RU2623686C1 - Information system of steam quality evaluation - Google Patents
Information system of steam quality evaluation Download PDFInfo
- Publication number
- RU2623686C1 RU2623686C1 RU2016121969A RU2016121969A RU2623686C1 RU 2623686 C1 RU2623686 C1 RU 2623686C1 RU 2016121969 A RU2016121969 A RU 2016121969A RU 2016121969 A RU2016121969 A RU 2016121969A RU 2623686 C1 RU2623686 C1 RU 2623686C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- unit
- steam
- data
- way communication
- steam injection
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Measuring Volume Flow (AREA)
Abstract
Description
Информационная система оценки качества пара предназначена для определения качества закачиваемого в скважину пара.The steam quality assessment information system is designed to determine the quality of the steam injected into the well.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к тепловым методам добычи сверхвязкой нефти (СВН), и является информационной системой оценки качества закачиваемого в нефтяную скважину пара, позволяющей осуществлять в автоматическом режиме сбор параметров закачиваемого пара с систем телеметрии, проводить оценку пара и передавать информацию в ситуационный центр нефтедобычи.The invention relates to the oil industry, in particular to thermal methods for the production of super-viscous oil (UHV), and is an information system for assessing the quality of steam injected into an oil well, which allows automatic collection of parameters of injected steam from telemetry systems, steam estimation and transmitting information to oil production situational center.
Закачка в скважины СВН водяного пара один из основных методов повышения коэффициента извлечения нефти. С ростом температуры уменьшается вязкость нефти, снижается степень осаждаемости парафина и смол на стенках скважин и в подъемных трубах, что позволяет интенсифицировать процесс извлечения нефти.The injection of water vapor into the UHV wells is one of the main methods for increasing the oil recovery coefficient. With increasing temperature, the viscosity of the oil decreases, the degree of sedimentation of paraffin and resins on the walls of the wells and in the lifting pipes decreases, which makes it possible to intensify the process of oil recovery.
Существуют различные способы оценки качества пара.There are various ways to evaluate steam quality.
Например, в «Способе контроля степени сухости влажного пара» (патент РФ на изобретение №2380694) и «Способе определения истинного объемного паросодержания и скоростей фаз потока влажного пара в паропроводе после узла смешения потоков перегретого пара и воды» (патент РФ на изобретение №2551386) параметры пара определяются с помощью дооснащения паропровода дополнительными устройствами и измерительными приборами. Изобретение «Способ измерения массового расхода и массового паросодержания парожидкостного потока» (патент РФ на изобретение №2164341) также предполагает дополнительное техническое дооснащение трубопровода. Задаче определения качества пара посвящено изобретение «Способ определения степени сухости пара» (патент РФ на изобретение №2312329). Суть данного изобретения состоит в добавление в закачиваемый водяной пар неконденсируемого в скважине в условиях процесса закачки газа (метан, этан, бутан и т.д.) и по данным телеметрии, снимаемым в различных точках скважины определение степени сухости пара.For example, in the “Method for controlling the degree of dryness of wet steam” (RF patent for the invention No. 2380694) and “The method for determining the true volumetric steam content and phase velocities of the flow of wet steam in the steam line after the unit for mixing flows of superheated steam and water” (RF patent for the invention No. 2551386 ) steam parameters are determined by retrofitting the steam line with additional devices and measuring instruments. The invention "A method for measuring the mass flow rate and mass vapor content of a vapor-liquid stream" (RF patent for the invention No. 2164341) also involves additional technical retrofitting of the pipeline. The problem of determining the quality of steam is devoted to the invention "A method for determining the degree of dryness of steam" (RF patent for the invention No. 2312329). The essence of this invention is to add gas that is non-condensable in the well to the injected water vapor under the conditions of the injection process (methane, ethane, butane, etc.) and to determine the degree of dryness of the vapor from telemetry data taken at different points of the well.
Однако не всегда с точки зрения финансовых затрат и технологических ограничений целесообразно дооснащать трубопроводы и скважины дополнительными техническими средствами и возможностями.However, it is not always from the point of view of financial costs and technological limitations it is advisable to equip pipelines and wells with additional technical means and capabilities.
В качестве прототипа выбрано изобретение «Метод оценки качества пара» (патент WO/2015/039901 TOTAL S.A. (FR)). В прототипе предлагается подготовку пара вести непосредственно перед закачкой в скважину с помощью электрического генератора. На основе замеренных данных температуры и давления в ходе калибровки строятся диаграммы по оценке качества пара. Также предлагается оценивать качество пара с помощью уравнения, на основании которого выносят решение о степени сухости пара. Однако данное уравнение в силу своей простоты имеет слишком большую погрешность и ее использование уместно в исключительных случаях либо для грубой оценки процесса подготовки пара. Кроме того, использование данного метода подготовки пара в большинстве случаев невозможно технологически и экономически.As a prototype, the invention was selected “Method for assessing the quality of steam” (patent WO / 2015/039901 TOTAL S.A. (FR)). The prototype proposes the preparation of steam to conduct immediately before injection into the well using an electric generator. On the basis of the measured temperature and pressure data during the calibration, diagrams are built to evaluate the quality of the steam. It is also proposed to evaluate the quality of the steam using an equation based on which a decision is made on the degree of dryness of the steam. However, this equation, because of its simplicity, has too much error and its use is appropriate in exceptional cases or for a rough assessment of the process of steam preparation. In addition, the use of this method of steam preparation in most cases is impossible technologically and economically.
Задача, на решение которой направлено изобретение, - создание системы, позволяющей в автоматическом режиме уточнять результат процесса закачки пара в скважину с учетом рассчитанной сухости пара.The problem to which the invention is directed is the creation of a system that allows to automatically determine the result of the process of steam injection into the well, taking into account the calculated dryness of the steam.
Технический результат, на достижение которого направлено изобретение, заключается в повышении точности контроля закачки пара в скважину в соответствии с установленным технологическим режимом.The technical result to which the invention is directed is to increase the accuracy of control of steam injection into the well in accordance with the established technological regime.
Информационная система оценки качества пара, характеризующаяся тем, что система состоит из блока сбора данных телеметрии, блока сбора данных из смежных информационных систем, базы данных, блока выборки и подготовки данных, блока справочной информации, блока расчета сухости пара, блока коррекции фактической закачки пара, блока режима закачки пара, блока передачи данных в ситуационный центр, при этом блок сбора данных телеметрии односторонней связью соединен с базой данных, база данных двусторонней связью соединена с блоком сбора данных из смежных информационных систем и блоком выборки и подготовки данных, блок выборки и подготовки данных односторонней связью соединен с блоком расчета сухости пара, блок расчета сухости пара двусторонней связью соединен с блоком справочной информации и односторонней связью соединен с блоком коррекции фактической закачки пара, блок коррекции фактической закачки пара односторонней связью соединен с блоком режима закачки пара, блок режима закачки пара двусторонней связью соединен с блоком сбора данных из смежных информационных систем и односторонней связью соединен с блока передачи данных в ситуационный центр, причем в блоке расчета сухости пара вычисляются коэффициент по длине паропровода, коэффициент коррекции по расходу пара, коэффициент коррекции по соотношению температура-давление и на основе дисбаланса по пару и вычисленных коэффициентов рассчитывается сухость пара.An information system for evaluating steam quality, characterized in that the system consists of a telemetry data acquisition unit, a data collection unit from related information systems, a database, a data sampling and preparation unit, a reference information unit, a steam dryness calculation unit, and an actual steam injection correction unit, a steam injection mode unit, a data transmission unit to the situational center, while the telemetry data collection unit is connected to the database by one-way communication, the database is connected by two-way communication to the data-collection unit and of adjacent information systems and a data sampling and data preparation unit, a data sampling and data preparation unit is connected by a one-way connection to a steam dryness calculation unit, a steam dryness calculation unit by a two-way communication is connected to a help information unit and a one-way communication is connected to a correction unit of an actual steam injection, an actual correction unit a steam injection unit is connected by a one-way communication to a steam injection mode unit, a steam injection mode unit by a two-way communication is connected to a data collection unit from adjacent information systems and dnostoronney bond connected to a data block in the situation center, the calculation in block vapor quality factor calculated by length of the piping, the flow rate correction coefficient pair by the ratio correction coefficient-temperature and pressure on the basis of the unbalance couple and the computed coefficients calculated dry steam.
В рамках изобретения рассматриваются потери тепла по пути движения пара от котельной до устья скважины и эффективность парогравитационного воздействия, зависящие от характеристик закачиваемого в пласт пара, что требует постоянного контроля его технологических параметров.In the framework of the invention, heat losses are considered along the steam path from the boiler room to the wellhead and the efficiency of the steam-gravity effect, depending on the characteristics of the steam injected into the formation, which requires constant monitoring of its technological parameters.
Потери тепла по пути движения пара не поддаются учету счетчиками пара. Существующие приборы и методики базируются на измерении массового расхода насыщенного пара, при этом фазовое соотношение не измеряется. Расходомеры, работающие по перепаду давления и вихревые расходомеры, предназначены для измерения расхода однофазных сред, а насыщенный пар - двухфазная среда.Heat losses along the steam path cannot be counted by steam meters. Existing instruments and methods are based on measuring the mass flow rate of saturated steam, while the phase ratio is not measured. Differential pressure and vortex flow meters are designed to measure the flow of single-phase media, and saturated steam is a two-phase medium.
При наличии в трубопроводе двухфазной среды (то есть пара и воды) измерение расхода теплоносителя приборами переменного перепада давления с нормированной точностью не обеспечивается. В этом случае можно было бы говорить об измеренном расходе паровой фазы (насыщенного пара) потока влажного пара при неизвестном значении степени сухости. Таким образом, применение таких расходомеров для измерения расхода влажного пара приведет к недостоверным показаниям.If there is a two-phase medium in the pipeline (i.e. steam and water), the measurement of the flow rate of the coolant with variable pressure differential devices with normalized accuracy is not provided. In this case, one could speak of the measured flow rate of the vapor phase (saturated steam) of the wet steam flow with an unknown degree of dryness. Thus, the use of such flowmeters to measure the flow of wet steam will lead to false readings.
Для вычисления массового расхода влажного пара необходимо измерение степени сухости.To calculate the mass flow rate of wet steam, it is necessary to measure the degree of dryness.
Фиксированное значение степени сухости может быть установлено на базе экспертной оценки (можно установить при анализе статистических данных и наличии одного источника и одного потребителя пара), однако этот метод будет создавать существенную погрешность, поскольку не учитываются динамические погрешности, связанные с изменением степени сухости в процессе работы.A fixed value of the degree of dryness can be established on the basis of expert judgment (it can be established when analyzing statistical data and the presence of one source and one consumer of steam), however, this method will create a significant error, since dynamic errors associated with a change in the degree of dryness during operation are not taken into account .
При определении степени сухости пара появляется возможность определения точного значения закачиваемого пара в соотношении объема пара и конденсата, что позволяет скорректировать фактические объемы закачиваемого в скважины пара.When determining the degree of dryness of steam, it becomes possible to determine the exact value of the injected steam in the ratio of the volume of steam and condensate, which allows you to adjust the actual volumes of steam injected into the wells.
Система устанавливает правила расчета степени сухости пара на основе вычисления количества образовавшегося конденсата, поступившего на скважину, путем распределения дисбаланса по закачке пара.The system establishes the rules for calculating the degree of dryness of steam based on calculating the amount of condensate formed that entered the well by distributing the imbalance in the steam injection.
Система состоит из блоков:The system consists of blocks:
- Блок сбора данных телеметрии (1);- Telemetry data acquisition unit (1);
- Блок сбора данных из смежных информационных систем (ИС) (2);- A unit for collecting data from related information systems (IP) (2);
- База данных (3);- Database (3);
- Блок выборки и подготовки данных (4);- Block sampling and data preparation (4);
- Блок справочной информации (5);- Reference information block (5);
- Блок расчета сухости пара (6);- Block for calculating dry steam (6);
- Блок коррекции фактической закачки пара (7);- Correction block for the actual injection of steam (7);
- Блок режима закачки пара (8);- Steam injection mode block (8);
- Блок передачи данных в ситуационный центр (СЦ) (9).- A unit for transmitting data to a situational center (SC) (9).
Блок сбора данных телеметрии (1) собирает с автоматизированных систем телеметрии параметры технологического процесса добычи СВН.The telemetry data collection unit (1) collects from the automated telemetry systems the parameters of the technological process for the extraction of high-voltage air.
Блок сбора данных из смежных информационных систем (2) предназначен для осуществления операций экспорта в смежные ИС и импорта данных из смежных ИС. Смежные ИС состоят из территориально распределенных информационных систем нефтедобывающего предприятия, передающих необходимую информацию о температурном режиме на скважине, тепловом прогреве пласта, технических ограничений работоспособности оборудования (контроль термобарических условий на приеме насоса, контроль ситуации на устье, контроль температуры добываемой жидкости и т.п.).The unit for collecting data from related information systems (2) is intended for exporting to adjacent information systems and importing data from adjacent information systems. Adjacent ISs consist of geographically distributed information systems of an oil producing enterprise that transmit the necessary information about the temperature conditions at the well, thermal heating of the formation, technical limitations of equipment operability (monitoring the pressure and pressure conditions at the pump intake, monitoring the situation at the wellhead, monitoring the temperature of the produced fluid, etc. )
База данных (3) хранит актуальную, архивную, справочную и другую информацию, необходимую для проведения расчетов.Database (3) stores relevant, archival, reference and other information necessary for calculations.
Блок выборки и подготовки данных (4) выбирает необходимые данные по исследуемым скважинам. Обязательным условием для корректного расчета является наличие данных расхода пара по всем скважинам. Полнота и достоверность данных обеспечивается замещением некорректной или отсутствующей информации плановыми значениями. На основе сравнения массового расхода пара, полученного со счетчика и рассчитанного массового расхода по объемному показателю, можно выявлять неработоспособные счетчики пара, оказывающие влияние на значение дисбаланса, и замещать данные с этих счетчиков запланированными значениями.The data sampling and preparation unit (4) selects the necessary data for the studied wells. A prerequisite for the correct calculation is the availability of steam flow data for all wells. The completeness and reliability of the data is ensured by replacing incorrect or missing information with planned values. Based on a comparison of the mass flow rate of steam received from the meter and the calculated mass flow rate by volumetric indicator, it is possible to identify inoperative steam counters that affect the imbalance value and replace the data from these counters with the planned values.
Блок справочной информации (5) является источником нормативно-справочной информации, необходимой для проведения расчетов.The reference information block (5) is the source of the reference information necessary for the calculations.
Блок расчета сухости пара (6) является центральным блоком системы. Сухость пара или степень образования конденсата зависит от следующих факторов:The steam dryness calculation unit (6) is the central unit of the system. Dry steam or the degree of condensation depends on the following factors:
- длины паропровода;- the length of the steam line;
- расхода закачиваемого пара;- flow rate of injected steam;
- соотношения температуры пара и его давления.- the ratio of the temperature of the steam and its pressure.
Расчет сухости пара осуществляется в 4 этапа.Calculation of dry steam is carried out in 4 stages.
На первом этапе рассчитывается коэффициент по длине паропровода:At the first stage, the coefficient is calculated along the length of the steam pipe:
где K1 - коэффициент коррекции по длине паропровода;where K 1 - correction factor along the length of the steam line;
Lскв - длина паропровода до скважины, м (рассчитывается суммой участков паропровода от котельной до устья скважины);L SLE - the length of the steam line to the well, m (calculated by the sum of the sections of the steam line from the boiler room to the wellhead);
N - количество скважин.N is the number of wells.
На втором этапе производится расчет коэффициента коррекции по расходу пара:At the second stage, the calculation of the correction coefficient for steam consumption is performed:
где К2 - коэффициент коррекции по расходу пара;where K 2 - correction coefficient for steam consumption;
Qскв - расход пара на скважину, т;Q SLE - steam consumption per well, t;
N - количество скважин.N is the number of wells.
На третьем этапе вычисляется коэффициента коррекции по соотношению Т-РIn the third stage, the correction coefficient is calculated by the ratio of T-P
где Ртабл - табличное* давление, соответствующее текущей температуре в скважине, атм;where R tab - tabular * pressure corresponding to the current temperature in the well, atm;
Ртек - текущее давление в скважине, атм;P tech - current pressure in the well, atm;
К3 - коэффициент коррекции по соотношению температуры и давления на скважине;K 3 - correction coefficient for the ratio of temperature and pressure in the well;
ΔРскв - разница между табличным* давлением, соответствующим текущей температуре, и текущим давлением в скважине;ΔР SLE - the difference between the table * pressure corresponding to the current temperature and the current pressure in the well;
N - количество скважин;N is the number of wells;
* - используются таблица термодинамических свойств воды и водяного пара в состоянии насыщения (по температуре) [1].* - uses the table of thermodynamic properties of water and water vapor in a state of saturation (temperature) [1].
Четвертым этапом производится расчет сухости пара, на основе рассчитанных выше коэффициентовThe fourth step is to calculate the dryness of the steam, based on the coefficients calculated above
где Кскв - общий корректирующий коэффициент по скважине;where K SLE - the total correction factor for the well;
Dобщ - общий коэффициент коррекции, %;D total - total correction factor,%;
В - дисбаланс по пару;B - imbalance in pairs;
Qкот - выработка пара котельной, т;Q cat - boiler steam generation, t;
Qскв - расход пара на скважину, т;Q SLE - steam consumption per well, t;
N - количество скважин;N is the number of wells;
Z - отклонение по закачке пара, т;Z - deviation in steam injection, t;
Хскв - сухость пара, %.X SLE - dry steam,%.
Блок коррекции фактической закачки пара (7).Correction block for the actual injection of steam (7).
Пересчет фактической закачки пара заключается в дополнении измерения газовой фазы пара счетчиками пара величиной конденсата, рассчитанной на основании полученной сухости (качества) пара. Уточненная фактическая закачка пара позволит корректировать режим закачки пара, то есть планируемое количество закачиваемого пара, требуемого для добычи запланированного объема сверхвязкой нефти.Recalculation of the actual steam injection consists in supplementing the measurement of the gas phase of the steam with steam counters by a condensate value calculated on the basis of the obtained dryness (quality) of the steam. The updated actual steam injection will allow adjusting the steam injection mode, i.e., the planned amount of steam injected required to produce the planned amount of super-viscous oil.
где Qскв - расход пара на скважину, т;where Q SLE - steam consumption per well, t;
Qутч - уточненный расход пара на скважину, т;Q utch - the specified flow rate of steam per well, t;
Хскв - сухость пара, %.X SLE - dry steam,%.
В блоке режима закачки пара (8) на основании вычисленных в Блоках 6 и 7 параметров расхода и сухости пара, а также технологических данных, полученных из смежных ИС нефтедобычи, прогрева скважины, технических ограничений работоспособности оборудования (контроль термобарических условий на приеме насоса, контроль ситуации на устье, контроль температуры добываемой жидкости и т.д.), выдаются рекомендации по объему закачки пара.In the steam injection mode block (8), based on the steam flow rate and dryness parameters calculated in Blocks 6 and 7, as well as technological data obtained from adjacent oil production ICs, well warming up, technical limitations of equipment operability (monitoring of pressure and pressure conditions at the pump intake, situation monitoring at the mouth, monitoring the temperature of the produced fluid, etc.), recommendations are given on the volume of steam injection.
Блок передачи данных в СЦ (9) передает данные расчетов в ситуационный центр нефтяной компании для дальнейшего анализа и принятия, в случае необходимости, действий по режимам закачки пара.The data transmission unit in the SC (9) transmits the calculation data to the situational center of the oil company for further analysis and, if necessary, adoption of actions on steam injection modes.
Таким образом, применение информационная системы оценки качества пара на основе дисбаланса позволит корректировать режим закачки пара и определять фактическую закачку пара.Thus, the use of an information system for evaluating the quality of steam based on imbalance will allow you to adjust the steam injection mode and determine the actual steam injection.
ЛитератураLiterature
1. Термодинамические свойства воды и водяного пара: Справочник. Авторы: Ривкин С.Л., Александров А.А. Издательство: Энергоатомиздат, год: 1984.1. Thermodynamic properties of water and water vapor: a Handbook. Authors: Rivkin S.L., Aleksandrov A.A. Publisher: Energoatomizdat, year: 1984.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016121969A RU2623686C1 (en) | 2016-06-02 | 2016-06-02 | Information system of steam quality evaluation |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016121969A RU2623686C1 (en) | 2016-06-02 | 2016-06-02 | Information system of steam quality evaluation |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2623686C1 true RU2623686C1 (en) | 2017-06-28 |
Family
ID=59312394
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2016121969A RU2623686C1 (en) | 2016-06-02 | 2016-06-02 | Information system of steam quality evaluation |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2623686C1 (en) |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1530980A1 (en) * | 1987-02-19 | 1989-12-23 | Предприятие "Средазтехэнерго" Производственного Объединения По Наладке, Совершенствованию Технологии И Эксплуатации Электростанций И Сетей "Союзтехэнерго" | Method of determining dryness of steam |
| RU2312329C1 (en) * | 2006-03-24 | 2007-12-10 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Method of determining vapor dryness |
| RU2380694C1 (en) * | 2008-05-15 | 2010-01-27 | Александр Васильевич Коваленко | Method of determining dryness factor of wet steam |
| RU2489709C2 (en) * | 2011-09-21 | 2013-08-10 | Александр Васильевич Коваленко | Method of determining dryness of stream of wet steam |
| WO2015039901A1 (en) * | 2013-09-23 | 2015-03-26 | Total S.A. | Method for estimating the quality of the steam generated in a hydrocarbon production facility, qualification method for a steam generator |
| RU2551386C2 (en) * | 2013-08-27 | 2015-05-20 | Александр Васильевич Коваленко | Method of determination of actual volume steam content and velocities of wet steam flow in steam line downstream assembly for overheated steam and water mixing |
-
2016
- 2016-06-02 RU RU2016121969A patent/RU2623686C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1530980A1 (en) * | 1987-02-19 | 1989-12-23 | Предприятие "Средазтехэнерго" Производственного Объединения По Наладке, Совершенствованию Технологии И Эксплуатации Электростанций И Сетей "Союзтехэнерго" | Method of determining dryness of steam |
| RU2312329C1 (en) * | 2006-03-24 | 2007-12-10 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Method of determining vapor dryness |
| RU2380694C1 (en) * | 2008-05-15 | 2010-01-27 | Александр Васильевич Коваленко | Method of determining dryness factor of wet steam |
| RU2489709C2 (en) * | 2011-09-21 | 2013-08-10 | Александр Васильевич Коваленко | Method of determining dryness of stream of wet steam |
| RU2551386C2 (en) * | 2013-08-27 | 2015-05-20 | Александр Васильевич Коваленко | Method of determination of actual volume steam content and velocities of wet steam flow in steam line downstream assembly for overheated steam and water mixing |
| WO2015039901A1 (en) * | 2013-09-23 | 2015-03-26 | Total S.A. | Method for estimating the quality of the steam generated in a hydrocarbon production facility, qualification method for a steam generator |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN111684238B (en) | System and method for real-time discovery and resolution of wet gas venturi meter problems | |
| CN106053105B (en) | A kind of method and system of nuclear power station bleeder heater energy efficiency monitoring and diagnosis | |
| US20110296911A1 (en) | Method and apparatus for measuring the density of a flowing fluid in a conduit using differential pressure | |
| NO329197B1 (en) | Method for detection and correction of sensor errors in oil and gas production systems | |
| US11280141B2 (en) | Virtual multiphase flowmeter system | |
| RU2623389C1 (en) | Method of determining the volume of the oil-fuel mixture obtained from the oil well | |
| RU2737055C2 (en) | Pump flow estimation | |
| CN105486358A (en) | Gas-liquid two-phase flow parameter measuring method based on double-differential pressure of Venturi tube | |
| EP3803282A1 (en) | Systems and methods for cloud based centralized gas flow monitoring and control | |
| CN111535798B (en) | Metering method of steam metering system | |
| JPH07117510B2 (en) | Fluid drying rate measuring method, energy supply rate measuring method, and drying rate measuring device | |
| RU2623686C1 (en) | Information system of steam quality evaluation | |
| CN210487022U (en) | Steam flow measurement check-up equipment | |
| Couput et al. | Operational experience with virtual flow measurement technology | |
| Stuparu et al. | Experimental investigation of a pumping station from CET power plant Timisoara | |
| WO2018050607A1 (en) | Multi-model fraction verification for multiphase flow | |
| JP2015087037A (en) | Loss measurement system of steam pipe and measurement method | |
| US5663491A (en) | Method for steam quality measurement | |
| CN115342888B (en) | Method for correcting meter coefficient of flowmeter under water-steam medium and flowmeter | |
| CN109297619A (en) | A kind of conduction oil energy meter method | |
| RU2754408C1 (en) | Distributed system and method for measuring flow rates of multiphase and/or multicomponent fluids extracted from oil and gas wells | |
| CN108152328A (en) | A kind of saturated vapor dryness on-line testing equipment | |
| CN106841329A (en) | A kind of crude oil water content on-line monitoring system | |
| CN115110943A (en) | Multi-value shared data head | |
| Ganat et al. | Reliability Analysis of Multiphase Flow Measurements in Different Oil Fields |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20190603 |