RU2623389C1 - Способ определения обводненности нефтеводяной смеси, добываемой из нефтяной скважины - Google Patents

Способ определения обводненности нефтеводяной смеси, добываемой из нефтяной скважины Download PDF

Info

Publication number
RU2623389C1
RU2623389C1 RU2016129942A RU2016129942A RU2623389C1 RU 2623389 C1 RU2623389 C1 RU 2623389C1 RU 2016129942 A RU2016129942 A RU 2016129942A RU 2016129942 A RU2016129942 A RU 2016129942A RU 2623389 C1 RU2623389 C1 RU 2623389C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
venturi
oil
temperature
water
water mixture
Prior art date
Application number
RU2016129942A
Other languages
English (en)
Inventor
Валерий Васильевич Шако
Вячеслав Павлович ПИМЕНОВ
Бертран Тевени
Мария Викторовна Сидорова
Александр Александрович Бурухин
Никита Ильич Рыжиков
Original Assignee
Шлюмберже Текнолоджи Б.В.
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Шлюмберже Текнолоджи Б.В. filed Critical Шлюмберже Текнолоджи Б.В.
Priority to RU2016129942A priority Critical patent/RU2623389C1/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2623389C1 publication Critical patent/RU2623389C1/ru
Priority to US15/655,937 priority patent/US20180245463A1/en

Links

Images

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00—Survey of boreholes or wells
    • E21B47/10—Locating fluid leaks, intrusions or movements
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
    • E21B49/08—Obtaining fluid samples or testing fluids, in boreholes or wells
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00—Survey of boreholes or wells
    • E21B47/06—Measuring temperature or pressure
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00—Survey of boreholes or wells
    • E21B47/06—Measuring temperature or pressure
    • E21B47/07—Temperature
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
    • E21B49/08—Obtaining fluid samples or testing fluids, in boreholes or wells
    • E21B49/087—Well testing, e.g. testing for reservoir productivity or formation parameters
    • E21B49/0875—Well testing, e.g. testing for reservoir productivity or formation parameters determining specific fluid parameters
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01F—MEASURING VOLUME, VOLUME FLOW, MASS FLOW OR LIQUID LEVEL; METERING BY VOLUME
    • G01F1/00—Measuring the volume flow or mass flow of fluid or fluent solid material wherein the fluid passes through a meter in a continuous flow
    • G01F1/05—Measuring the volume flow or mass flow of fluid or fluent solid material wherein the fluid passes through a meter in a continuous flow by using mechanical effects
    • G01F1/34—Measuring the volume flow or mass flow of fluid or fluent solid material wherein the fluid passes through a meter in a continuous flow by using mechanical effects by measuring pressure or differential pressure
    • G01F1/36—Measuring the volume flow or mass flow of fluid or fluent solid material wherein the fluid passes through a meter in a continuous flow by using mechanical effects by measuring pressure or differential pressure the pressure or differential pressure being created by the use of flow constriction
    • G01F1/40—Details of construction of the flow constriction devices
    • G01F1/44—Venturi tubes
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
    • G01N33/00—Investigating or analysing materials by specific methods not covered by groups G01N1/00 - G01N31/00
    • G01N33/26—Oils; viscous liquids; paints; inks
    • G01N33/28—Oils, i.e. hydrocarbon liquids
    • G01N33/2835—Oils, i.e. hydrocarbon liquids specific substances contained in the oil or fuel
    • G01N33/2847—Water in oil
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
    • G01N9/00—Investigating density or specific gravity of materials; Analysing materials by determining density or specific gravity
    • G01N9/26—Investigating density or specific gravity of materials; Analysing materials by determining density or specific gravity by measuring pressure differences

Abstract

Изобретение относится к способам определения состава водонефтяной смеси в скважине и, в частности, к способам, использующим измерение параметров потока добываемого флюида в трубке Вентури, через которую в основной ствол скважины обеспечивают поступление нефтеводяной смеси, добываемой из выделенного сегмента скважины. Технический результат - повышение точности и надежности определения обводненности добываемой нефтеводяной смеси во всем диапазоне значений этой величины. По способу в скважине размещают по меньшей мере одну трубку Вентури, через которую в основной ствол скважины обеспечивают поступление нефтеводяной смеси, добываемой из выделенного сегмента скважины. При этом количество размещаемых трубок Вентури определяют количеством сегментов скважины, для которых нужно определить обводненность добываемой нефтеводяной смеси. В процессе добычи осуществляют измерения давления на входе в трубку Вентури и в горловине трубки Вентури. Посредством датчиков температуры осуществляют измерения температуры потока добываемой нефтеводяной смеси на входе в трубку Вентури и температуры стенки трубки Вентури в горловине трубки. По результатам измерений давления и температуры определяют обводненность нефтеводяной смеси, добываемой из выделенного сегмента скважины. 4 з.п. ф-лы, 7 ил.

Description

Предлагаемое изобретение относится к способам определения состава водонефтяной смеси в скважине, в частности к способам, использующим измерение параметров потока добываемого флюида в трубке Вентури, через которую в основной ствол скважины поступает нефтеводяная смесь, добываемая из выделенного сегмента скважины.
Измерение состава многофазного потока в стволе скважины является важной задачей при контроле и мониторинге добычи. Это востребовано, главным образом, в высокопродуктивных скважинах с сложным заканчиванием, в частности в многозабойных скважинах и скважинах с регуляторами притока, позволяя оптимизировать добычу нефти, снижая дебит или прекращая добычу из сегментов скважины с высокой обводненностью продукции.
В скважинных многофазных расходомерах обычно используется комбинация трубки Вентури (измеряется падение давления в горле трубки Вентури) и устройств для измерения свойств многофазной смеси. Указанные устройства могут представлять собой гамма-денситометр (например, US 6,776,054), емкостный измеритель фазового состава (US 20120041681) и др.
Так, в заявке US 20120041681 описано применение емкостного измерителя фазового состава. Основной недостаток этого способа заключается в низкой точности измерения обводненности при высоких значениях (более 30%) этой величины.
Техническим результатом, обеспечиваемым при реализации предлагаемого изобретения, является повышение точности и надежности определения обводненности добываемой нефтеводяной смеси во всем диапазоне значений этой величины.
В соответствии с предлагаемым способом в скважине размещают по меньшей мере одну трубку Вентури, через которую в основной ствол скважины поступает нефтеводяная смесь, добываемая из выделенного сегмента скважины. В процессе добычи осуществляют измерения давления на входе в трубку Вентури и в горловине трубки Вентури, а также измерения температуры потока добываемой нефтеводяной смеси на входе в трубку Вентури и температуры стенки трубки Вентури в горловине трубки Вентури. По результатам измерений давления и температуры определяют обводненность нефтеводяной смеси, добываемой из выделенного сегмента скважины.
В соответствии с одним из вариантов осуществления изобретения дополнительно проводят измерения давления и температуры добываемой нефтеводяной смеси за выпускным отверстием трубки Вентури. При этом для измерения температуры за выпускным отверстием трубки Вентури могут быть использованы датчики температуры, установленные на расстоянии 10-20 диаметров трубки Вентури после горловины трубки Вентури.
В соответствии с еще одним вариантом осуществления изобретения все измерения температуры осуществляют при изменении дебита или прекращении добычи.
В соответствии с одним вариантом осуществления изобретения для измерения температуры на входе в трубку Вентури используют датчики температуры, установленные на расстоянии 1-2 диаметра трубки Вентури до начала сужения трубки Вентури.
Изобретение поясняется чертежами, где на фиг. 1 приведена схема трубки Вентури, на фиг. 2 показана зависимость коэффициентов Джоуля-Томпсона для воды и некоторых углеводородов от давления при температуре 80°С, на фиг. 3 приведена зависимость адиабатических коэффициентов для воды и некоторых углеводородов от давления при температуре 80°С, на фиг. 4 показана зависимость нагрева нефтеводяной смеси за выпускным отверстием трубки Вентури вследствие эффекта Джоуля-Томсона от обводненности, на фиг. 5 показано расчетное радиальное распределение скоростей (пунктирные линии) и температуры в начале сужения и в горловине трубки Вентури, на фиг. 6 приведена зависимость повышения температуры стенок в горловине трубки Вентури от обводненности, на фиг. 7 - расчетная зависимость амплитуды адиабатических изменений температуры от обводненности для изменения давления δР=10 бар.
Настоящее изобретение включает измерение давлений, а также измерение температуры, характеризующее фазовый состав добываемой смеси, в трубке Вентури. В скважине размещают по меньшей мере одну трубку Вентури, через которую в основной ствол скважины поступает нефтеводяная смесь, добываемая из выделенного сегмента скважины. Количество трубок Вентури определяется количеством сегментов скважины, для которых нужно определить обводненность добываемой нефтеводяной смеси. Обводненность добываемой нефтеводяной смеси определяют с помощью измерения давления и температуры, что является важным для долговременного мониторинга добычи нефти, поскольку современные датчики давления и температуры могут более 10 лет работать в условиях, существующих в стволе скважины. Предлагаемый способ может быть использован в сочетании с известными способами, что позволяет повысить точность определения обводненности добываемой нефтеводяной смеси во всем диапазоне значений этой величины.
В соответствии с изобретением для определения обводненности используют следующие температурные эффекты в потоке добываемой из выделенного сегмента нефтеводяной смеси, которые зависят от состава нефтеводяной смеси:
- нагревание потока в пристеночной области и стенок в горловине трубки Вентури вследствие эффектов вязкой диссипации,
- нагревание потока нефтеводяной смеси вследствие необратимого падения давления в процессе торможения потока после прохождения через трубку Вентури (эффект Джоуля-Томпсона),
- изменения температуры потока, вызванные резкими изменениями давления в скважине, которые зависят от состава водонефтяной смеси.
Схема трубки Вентури приведена на Фиг. 1. Здесь (1) - вход в трубку Вентури, (2) - горловина, (3) - выпускное отверстие трубки Вентури, T2w - температура стенок в горловине трубки Вентури.
Измерения давления осуществляют посредством датчиков давления (например, электронными датчиками абсолютного давления GE UNIK 5000), а измерения температуры - посредством высокочувствительных датчиков температуры, например калиброванных тонкопленочных платиновых термометров сопротивления Hayashi Denko CRZ-1632-100-A-1. Измерение температуры стенок в горловине трубки Вентури можно проводить через канал, просверленный перпендикулярно оси трубки, в котором располагался датчик температуры. Для герметизации и теплового контакта этот канал заполнялся теплопроводящим полимером.
Как следует из одномерных уравнений для количества движения и энергии, температура потока в трубке Вентури определяется следующим выражением:
Figure 00000001
где Р1, Р2 и Р3 представляют собой значения статического давления на входе в трубку Вентури, в горловине и за выпускным отверстием соответственно; ΔР(х) представляет собой необратимое падение давления, T1 - температура потока добываемой нефтеводяной смеси на входе в трубку Вентури, ρ, ср, μJT и η - плотность, теплоемкость, коэффициент Джоуля-Томпсона и адиабатический коэффициент нефтеводяной смеси соответственно.
Температура нефтеводяной смеси за выпускным отверстием трубки Вентури (где V=V1) определяется полными необратимыми потерями давления и коэффициентом Джоуля-Томпсона флюида:
Figure 00000002
В случае гомогенной смеси нефти и воды (что типично для потока, проходящего через горловину трубки Вентури в нефтяных скважинах), плотность нефтеводяной смеси, адиабатический коэффициент и коэффициент Джоуля-Томпсона зависят от обводненности (γ) (см. уравнения 3-65) и изменения температуры нефтеводяной смеси в трубке Вентури могут быть использованы для определения доли воды в смеси.
Figure 00000003
Figure 00000004
Figure 00000005
Поскольку нефть представляет собой сложную смесь различных углеводородов, адиабатический коэффициент и коэффициент Джоуля-Томпсона в каждом конкретном случае следует определять из результатов лабораторных исследований зависимости между давлением, объемом и температурой с использованием образцов нефти из конкретных скважин. На Фиг. 2 и 3 представлены примеры зависимости этих коэффициентов от давления (при температуре 80°С) для некоторых углеводородов, присутствующих в нефти. Из указанных диаграмм видно, что, например, при давлении 150 бар коэффициент Джоуля-Томпсона нефти примерно в 1,5-2 раза больше, чем для воды, и адиабатический коэффициент больше в 4-6 раз.
На Фиг. 4 показаны расчетные зависимости изменений температуры потока за выпускным отверстием трубки Вентури от обводненности. Расчеты выполнялись для значений коэффициента Джоуля-Томпсона для воды -0,02 К/бар и для нефти -0,04 К/бар. Разница давлений между входным отверстием и горловиной трубки Вентури Р1-Р2 находилась в интервале 0,7-0,8 бар. Скорость потока на входе в трубку Вентури - 2 м/с. Такая скорость является типичной для размещенных в стволе скважины устройств контроля в высокопродуктивных скважинах.
Из этого чертежа видно, что в зависимости от содержания воды изменение разности температур T1-Т3 составляет около 7 мК, что представляет собой величину, измеримую современными устройствами, размещаемыми в стволе скважины, и может быть использовано для оценки содержания воды в нефтеводяной смеси.
Высокочувствительные датчики температуры следует устанавливать в следующих точках: 1-2 диаметра трубки Вентури до начала сужения трубки Вентури (для измерения температуры на входе) и 10-20 диаметров трубки Вентури после горловины трубки Вентури (для измерения повышения температуры, вызванного эффектом Джоуля-Томсона).
Другим, значительно более сильным, тепловым эффектом, который может быть использован для определения обводненности, является нагрев стенки трубки Вентури, вызванный вязкой диссипацией. Численные расчеты показывают, что вследствие эффекта вязкой диссипации в потоке нефтеводяной смеси температура в пограничном слое у стенки трубки Вентури и температура стенки в горловине может существенно превышать температуру T1 на входе трубки Вентури.
На Фиг. 5 показано расчетное радиальное распределение скоростей (пунктирные линии) и температуры в начале сужения и в горловине трубки Вентури. Расчеты выполнялись для скорости нефтеводяной смеси на входе в трубку Вентури 3,5 м/с. Из чертежа видно, что толщина динамического пограничного слоя в этом случае составляет около 1 мм. Толщина теплового пограничного слоя существенно меньше (менее 0,3 мм), и увеличение температуры стенки достигает 650 мК.
Повышение температуры стенок в горловине трубки Вентури зависит от состава нефтеводяной смеси и может быть использовано для оценки обводненности. На Фиг. 6 показана расчетная зависимость повышения температуры стенок от обводненности. Расчеты выполнялись для средней скорости потока на входе трубки Вентури 2 м/с и вязкости нефти, в 3 раза превышающей вязкость воды. Из чертежа видно, что температура стенок сильно зависит от обводненности: 150 мК для чистой воды и 580 мК для нефти. Вследствие гораздо более сильного температурного сигнала в этом случае можно получить более точную оценку обводненности смеси, чем из повышения температуры вследствие эффекта Джоуля-Томсона за выходным отверстием трубки Вентури.
Температура стенок в горловине трубки Вентури зависит от геометрии трубки Вентури, дебита скважины, характеристик нефти и содержания воды. Основываясь на моделировании трубки Вентури (используя методы вычислительной гидродинамики) и лабораторных экспериментах, следует подготовить набор предварительных расчетов для различных характеристик нефти. Указанные предварительные расчеты следует использовать для оценки обводненности в скважинах.
Другой тепловой эффект, который может быть использован для определения фазового состава добываемой нефтеводяной смеси, представляет собой адиабатический нагрев или адиабатическое охлаждение нефтеводяной смеси, вызванное резкими изменениями давления δР в стволе скважины (например, при изменении дебита или прекращении добычи):
Figure 00000006
Эти изменения определяются адиабатическим коэффициентом смеси (4). На Фиг. 7 показана расчетная зависимость амплитуды адиабатических изменений температуры от обводненности для изменения давления δР=10 бар.
Специфика предлагаемого способа определения фазового состава добываемой нефтеводяной смеси по ее адиабатическому нагреву/охлаждению заключается в использовании измерений температуры за выпускным отверстием трубки Вентури, что обеспечивает надежную гомогенизацию потока, тем самым уменьшая неопределенность, связанную с нахождением измерителя температуры в отдельной фазе, а не в гомогенизированной смеси.
Согласно настоящему изобретению предлагается оценивать обводненность добываемой нефтеводяной смеси, основываясь на высокоточном измерении давления и температуры потока на входе (P1, T1) в трубку Вентури и измерении температуры стенки T2w и давления Р2 в горловине трубки Вентури; измерения могут быть также дополнены измерением давления потока и температуры потока за выходным отверстием (Р3, Т3) трубки Вентури в процессе добычи нефти. Вычисление обводненности выполняют по формулам (3)-(6), с учетом характеристик добываемой нефти.
Вычисление обводненности по нагреву стенок в горловине трубки Вентури выполняют в соответствии со значениями P1, T1, Р2, T2w, сравнивая результаты вычислений с соответствующими предварительными расчетами, основанными на характеристиках добываемой нефти.
Возможно также осуществление измерений всеми указанными измерителями изменений температуры потока через трубку Вентури, вызванных резкими изменениями давления при изменении дебита или прекращении добычи. Вычисление содержания воды выполняют по формуле (7), принимая во внимание зависимость адиабатического коэффициента (5) от обводненности и свойств добываемой нефти.
Предлагаемый способ может обеспечить надежную оценку обводненности нефтеводяной смеси, добываемой из любого выделенного сегмента скважины, с помощью размещенной в стволе скважины трубки Вентури путем получения нескольких значений, относящихся к одной и той же обводненности. Это обеспечивает возможность уменьшения неопределенности окончательного значения обводненности, используя совместный анализ всех или только некоторых из указанных измерений, принимая во внимание соответствующие ошибки измерения и значения температурных сигналов.
В случае выявления сегмента с высокой обводненностью добываемой нефтеводяной смеси добычу из такого сегмента скважины прекращают.

Claims (9)

1. Способ определения обводненности нефтеводяной смеси, добываемой из нефтяной скважины, в соответствии с которым:
- в скважине размещают по меньшей мере одну трубку Вентури, через которую в основной ствол скважины обеспечивают поступление нефтеводяной смеси, добываемой из выделенного сегмента скважины, при этом количество размещаемых трубок Вентури определяют количеством сегментов скважины, для которых нужно определить обводненность добываемой нефтеводяной смеси,
- в процессе добычи осуществляют измерения давления на входе в трубку Вентури и в горловине трубки Вентури,
- посредством датчиков температуры осуществляют измерения температуры потока добываемой нефтеводяной смеси на входе в трубку Вентури и температуры стенки трубки Вентури в горловине трубки, и
по результатам измерений давления и температуры определяют обводненность нефтеводяной смеси, добываемой из выделенного сегмента скважины.
2. Способ по п. 1, в соответствии с которым определяют обводненность добываемой нефтеводяной смеси, используя результаты дополнительного измерения давления и температуры добываемой нефтеводяной смеси за выпускным отверстием трубки Вентури.
3. Способ по п. 1, в соответствии с которым определяют обводненность добываемой нефтеводяной смеси, используя измерения вариаций температуры добываемого флюида в трубке Вентури при изменении давления в скважине, связанного с изменением дебита или прекращением/началом добычи.
4. Способ по п. 1, в соответствии с которым для измерения температуры на входе в трубку Вентури используют датчики температуры, установленные на расстоянии 1-2 диаметра трубки Вентури до начала сужения трубки Вентури.
5. Способ по п. 2, в соответствии с которым для измерения температуры за выпускным отверстием трубки Вентури используют датчики температуры, установленные на расстоянии 10-20 диаметров трубки Вентури после горловины трубки Вентури.
RU2016129942A 2016-07-21 2016-07-21 Способ определения обводненности нефтеводяной смеси, добываемой из нефтяной скважины RU2623389C1 (ru)

Priority Applications (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2016129942A RU2623389C1 (ru) 2016-07-21 2016-07-21 Способ определения обводненности нефтеводяной смеси, добываемой из нефтяной скважины
US15/655,937 US20180245463A1 (en) 2016-07-21 2017-07-21 Method for determining a water cut of an oil-water mixture produced from an oil well

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2016129942A RU2623389C1 (ru) 2016-07-21 2016-07-21 Способ определения обводненности нефтеводяной смеси, добываемой из нефтяной скважины

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2623389C1 true RU2623389C1 (ru) 2017-06-26

Family

ID=59241197

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2016129942A RU2623389C1 (ru) 2016-07-21 2016-07-21 Способ определения обводненности нефтеводяной смеси, добываемой из нефтяной скважины

Country Status (2)

Country Link
US (1) US20180245463A1 (ru)
RU (1) RU2623389C1 (ru)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2795509C2 (ru) * 2021-02-12 2023-05-04 Акционерное Общество "Озна-Измерительные Системы" Способ повышения надёжности результатов циклического определения обводнённости добываемой нефти

Families Citing this family (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN110794119A (zh) * 2019-07-12 2020-02-14 大港油田集团有限责任公司 一种井口产出液含水率在线连续检测方法与系统
US11492903B2 (en) * 2019-10-11 2022-11-08 General Electric Company Systems and methods for enthalpy monitoring of a fluid
US11719683B2 (en) 2020-03-31 2023-08-08 Saudi Arabian Oil Company Automated real-time water cut testing and multiphase flowmeter calibration advisory
CN112394163A (zh) * 2020-12-14 2021-02-23 昆仑数智科技有限责任公司 一种原油含水量分析方法及装置
US20220282739A1 (en) * 2021-03-05 2022-09-08 Honeywell International Inc. Mixture entrainment device

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2231632C1 (ru) * 2003-06-21 2004-06-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Способ разработки нефтяной залежи
RU2301887C2 (ru) * 2005-01-31 2007-06-27 Эдуард Евгеньевич Лукьянов Способ измерения покомпонентного расхода трехкомпонентного газожидкостного потока и устройство для его осуществления
US20080234939A1 (en) * 2007-02-26 2008-09-25 John Foot Determining Fluid Rate and Phase Information for a Hydrocarbon Well Using Predictive Models
US20120041681A1 (en) * 2009-02-26 2012-02-16 Schlumberger Technology Corporation Water Fraction Measuring Sensor and Method
RU2477790C2 (ru) * 2009-12-31 2013-03-20 Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. Способ измерения многофазного потока с применением одного высокоактивного и одного или более низкоактивных радиоактивных источников

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2231632C1 (ru) * 2003-06-21 2004-06-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Способ разработки нефтяной залежи
RU2301887C2 (ru) * 2005-01-31 2007-06-27 Эдуард Евгеньевич Лукьянов Способ измерения покомпонентного расхода трехкомпонентного газожидкостного потока и устройство для его осуществления
US20080234939A1 (en) * 2007-02-26 2008-09-25 John Foot Determining Fluid Rate and Phase Information for a Hydrocarbon Well Using Predictive Models
US20120041681A1 (en) * 2009-02-26 2012-02-16 Schlumberger Technology Corporation Water Fraction Measuring Sensor and Method
RU2477790C2 (ru) * 2009-12-31 2013-03-20 Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. Способ измерения многофазного потока с применением одного высокоактивного и одного или более низкоактивных радиоактивных источников

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
ТОСКИ Э. и др., Эволюция измерений многофазных потоков и их влияние на управление эксплуатацией, НТЖ, Технологии ТЭК, декабрь 2003, с. 50-57. *

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2795509C2 (ru) * 2021-02-12 2023-05-04 Акционерное Общество "Озна-Измерительные Системы" Способ повышения надёжности результатов циклического определения обводнённости добываемой нефти

Also Published As

Publication number Publication date
US20180245463A1 (en) 2018-08-30

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2623389C1 (ru) Способ определения обводненности нефтеводяной смеси, добываемой из нефтяной скважины
AU2010282333B2 (en) Method of measuring multi-phase fluid flow downhole
CA2819818C (en) In-well full-bore multiphase flowmeter for horizontal wellbores
US8606531B2 (en) System and method for spot check analysis or spot sampling of a multiphase mixture flowing in a pipeline
Pan et al. Gas flow rate measurement in low-quality multiphase flows using Venturi and gamma ray
US10012072B2 (en) Multi-phase flow meter and methods for use thereof
BRPI0913194B1 (pt) método para medir fluxo multifásico
US11280141B2 (en) Virtual multiphase flowmeter system
Zheng et al. Error analysis of gas and liquid flow rates metering method based on differential pressure in wet gas
US9605987B2 (en) Method and apparatus for accurately measuring individual components of a multiphase fluid using separately measured Reynolds number
US20130219986A1 (en) Method and apparatus for calibrating a flow meter
CA2923497C (en) A method and apparatus for measurement of individual components of a multiphase fluid
Vicencio et al. An experimental characterization of horizontal gas-liquid slug flow
CN110987097B (zh) 一种利用压力波动测量气液多相流流量的方法
BR112020004652B1 (pt) Aparelho, sistema, e, método de detecção de uma fração de um componente em um fluido
Collins et al. Evolution of wet gas Venturi metering and wet gas correction algorithms
Buitrago et al. Wall shear stress measurements of horizontal two-phase slug flow for high viscosity liquids using constant temperature anemometry
Pellegrini et al. Model analysis for differential pressure two-phase flow rate meter in intermittent flow
RU73485U1 (ru) Плотномер-расходомер жидких сред
CN105466505A (zh) 一种含量分析装置
Khadrawy et al. Wax Solvent Displacement in Atoll Development Project Using Ultrasonic Devices: Case Study in the East Nile Delta in Egypt
Imamova et al. Measurement applicability analysis of well flow meters of Russian manufacturing (Russian)
CN103674147A (zh) 双流量计原油含水量的在线测量装置及测量方法
CN205558886U (zh) 应用环形管道差压测量技术测量油井产油量装置
CN204177432U (zh) 一种含量分析装置