable mass flow rate at well pad Download PDFInfo
- Publication number
- RU2521623C1 RU2521623C1 RU2013110214/03A RU2013110214A RU2521623C1 RU 2521623 C1 RU2521623 C1 RU 2521623C1 RU 2013110214/03 A RU2013110214/03 A RU 2013110214/03A RU 2013110214 A RU2013110214 A RU 2013110214A RU 2521623 C1 RU2521623 C1 RU 2521623C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- oil
- wells
- flow rate
- mass flow
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Measuring Volume Flow (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к области измерения и контроля дебита нефтяных скважин и может быть использовано в информационно-измерительных системах добычи, транспорта, подготовки нефти, газа и воды.The invention relates to the field of measuring and controlling the flow rate of oil wells and can be used in information-measuring systems for production, transport, preparation of oil, gas and water.
Известен способ идентификации скважины с измененным массовым расходом продукции куста нефтяных скважин, заключающийся в измерении на групповой замерной установке, поочередно для каждой скважины куста скважин за фиксированный интервал времени, расходных параметров скважины: массового расхода жидкости (водонефтяной смеси) Мжi, объемного расхода свободного газа Qгi и массового расхода сырой нефти Мнi, а также в одновременном непрерывном измерении интегральных расходных параметров куста скважин: массового расхода жидкости (водонефтяной смеси) Мжи и объемного расхода газа Qги, реализованный на установке для измерения дебита группы нефтяных скважин, содержащей групповую замерную установку, выход которой подсоединен к промежуточному трубопроводу-коллектору. Вторым концом трубопровод-коллектор подсоединен к боковому патрубку дополнительного вертикального резервуара-сепаратора, верхний и нижний патрубки которого соединены с дополнительными трубопроводами отведения попутного газа и жидкости с установленными на них, соответственно, преобразователем объемного расходомера-счетчика газа и массовым расходомером-счетчиком жидкости, при этом вторые концы дополнительных трубопроводов отведения попутного газа и слива жидкости соединены через обратный клапан с нефтесборным коллектором (Патент РФ №115824, публ. 10.05.2012).Known method for identifying the well with the modified mass flow of oil wells bush products, consisting in measuring on a group measuring installation, alternately for each well well cluster over a fixed time interval, consumable downhole parameters: mass flow rate (water-oil mixture) M zhi, the volumetric flow rate of free gas Q gi and the mass flow rate of crude oil M ni , as well as in the simultaneous continuous measurement of the integral flow rate parameters of the wellbore: mass flow rate of the liquid (oil-water nth mixture) Man and the volumetric gas flow rate Q gi , implemented on the installation for measuring the flow rate of a group of oil wells, containing a group metering unit, the output of which is connected to an intermediate manifold pipeline. The second end of the manifold pipe is connected to the side pipe of an additional vertical separator tank, the upper and lower pipes of which are connected to additional associated gas and liquid discharge pipelines with, respectively, a volumetric gas flow meter and a liquid mass flow meter transducer installed at this second ends of the additional pipelines for the removal of associated gas and drain the liquid are connected through a check valve to the oil collector (Patent RF №115824, publ. 10.05.2012).
В данном устройстве наличие дополнительных преобразователей объемного расходомера-счетчика газа и массового расходомера-счетчика жидкости для измерения интегральных расходов группы скважин по жидкости и газу позволяет повысить надежность измерений дебита нефтяных скважин за счет дублирования измерений, обеспечивает возможность непрерывной корректировки (уточнения) алгоритма измерения покомпонентного состава продукции скважин путем сравнения результатов дискретных измерений дебитов с результатами мгновенных измерений интегральных дебитов с использованием расходомеров-счетчиков жидкости и газа. Реализуемый данной установкой способ позволяет быстро зафиксировать уменьшение суммарного расхода по жидкости куста нефтяных скважин, поскольку по этому параметру производится непрерывный мониторинг, и оперативно отреагировать на данное отклонение, а именно произвести визуальный осмотр скважин непосредственно на кусте и выявить из них скважину с измененным режимом работы.In this device, the presence of additional transducers of a volumetric flow meter-gas meter and a mass flow meter-fluid meter for measuring the integral flow rates of a group of wells by fluid and gas allows to increase the reliability of measurements of the flow rate of oil wells due to the duplication of measurements, provides the possibility of continuous adjustment (refinement) of the algorithm for measuring the component composition well production by comparing the results of discrete measurements of flow rates with the results of instantaneous measurements of the integral flow rates using flow meters, liquid and gas meters. The method implemented by this installation allows you to quickly detect a decrease in the total fluid flow rate of an oil well cluster, because this parameter is used for continuous monitoring, and to quickly respond to this deviation, namely, to conduct a visual inspection of the wells directly on the cluster and identify a well with a changed operating mode from them.
Таким образом, в известном способе изменение суммарного расхода жидкости куста скважин дает оператору лишь сигнал об изменении режима работы одной из скважин, но не дает расшифровку этого сигнала, не идентифицирует конкретную скважину с нарушенным режимом работы.Thus, in the known method, changing the total flow rate of the wellbore fluid gives the operator only a signal about a change in the operating mode of one of the wells, but does not decrypt this signal, does not identify a specific well with a disturbed operating mode.
Наиболее близким техническим решением (прототипом) к заявляемому способу является способ идентификации скважины с измененным массовым расходом жидкости куста нефтяных скважин, заключающийся в подключении всех добывающих скважин куста к промежуточному нефтесборному коллектору и непрерывном измерении посредством установленного на промежуточном нефтесборном коллекторе бессепарационного расходомера, например мультифазного, суммарных расходных параметров куста скважин: массового расхода жидкости (водонефтяной смеси) Мжи и объемного расхода газа Qги, причем все добывающие скважины подключают к промежуточному нефтесборному коллектору через переключатель нефтяных скважин с возможностью отвода продукции каждой скважины куста нефтяных скважин через байпасный трубопровод в обход бессепарационного расходомера.The closest technical solution (prototype) to the claimed method is a method for identifying a well with a modified mass flow rate of the liquid of an oil well cluster, which consists in connecting all of the producing wells in a cluster to an intermediate oil collector and continuous measurement by means of a non-separating flowmeter installed on the intermediate oil collector, for example, multiphase, total consumables well cluster parameters: mass flow rate of liquid (oil-water mixture) and Ms M obemnog gas flow Q gi, all production wells connected to the intermediate oil collecting manifold through switch oil wells, with each well retraction production oil well cluster through bypass conduit bypassing besseparatsionnogo flowmeter.
В данном способе контроллером, по встроенной в него специальной программе, осуществляется мониторинг разностей суммарных (по кусту нефтяных скважин) дебитов (по нефти, газу и воде), измеренных, соответственно, групповой замерной установкой (метод дискретных измерений) и мультифазным расходомером (метод непрерывных измерений), и по отклонению разностей дебитов за пределы заданных в контроллере уставок (по нефти, газу и воде) оператором принимается то или иное решение в отношении изменения массового расхода скважин (Заявка №2011134553/03(051192), решение о выдаче патента на изобретение от 10.01.2013).In this method, the controller, according to the special program built into it, monitors the differences in the total (over the well of oil wells) production rates (in oil, gas and water), measured, respectively, by a group metering device (discrete measurement method) and a multiphase flow meter (continuous method measurements), and by deviating the difference in flow rates beyond the limits set in the controller (for oil, gas and water), the operator makes one or another decision regarding changes in the mass flow rate of wells (Application No. 2011114553/03 (051192), dec statement on the grant of a patent for an invention dated 10.01.2013).
Данный способ позволяет выявить нарушения рабочих режимов эксплуатации нефтяных скважин куста (группы) нефтяных скважин, используя результаты дискретных (ГЗУ) и непрерывных (мультифазный расходомер) измерений, однако, он также имеет существенный недостаток, который заключается, во-первых, в том, что он не дает возможности идентифицировать конкретную скважину с нарушенным режимом работы, а во-вторых, данный способ не дает возможности, или, по крайней мере, затрудняет определение характера (причины) нарушения этого режима работы.This method allows you to identify violations of the operating modes of the oil wells of the cluster (group) of oil wells using the results of discrete (GZU) and continuous (multiphase flow meter) measurements, however, it also has a significant drawback, which consists, firstly, in that it does not make it possible to identify a specific well with a disrupted operating mode, and secondly, this method does not make it possible, or at least difficult to determine the nature (cause) of a violation of this operating mode.
Задачей, на решение которой направлено заявленное изобретение, является обеспечение возможности идентификации скважины с измененным массовым расходом жидкости куста нефтяных скважин непосредственно в процессе измерения дебита скважин.The problem to which the claimed invention is directed, is to provide the ability to identify wells with a changed mass flow rate of the fluid in the oil well cluster directly in the process of measuring the flow rate of wells.
Технический результат достигается тем, что в способе идентификации скважины с измененным массовым расходом куста нефтяных скважин, заключающимся в подключении всех добывающих скважин куста к промежуточному нефтесборному коллектору и непрерывном измерении посредством установленного на промежуточном нефтесборном коллекторе бессепарационного расходомера, например мультифазного, суммарных расходных параметров куста скважин: массового расхода жидкости (водонефтяной смеси) Мжи и объемного расхода газа Qги, причем все добывающие скважины подключают к промежуточному нефтесборному коллектору через переключатель нефтяных скважин с возможностью отвода продукции каждой скважины куста нефтяных скважин через байпасный трубопровод в обход бессепарационного расходомера, непрерывно вычисляют численное значение коэффициента
В дополнение к этому, в процессе эксплуатации куста нефтяных скважин после каждого очередного отклонения текущего численного значения Ки за пределы заданных уставок ±ΔКи с последующей идентификацией i-й скважины с измененным массовым расходом жидкости, данные текущие численные значения Кi и Ки принимают в качестве предварительно заданных, с сохранением численного значения допустимого отклонения ±ΔКи.In addition to this, during the operation of the oil well cluster after each subsequent deviation of the current numerical value K and beyond the specified settings ± ΔK and with the subsequent identification of the i-th well with a changed mass flow rate, these current numerical values K i and K and take as predefined, while maintaining the numerical value of the tolerance ± ΔK and .
Непрерывное определение отношения суммарных расходных параметров: массового расхода жидкости к объемному расхода газа, сравнение этих значений в каждый момент времени с предварительно заданным его значением, и, при наличии отклонения от заданных значений, измерение суммарного массового расхода жидкости Мжи(n-1) и суммарного объемного расхода свободного газа Qги(n-1) по (n-1) скважинам, где n - общее число скважин в кусте, вычисление по каждой скважине массового расхода жидкости Мжi, объемного расхода свободного газа Qгi и коэффициента
На чертеже приведена принципиальная схема устройства для измерения дебита куста нефтяных скважин, реализующего предлагаемый способ.The drawing shows a schematic diagram of a device for measuring the flow rate of a cluster of oil wells that implements the proposed method.
В данном устройстве для измерения дебита нефтяных скважин все скважины куста нефтяных скважин 1 подсоединены к промежуточному нефтесборному коллектору 2 через многоходовый переключатель 3 скважин (ПСМ). С помощью байпасного трубопровода 4 имеется возможность посредством переключателя скважин 3 подключить выход каждой из скважин куста 1 в обход бессепарационного, например мультифазного, расходомера 5, установленного в комплекте с контроллером (не показан) на промежуточном нефтесборном коллекторе 2, который, в свою очередь, через обратный клапан 6 присоеденен к нефтесборному коллектору (на чертеже не показан).In this device for measuring the flow rate of oil wells, all the wells in the cluster of
В процессе работы данного устройства мультифазный расходомер 5, установленный на выходе промежуточного нефтесборного коллектора 4, осуществляет непрерывный мониторинг (измерения) суммарных (по кусту нефтяных скважин) расходных параметров по жидкости (водонефтяной смеси Мжи) и по объемному расходу свободного газа Qги. Измерения производятся, соответственно, в единицах массы и объема.In the process of operation of this device, a
Интегральная оценка массового расхода жидкости, полученная с помощью непрерывных измерений, позволяет мгновенно отметить факт изменения режима работы какой-либо из скважин. Для определения тех или иных отклонений в режиме работы какой-то скважины куста нефтяных скважин естественно предположить, что это отклонение отразится прежде всего на изменении какого-либо интегрального показателя куста нефтяных скважин, например, суммарного массового расхода жидкости Мжи. Естественно предположить также, что это изменение должно быть больше, чем предельная погрешность его (расхода) измерения. Очевидно также, что при снижении массового расхода жидкости Мжi одной скважины при постоянной обводненности (Wж=Const) изменится массовый расход нефти Mнi этой скважины и соответственно изменится расход свободного газа Qгi.An integrated estimate of the mass flow rate of fluid obtained by continuous measurements allows you to instantly note the fact of a change in the operating mode of any of the wells. To determine these or other abnormalities in the operation of some oil wells the well cluster is natural to assume that this deviation will affect primarily on the change of a bush integral index of oil wells, for example, the total liquid mass flow M yarn. It is also natural to assume that this change should be greater than the marginal error of its (consumption) measurement. It is also obvious that with a decrease in the mass flow rate of liquid М Жi of one well at constant water cut (W Ж = Const), the mass flow rate of oil M нi of this well will change and, accordingly, the flow rate of free gas Q gi will change.
Пусть по каждой скважине куста нефтяных скважин нам известны (измерены) следующие суточные расходные параметры: Мжi, Qгi, Mнi, и Ki, где Кi определяется по формуле:Suppose that for each well of a cluster of oil wells we know (measured) the following daily expenditure parameters: М жi , Q Гi , M нi , and K i , where К i is determined by the formula:
Предположим, что на одной из скважин куста нефтяных скважин снизился массовый расход по жидкости на величину ΔМжi, тогда на эту же величину соответственно изменится и суммарный массовый расход жидкости Мжи в соответствии с формулой:Suppose that one of the oil well well cluster decreased mass flow of fluid on the value ΔM zhi, then by the same amount change accordingly and the total mass flow rate M yarn according to the formula:
Известно, что при условии Wж=Const снижение массового расхода жидкости на скважине повлечет за собой уменьшение массового расхода нефти в соответствии с формулой (см., например, Научно-технический журнал «Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2006. - №11. - С.4-19):It is known that under the condition W x = Const reduction of mass flow rate at the well will result in a reduction of mass of oil flow in accordance with the formula (see., E.g., Scientific and technical journal "Automation of the remote control and communication in the oil industry. M .: JSC "VNIIOENG", 2006. - No. 11. - S.4-19):
где ρв и ρж - соответственно плотности воды и жидкости.where ρ in and ρ W - respectively, the density of water and liquid.
Изменение массового расхода нефти скважины, в свою очередь, приведет и к снижению величины Qгi скважины, так как:A change in the mass flow rate of the oil of the well, in turn, will lead to a decrease in the value of Q gi of the well, since:
где Qгi(p) - расход газа в рабочих условиях; Мно - массовый расход нефти в нормальных условиях; Гсв - объем свободного газа/на тонну нефти; Р0 и Рр - давление, соответственно в нормальных и рабочих условиях.where Q gi (p) is the gas flow rate under operating conditions; M but - the mass flow of oil under normal conditions; G St - the volume of free gas / per ton of oil; P 0 and P p - pressure, respectively, in normal and operating conditions.
Имея численное значение ΔМжi и используя формулы (3) и (4), определяют (вычисляют) отклонения по суммарным расходным параметрам куста нефтяных скважин Qги и Мни, соответственно по газу и по нефти. В целом, по кусту нефтяных скважин, эти отклонения будут равны ΔМжи, ΔQги и ΔМни, а новые интегральные расходные параметры будут соответственно определяться(вычисляться) по формулам:With numerical value ΔM zhi and using formula (3) and (4), is determined (calculated) total deviation parameters bush consumable oil wells Q w and M audio respectively for gas and oil. In general, the bush oil wells, these deviations will be equal to ΔM Ms,? Q gi and no ΔM, and new supplies integrated parameters will accordingly be determined (calculated) by the formulas:
Таким образом, способ идентификации скважины с измененным массовым расходом жидкости куста нефтяных скважин осуществляется следующим образом.Thus, a method for identifying a well with a changed mass flow rate of a liquid in an oil well cluster is as follows.
По кусту нефтяных скважин вычисляется и запоминается (с помощью контроллера) численное значение коэффициента
После того как скважина с измененным массовым расходом жидкости куста нефтяных скважин идентифицирована, численное значение коэффициента Кi (данной скважины с измененным массовым расходом жидкости) и текущее численное значение Ки принимают в качестве предварительно заданных, с сохранением численного значения допустимого отклонения ±ΔКи.After a well with the modified mass flow of oil wells bush liquid identified, the numerical value of the coefficient K i (given well with altered mass flow) and the current numerical value of K and is taken as predetermined, preserving numerical value tolerance ± ΔK and.
Предлагаемый способ, используя признак изменения суммарной оценки массового расхода жидкости куста нефтяных скважин и в дальнейшем отклонения коэффициента Ки за пределы заданных уставок ±ΔКи, обеспечивает возможность идентификации скважины с измененным массовым расходом куста нефтяных скважин непосредственно в процессе измерения дебита скважин.The proposed method, using the sign of changing the total estimate of the mass flow rate of the liquid in the oil well cluster and further deviations of the coefficient K and beyond the specified settings ± ΔK and , provides the possibility of identifying the well with the changed mass flow rate of the oil well cluster directly in the process of measuring the flow rate of the wells.
Также непрерывные измерения и вычисления интегральных расходных показателей по жидкости, свободному газу (Мжи, Qги) и по коэффициенту Ки позволяют программным путем отслеживать тренды этих показателей и по их виду следить за динамикой их изменения с целью прогнозирования (экстраполяции) нарушения режима эксплуатации куста нефтяных скважин.Also, continuous measuring and calculating integral consumable indicators liquid-free gas (M Ms, Q w) and the coefficient K and a permit program by tracking trends in these parameters, and their mean follow the dynamics of their changes in order to predict (extrapolate) disorders operating mode oil well bush.
Claims (2)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2013110214/03A RU2521623C1 (en) | 2013-03-06 | 2013-03-06 | Method for identification of well with variable mass flow rate at well pad |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2013110214/03A RU2521623C1 (en) | 2013-03-06 | 2013-03-06 | Method for identification of well with variable mass flow rate at well pad |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2521623C1 true RU2521623C1 (en) | 2014-07-10 |
Family
ID=51217017
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2013110214/03A RU2521623C1 (en) | 2013-03-06 | 2013-03-06 | Method for identification of well with variable mass flow rate at well pad |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2521623C1 (en) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2596611C2 (en) * | 2014-05-14 | 2016-09-10 | Акционерное общество "Инженерно-производственная фирма "Сибнефтеавтоматика" (АО "ИПФ "СибНА") | Adaptive method for measuring flow rate of gas condensate well products |
Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU751977A1 (en) * | 1976-05-20 | 1980-07-30 | Всесоюзный Научно-Исследовательский Институт Организации,Управления И Экономики Нефтегазовой Промышленности | Method of measuring well yield |
US5259239A (en) * | 1992-04-10 | 1993-11-09 | Scott Gaisford | Hydrocarbon mass flow meter |
RU2247239C1 (en) * | 2003-07-14 | 2005-02-27 | Открытое акционерное общество "Инженерно- производственная фирма "СИБНЕФТЕАВТОМАТИКА" (ОАО ИПФ "СибНА") | Method for measuring debit of oil wells group |
RU2338873C2 (en) * | 2006-11-07 | 2008-11-20 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Well cluster productivity determining system |
RU2350739C2 (en) * | 2006-12-06 | 2009-03-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Уренгой" (ООО "Газпром добыча Уренгой") | Method of distribution of oil withdrawal between blower and gas-lift wells |
RU115824U1 (en) * | 2011-10-12 | 2012-05-10 | Открытое акционерное общество "Инженерно-производственная фирма "СИБНЕФТЕАВТОМАТИКА" (ОАО ИПФ "СибНА") | DEVICE FOR MEASURING THE DEBIT OF A GROUP OF OIL WELLS |
RU2482265C2 (en) * | 2011-08-17 | 2013-05-20 | Открытое акционерное общество "Инженерно-производственная фирма "СИБНЕФТЕАВТОМАТИКА" (ОАО ИПФ "СибНА") | Setup method of oil well cluster, and device for oil collection and transport of oil well cluster |
-
2013
- 2013-03-06 RU RU2013110214/03A patent/RU2521623C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU751977A1 (en) * | 1976-05-20 | 1980-07-30 | Всесоюзный Научно-Исследовательский Институт Организации,Управления И Экономики Нефтегазовой Промышленности | Method of measuring well yield |
US5259239A (en) * | 1992-04-10 | 1993-11-09 | Scott Gaisford | Hydrocarbon mass flow meter |
RU2247239C1 (en) * | 2003-07-14 | 2005-02-27 | Открытое акционерное общество "Инженерно- производственная фирма "СИБНЕФТЕАВТОМАТИКА" (ОАО ИПФ "СибНА") | Method for measuring debit of oil wells group |
RU2338873C2 (en) * | 2006-11-07 | 2008-11-20 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Well cluster productivity determining system |
RU2350739C2 (en) * | 2006-12-06 | 2009-03-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Уренгой" (ООО "Газпром добыча Уренгой") | Method of distribution of oil withdrawal between blower and gas-lift wells |
RU2482265C2 (en) * | 2011-08-17 | 2013-05-20 | Открытое акционерное общество "Инженерно-производственная фирма "СИБНЕФТЕАВТОМАТИКА" (ОАО ИПФ "СибНА") | Setup method of oil well cluster, and device for oil collection and transport of oil well cluster |
RU115824U1 (en) * | 2011-10-12 | 2012-05-10 | Открытое акционерное общество "Инженерно-производственная фирма "СИБНЕФТЕАВТОМАТИКА" (ОАО ИПФ "СибНА") | DEVICE FOR MEASURING THE DEBIT OF A GROUP OF OIL WELLS |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2596611C2 (en) * | 2014-05-14 | 2016-09-10 | Акционерное общество "Инженерно-производственная фирма "Сибнефтеавтоматика" (АО "ИПФ "СибНА") | Adaptive method for measuring flow rate of gas condensate well products |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US10415357B2 (en) | Frac flow-back control and/or monitoring system and methods | |
DK179510B1 (en) | MULTIFASE FLUID ANALYSIS | |
AU2013405149B2 (en) | Coriolis direct wellhead measurement devices and methods | |
US20140096836A1 (en) | Method and automated system for control of oil well production and modular skid for use in said method | |
RU2556482C2 (en) | Method to control hydrate formation degree and technical state of operating gas equipment | |
RU2754656C1 (en) | Method and system for measuring flow rates of multiphase and/or multicomponent fluid extracted from oil and gas well | |
RU2344288C2 (en) | Method of determining production capacity of well field | |
RU2521623C1 (en) | Method for identification of well with variable mass flow rate at well pad | |
CN103924963B (en) | Indicator sampling rate automatic switchover method | |
EP2229577B1 (en) | Method for operating a coriolis mass flow meter and coriolis mass flow meter | |
RU2328518C1 (en) | Method and device for controlling oil-water interface level in sealed running reservoirs | |
RU2629787C2 (en) | Oil well separated gaging device by oil, gas and water | |
RU2685441C1 (en) | Control method of liquid and gas phases removal from separation tank | |
NO20141350A1 (en) | System for production increase and flow rate measurement in a pipeline | |
RU2531500C1 (en) | Method for identification of well with variable water cut at well pad | |
RU114338U1 (en) | DEVICE FOR MEASURING OIL PRODUCING WELLS | |
RU108801U1 (en) | DEVICE FOR MEASURING OIL WELL DEBIT | |
NO347308B1 (en) | System and method for monitoring the content of a multiphase flow | |
RU2568737C1 (en) | Method of determination of hydraulic resistance factor of gas gathering line in apcs of gas treatment units of gas condensate fields at far north | |
RU2382195C1 (en) | Device for oil wells oil recovery rate measurements | |
CN113655821A (en) | Automatic control device and control method for concentration ratio of industrial circulating water | |
RU2571788C1 (en) | Method and system for automated control over oil well stream watering | |
RU2622068C1 (en) | Method for measuring flow rate of oil wells on group measuring units and device for its implementation | |
RU2596611C2 (en) | Adaptive method for measuring flow rate of gas condensate well products | |
RU115824U1 (en) | DEVICE FOR MEASURING THE DEBIT OF A GROUP OF OIL WELLS |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20180307 |
|
NF4A | Reinstatement of patent |
Effective date: 20190201 |
|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20200307 |