RU2625130C1 - Method for determining the proportion of free and dissolved gas in crude oil at metering stations - Google Patents

Method for determining the proportion of free and dissolved gas in crude oil at metering stations Download PDF

Info

Publication number
RU2625130C1
RU2625130C1 RU2016108760A RU2016108760A RU2625130C1 RU 2625130 C1 RU2625130 C1 RU 2625130C1 RU 2016108760 A RU2016108760 A RU 2016108760A RU 2016108760 A RU2016108760 A RU 2016108760A RU 2625130 C1 RU2625130 C1 RU 2625130C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
crude oil
dissolved gas
free
gas
determining
Prior art date
Application number
RU2016108760A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Сергей Викторович Алексеев
Рамиль Ринатович Ибрагимов
Михаил Семенович Немиров
Татьяна Георгиевна Силкина
Айдар Мусавирович Саттаров
Леонид Борисович Зарецкий
Original Assignee
Публичное Акционерное Общество "Нефтеавтоматика"
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 Публичное Акционерное Общество "Нефтеавтоматика" filed Critical Публичное Акционерное Общество "Нефтеавтоматика"
Priority to RU2016108760A priority Critical patent/RU2625130C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2625130C1 publication Critical patent/RU2625130C1/en

Links

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
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/34—Arrangements for separating materials produced by the well
    • 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

Landscapes

  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Geophysics (AREA)
  • Sampling And Sample Adjustment (AREA)

Abstract

FIELD: oil and gas industry.
SUBSTANCE: method for determining the proportion of residual free and dissolved gas in crude oil at metering station comprises measuring mass and density of crude oil, previously separated from gas in liquid line of separator, and determining proportion of free and dissolved gas in crude oil. According to method, a predetermined number of individual crude oil samples is obtained additionally from the liquid line of separator in an open vessel for a certain time using automatic sample thief. Simultaneously, when obtaining a single sample, the density of crude oil in liquid line of separator is measured. At the end of the measurement time, open vessel with the pooled crude oil sample is weighed, the average weight of individual crude oil sample and the average weight value of individual crude oil sample, measured by scale, and proportion of free and dissolved gas in crude oil is determined by given mathematical expression.
EFFECT: ensuring high accuracy in determining the proportion of residual free and dissolved gas in crude oil after separation in automatic mode without measuring volume ratio of fossil water.
1 cl

Description

Изобретение относится к области измерений массы сырой нефти сепарационными измерительными установками при определении поправочного коэффициента, учитывающего наличие остаточного свободного и растворенного газа в сырой нефти после сепарации, и может найти применение в нефтяной промышленности.The invention relates to the field of measuring the mass of crude oil by separation measuring devices when determining a correction factor that takes into account the presence of residual free and dissolved gas in crude oil after separation, and may find application in the oil industry.

В соответствии с ГОСТ Р 8.615 корректировку массы сырой нефти в измерительных установках на свободный и растворенный газ выполняют по результатам определения их количества по методикам измерений. В настоящее время применяются следующие методики измерений объемной доли свободного газа:In accordance with GOST R 8.615, the correction of the mass of crude oil in measuring installations for free and dissolved gas is performed according to the results of determining their quantity by measurement methods. Currently, the following methods are used to measure the volume fraction of free gas:

МИ 2575 «Нефть. Остаточное газосодержание»;MI 2575 “Oil. Residual gas content ";

МИ 2730 «Содержание свободного газа в углеводородных жидкостях»;MI 2730 “Content of free gas in hydrocarbon liquids”;

МИ 3015 «Содержание свободного газа в нефти компании «ТНК-ВР».MI 3015 "The content of free gas in the oil of the company" TNK-BP. "

Методика измерений остаточного свободного газа, заложенная в приведенных документах, заключается в герметичном отборе единичной пробы нефти, изотермическом сжатии ее до заданного давления, определении уменьшения объема пробы и последующей обработке полученных данных. Эти измерения базируются на приборе УОСГ-100СКП.The methodology for measuring residual free gas, laid down in the above documents, consists in hermetic sampling of a single oil sample, isothermal compression of it to a predetermined pressure, determining the reduction in sample volume and subsequent processing of the obtained data. These measurements are based on the UOSG-100SKP instrument.

Для контроля остаточного растворенного газа в нефти применяется методика, приведенная в МИ 2575, которая базируется на приборе АЛП-01Д, а также методика по МИ 3035 «Остаточное содержание растворенного газа в нефти компании «ТНК-ВР», где применяется прибор УОСГ-1РГ.To control the residual dissolved gas in oil, the methodology described in MI 2575 is applied, which is based on the ALP-01D device, as well as the method according to MI 3035 “Residual dissolved gas content in oil of TNK-BP,” where the UOSG-1RG device is used.

В приведенных методиках применяется один способ измерения, который заключается в герметичном отборе единичной пробы нефти в герметичную камеру, создании в камере термодинамического равновесия системы «нефть - газ», последовательно при различных соотношениях фаз так, чтобы равновесное давление было максимально приближено к атмосферному, и последующей обработке полученных данных.The above methods use one measurement method, which consists in hermetically taking a single oil sample into an airtight chamber, creating an oil-gas system in a thermodynamic equilibrium chamber, sequentially at different phase ratios so that the equilibrium pressure is as close to atmospheric as possible, and subsequent processing the received data.

Рассмотренные методики измерений имеют следующие метрологические характеристики.The measurement methods considered have the following metrological characteristics.

Диапазон измерения свободного газа в нефти от 0,1 до 10 об. доли, %.The measuring range of free gas in oil is from 0.1 to 10 vol. share,%.

Пределы основной абсолютной погрешности измерения свободного газа, об. доли, %, по диапазонам:The limits of the main absolute error in measuring free gas, vol. shares,%, by ranges:

0,1…1,00,1 ... 1,0 ±0,05± 0.05 1,0…2,01,0 ... 2,0 ±0,10± 0.10 2,0…10,02.0 ... 10.0 ±0,25± 0.25

Диапазон измерения остаточного растворенного газа при использовании прибора АЛП-01ДП от 0,2 до 20 об. доли (м3/м3).The range of measurement of residual dissolved gas when using the device ALP-01DP from 0.2 to 20 vol. share (m 3 / m 3 ).

Предел основной абсолютной погрешности измерений растворенного газа - 0,1 об. доли (м3/м3).The limit of the main absolute measurement error of dissolved gas is 0.1 vol. share (m 3 / m 3 ).

Анализ применяемых в нефтяной промышленности методик измерений остаточного свободного и растворенного газа показывает следующие их недостатки.An analysis of the methods used in the oil industry for measuring residual free and dissolved gas shows the following disadvantages.

1. Диапазон измерения растворенного газа весьма узкий, всего до 20 м3/м3, тогда как в реальных условиях нефтепромыслов эта величина может превышать 100 м3/м3.1. The measurement range of dissolved gas is very narrow, only up to 20 m 3 / m 3 , while in real conditions of oil fields this value can exceed 100 m 3 / m 3 .

2. Измерения остаточного свободного и растворенного газа в нефти проводятся по единично отобранной пробе, что не может гарантировать достоверность результатов измерений, так как расход сырой нефти после сепаратора в общем случае носит случайный характер.2. The measurements of the residual free and dissolved gas in oil are carried out on a single sample, which cannot guarantee the reliability of the measurement results, since the flow of crude oil after the separator is generally random.

3. При измерении растворенного газа не учитывается объемная доля пластовой воды в сырой нефти, что приводит к большим дополнительным погрешностям.3. When measuring dissolved gas, the volume fraction of produced water in crude oil is not taken into account, which leads to large additional errors.

4. В МИ 2575 погрешности методик измерения остаточного свободного и растворенного газа нормированы основными абсолютными погрешностями. В настоящее время методики измерений не нормируют основными погрешностями. Основными и дополнительными погрешностями нормируют погрешности средства измерений. Характеристики погрешности методик измерений, приведенных в МИ 2575, говорят о том, что их погрешность аттестована в нормальных условиях, а погрешности измерений в рабочих условиях измерений неизвестны.4. In MI 2575, the errors in the methods for measuring the residual free and dissolved gas are normalized by the basic absolute errors. At present, measurement procedures are not standardized by basic errors. The main and additional errors normalize the errors of the measuring instrument. The error characteristics of the measurement procedures given in MI 2575 indicate that their error is certified under normal conditions, and the measurement errors under the operating measurement conditions are unknown.

5. При измерении растворенного газа в сырой нефти не учитывается возможное содержание свободного газа, что приводит к завышенным результатам измерения содержания растворенного газа.5. When measuring dissolved gas in crude oil, the possible free gas content is not taken into account, which leads to overestimated results of measuring the dissolved gas content.

Наиболее близким техническим решением к заявляемому способу является способ определения доли свободного и растворенного газа в сырой нефти на замерных установках (патент РФ №2386811), заключающийся в измерении массы и плотности предварительно отсепарированной от газа сырой нефти в жидкостной линии сепаратора и определении доли свободного и растворенного газа в сырой нефти по формулеThe closest technical solution to the claimed method is a method for determining the fraction of free and dissolved gas in crude oil at metering units (RF patent No. 2386811), which consists in measuring the mass and density of crude oil previously separated from gas in the liquid line of the separator and determining the fraction of free and dissolved gas in crude oil according to the formula

Figure 00000001
Figure 00000001

гдеWhere

Figure 00000002
- расчетное значение плотности сырой нефти без учета свободного газа, кг/м3;
Figure 00000002
- the estimated value of the density of crude oil excluding free gas, kg / m 3 ;

Figure 00000003
- измеренное среднее значение плотности сырой нефти, кг/м3;
Figure 00000003
- measured average density of crude oil, kg / m 3 ;

W - измеренное среднее значение обводненности сырой нефти, %.W is the measured average water cut of crude oil,%.

Figure 00000004
Figure 00000004

гдеWhere

ρн - плотность осушенной нефти, определяется в лаборатории, кг/м3;ρ n - density of dried oil, determined in the laboratory, kg / m 3 ;

ρв - плотность пластовой воды, определяется в лаборатории, кг/м3.ρ in - density of produced water, determined in the laboratory, kg / m 3 .

Рассматривая числитель формулы (1), видим, что плотность

Figure 00000002
определена в лаборатории, где отсутствует растворенный газ в сырой нефти, а средняя плотность
Figure 00000003
измерена в рабочих условиях, где в сырой нефти присутствует растворенный газ. Поэтому разность
Figure 00000005
будет нести информацию как о свободном газе, так и о растворенном газе. Доля свободного газа зависит от величины (1-W), т.е. от обводненности сырой нефти. В действительности объемное содержание свободного газа определяется по формулеConsidering the numerator of formula (1), we see that the density
Figure 00000002
determined in a laboratory where there is no dissolved gas in crude oil, and the average density
Figure 00000003
 measured under operating conditions where dissolved gas is present in crude oil. Therefore the difference
Figure 00000005
 will carry information about both free gas and dissolved gas. The fraction of free gas depends on the value of (1-W), i.e. from watering of crude oil. In fact, the volumetric content of free gas is determined by the formula

Figure 00000006
Figure 00000006

гдеWhere

Qг - объем газа, м3;Q g is the volume of gas, m 3 ;

Qсн - объем сырой нефти, м3.Q sn - the volume of crude oil, m 3 .

По формуле (3) содержание свободного газа не зависит от обводненности сырой нефти.According to formula (3), the content of free gas does not depend on the water content of crude oil.

Таким образом, недостатками известного способа являются:Thus, the disadvantages of this method are:

во-первых, неучет остаточного растворенного газа в нефти, что приводит к дополнительной погрешности,firstly, the neglect of residual dissolved gas in oil, which leads to additional error,

во-вторых, определяется доля свободного газа фактически в нефти, а не в сырой нефти, что приводит также к дополнительной погрешности,secondly, the fraction of free gas is actually determined in oil, and not in crude oil, which also leads to an additional error,

в-третьих, при реализации этого способа возникают большие затраты ручного труда при осушке сырой нефти и измерении плотности нефти и пластовой воды.thirdly, in the implementation of this method there are large costs of manual labor when drying crude oil and measuring the density of oil and produced water.

Технической задачей предлагаемого изобретения является повышения точности определения доли остаточного свободного и растворенного газа в сырой нефти после сепарации на замерных установках.The technical task of the invention is to improve the accuracy of determining the proportion of residual free and dissolved gas in crude oil after separation in metering plants.

Технический результат, достигаемый при реализации изобретения, заключается в обеспечении высокой точности определения доли остаточного свободного и растворенного газа в сырой нефти после сепарации в автоматическом режиме без измерений объемной доли пластовой воды.The technical result achieved by the implementation of the invention is to ensure high accuracy in determining the fraction of residual free and dissolved gas in crude oil after separation in automatic mode without measuring the volume fraction of produced water.

Требуемый технический результат достигается тем, что в способе определения доли остаточного свободного и растворенного газа в сырой нефти на замерной установке, заключающемся в измерении массы и плотности предварительно отсепарированной от газа сырой нефти в жидкостной линии сепаратора и определении свободного и растворенного газа в сырой нефти, дополнительно отбирают заданное число единичных проб сырой нефти в открытую емкость с помощью автоматического пробоотборника из жидкостной линии сепаратора за определенное время, одновременно, при отборе единичной пробы, измеряют плотность сырой нефти в жидкостной линии сепаратора, по окончании времени измерений взвешивают на весах открытую емкость с объединенной пробой сырой нефти, вычисляют среднее значение массы единичной пробы сырой нефти

Figure 00000007
и среднее значение массы единичной пробы сырой нефти, измеренное весами
Figure 00000008
, а массовую долю свободного и растворенного газа в сырой нефти определяютThe required technical result is achieved by the fact that in the method for determining the fraction of residual free and dissolved gas in crude oil at a metering unit, which consists in measuring the mass and density of the crude oil previously separated from the gas in the liquid line of the separator and determining free and dissolved gas in the crude oil, a predetermined number of single samples of crude oil is taken into an open container using an automatic sampler from the separator liquid line for a certain time, at the same time However, when taking a single sample, measure the density of crude oil in the liquid line of the separator, at the end of the measurement time, weigh an open tank with a combined sample of crude oil on the balance, calculate the average mass value of a single sample of crude oil
Figure 00000007
and the average value of the mass of a single sample of crude oil, measured by weights
Figure 00000008
, and the mass fraction of free and dissolved gas in crude oil is determined

Figure 00000009
Figure 00000009

Определение массовой доли остаточного свободного и растворенного газа в сырой нефти заключается в том, что в жидкостную линию сепаратора замерной установки устанавливается плотномер жидкости (возможно, использовать канал плотности массомера жидкости, применяемого в замерной установке). Последовательно с плотномером в жидкостной линии устанавливается автоматический пробоотборник с объемным дозатором единичных проб, например автоматический пробоотборник «Нафта - АПН» (изготовитель ПАО «НЕФТЕАВТОМАТИКА» г. Уфа).Determination of the mass fraction of residual free and dissolved gas in crude oil is that a liquid density meter is installed in the liquid line of the separator of the metering unit (it is possible to use the channel of the density of the mass massometer used in the metering unit). In series with the densitometer, an automatic sampler is installed in the liquid line with a volumetric dispenser of single samples, for example, the Nafta-APN automatic sampler (manufactured by PJSC NEFTEAVTOMATIKA, Ufa).

Задают вторичным прибором автоматического пробоотборника необходимое число единичных проб с тем условием, чтобы за цикл сепарации сырой нефти отобрать представительную объединенную пробу сырой нефти из жидкостной линии сепаратора замерной установки.The required number of single samples is set by the secondary device of the automatic sampler so that a representative combined sample of crude oil is taken from the liquid line of the separator of the metering unit for the crude oil separation cycle.

Отбирают за определенное время автоматическим пробоотборником заданное число единичных проб сырой нефти в открытую емкость, которая размещена на весах. В момент отбора каждой единичной пробы плотномером измеряют и фиксируют плотность сырой нефти в жидкостной линии сепаратора.For a certain time, a predetermined number of single samples of crude oil is taken into an open container, which is placed on the scale, with an automatic sampler. At the time of selection of each individual sample, the density of the crude oil is measured and recorded in the liquid line of the separator with a densitometer.

При отборе единичных проб сырой нефти с остаточным содержанием свободного и растворенного газа в открытой емкости идет интенсивное разгазирование объединенной пробы сырой нефти.When taking single samples of crude oil with a residual content of free and dissolved gas in an open tank, the combined sample of crude oil is intensively degassed.

Взвешивают на весах собранную объединенную пробу в открытой емкости и определяют массу объединенной пробы сырой нефти без содержания свободного и растворенного газа.The collected combined sample is weighed on the scales in an open container and the mass of the combined sample of crude oil without the content of free and dissolved gas is determined.

По результатам измерений вычисляется следующее.According to the measurement results, the following is calculated.

1. Среднее значение плотности единичной пробы сырой нефти1. The average density of a single sample of crude oil

Figure 00000010
Figure 00000010

гдеWhere

ρi - измеренное значение плотности единичной пробы сырой нефти;ρ i is the measured value of the density of a single sample of crude oil;

n - заданное число проб сырой нефти.n is the specified number of samples of crude oil.

2. Среднее значение массы единичной пробы сырой нефти без остаточного свободного и растворенного газа2. The average mass value of a single sample of crude oil without residual free and dissolved gas

Figure 00000011
Figure 00000011

гдеWhere

M - значение массы заданного числа проб сырой нефти, измеренное весами;M is the mass value of a given number of samples of crude oil, measured by weights;

n - заданное число проб.n is the given number of samples.

3. Среднее значение массы единичной пробы сырой нефти3. The average mass value of a single sample of crude oil

Figure 00000012
Figure 00000012

гдеWhere

V - заданное значение объема единичной пробы сырой нефти, отобранной автоматическим пробоотборником;V is the set value of the volume of a single sample of crude oil, selected by an automatic sampler;

Figure 00000013
- среднее значение плотности единичной пробы сырой нефти.
Figure 00000013
- the average density of a single sample of crude oil.

4. Массовая доля остаточного свободного и растворенного газа в сырой нефти4. Mass fraction of residual free and dissolved gas in crude oil

Figure 00000014
Figure 00000014

Определение в формулах 5 и 6 средних значений

Figure 00000015
и
Figure 00000016
позволяет значительно уменьшить случайную составляющую погрешности измерений. Исследования погрешности измерения объема единичных проб с применением автоматического пробоотборника «Нафта - АПН» показали, что при номинальном значении единичной пробы 2,210 см3 относительная погрешность не превышает ±0,25%.The definition in formulas 5 and 6 of the average values
Figure 00000015
and
Figure 00000016
can significantly reduce the random component of the measurement error. Studies of the error in measuring the volume of single samples using the Nafta-APN automatic sampler showed that with a nominal value of a single sample of 2.210 cm 3, the relative error does not exceed ± 0.25%.

Проведенные исследования показали, что предлагаемый способ позволит, при относительной погрешности измерения массы сырой нефти без содержания свободного и растворенного газа с применением весов ±0,1% и погрешности измерения плотности сырой нефти с применением плотномера ±0,5 кг/м3, получить относительную погрешность определения массовой доли остаточного свободного и растворенного газа в сырой нефти, не превышающую ±0,5%.Studies have shown that the proposed method will allow, with a relative error in measuring the mass of crude oil without the content of free and dissolved gas using weights ± 0.1% and an error in measuring the density of crude oil using a density meter ± 0.5 kg / m 3 , to obtain a relative the error in determining the mass fraction of residual free and dissolved gas in crude oil, not exceeding ± 0.5%.

Claims (2)

Способ определения доли остаточного свободного и растворенного газа в сырой нефти на замерной установке, заключающийся в измерении массы и плотности предварительно отсепарированной от газа сырой нефти в жидкостной линии сепаратора и определении доли свободного и растворенного газа в сырой нефти, отличающийся тем, что дополнительно отбирают заданное число единичных проб сырой нефти в открытую емкость с помощью автоматического пробоотборника из жидкостной линии сепаратора за определенное время, одновременно, при отборе единичной пробы, измеряют плотность сырой нефти в жидкостной линии сепаратора, по окончании времени измерений взвешивают на весах открытую емкость с объединенной пробой сырой нефти, вычисляют среднее значение массы единичной пробы сырой нефти
Figure 00000017
и среднее значение массы единичной пробы сырой нефти, измеренное весами
Figure 00000018
, а долю свободного и растворенного газа в сырой нефти определяютA method for determining the fraction of residual free and dissolved gas in crude oil at a metering unit, which consists in measuring the mass and density of the crude oil previously separated from the gas in the separator liquid line and determining the fraction of free and dissolved gas in the crude oil, characterized in that a predetermined number is additionally selected single samples of crude oil into an open tank using an automatic sampler from the liquid line of the separator for a certain time, at the same time, when taking a single sample s, measure the density of crude oil in the liquid line of the separator, at the end of the measurement time, weigh an open tank with a combined sample of crude oil on the balance, calculate the average mass value of a single sample of crude oil
Figure 00000017
and the average value of the mass of a single sample of crude oil, measured by weights
Figure 00000018
and the fraction of free and dissolved gas in crude oil is determined
Figure 00000019
.
Figure 00000019
.
RU2016108760A 2016-03-10 2016-03-10 Method for determining the proportion of free and dissolved gas in crude oil at metering stations RU2625130C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2016108760A RU2625130C1 (en) 2016-03-10 2016-03-10 Method for determining the proportion of free and dissolved gas in crude oil at metering stations

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2016108760A RU2625130C1 (en) 2016-03-10 2016-03-10 Method for determining the proportion of free and dissolved gas in crude oil at metering stations

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2625130C1 true RU2625130C1 (en) 2017-07-11

Family

ID=59495263

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2016108760A RU2625130C1 (en) 2016-03-10 2016-03-10 Method for determining the proportion of free and dissolved gas in crude oil at metering stations

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2625130C1 (en)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2763193C1 (en) * 2020-12-14 2021-12-28 Илья Анатольевич Тарусин Method for determining the proportion of petroleum (associated) gas in crude petroleum

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU901486A1 (en) * 1980-04-16 1982-01-30 За витель Method for determining gas factor in group measuring installations
RU2245444C2 (en) * 2002-04-16 2005-01-27 Закрытое акционерное общество "ПИК и Ко" Method for recording oil flow
RU64281U1 (en) * 2007-02-20 2007-06-27 Открытое акционерное общество "Инженерно-производственная фирма СИБНЕФТЕАВТОМАТИКА" (ОАО ИПФ "СибНА") DEVICE FOR MEASURING THE DEBIT OF A GROUP OF OIL WELLS
RU2342528C1 (en) * 2007-03-23 2008-12-27 Валерий Фаязович Шаякберов Device for measuring quantity of oil and oil gas
RU2386811C1 (en) * 2008-08-27 2010-04-20 Открытое акционерное общество "Инженерно-производственная фирма "СИБНЕФТЕАВТОМАТИКА" (ОАО ИПФ "СибНА") Adaptive method of definition of residual (free) gas content at group gage units
US20110040485A1 (en) * 2009-08-13 2011-02-17 Baker Hughes Incorporated Method of measuring multi-phase fluid flow downhole

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU901486A1 (en) * 1980-04-16 1982-01-30 За витель Method for determining gas factor in group measuring installations
RU2245444C2 (en) * 2002-04-16 2005-01-27 Закрытое акционерное общество "ПИК и Ко" Method for recording oil flow
RU64281U1 (en) * 2007-02-20 2007-06-27 Открытое акционерное общество "Инженерно-производственная фирма СИБНЕФТЕАВТОМАТИКА" (ОАО ИПФ "СибНА") DEVICE FOR MEASURING THE DEBIT OF A GROUP OF OIL WELLS
RU2342528C1 (en) * 2007-03-23 2008-12-27 Валерий Фаязович Шаякберов Device for measuring quantity of oil and oil gas
RU2386811C1 (en) * 2008-08-27 2010-04-20 Открытое акционерное общество "Инженерно-производственная фирма "СИБНЕФТЕАВТОМАТИКА" (ОАО ИПФ "СибНА") Adaptive method of definition of residual (free) gas content at group gage units
US20110040485A1 (en) * 2009-08-13 2011-02-17 Baker Hughes Incorporated Method of measuring multi-phase fluid flow downhole

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2763193C1 (en) * 2020-12-14 2021-12-28 Илья Анатольевич Тарусин Method for determining the proportion of petroleum (associated) gas in crude petroleum

Similar Documents

Publication Publication Date Title
Johnson et al. Coulometric total carbon dioxide analysis for marine studies: maximizing the performance of an automated gas extraction system and coulometric detector
CN103776720B (en) A kind of evaluation method of cigarette raw material humid keeping performance
CN106153498A (en) A kind of new method detecting solute concentration in solution and device thereof
RU2625130C1 (en) Method for determining the proportion of free and dissolved gas in crude oil at metering stations
Burfield et al. Vapor‐liquid equilibria and dielectric constants for the helium‐carbon dioxide system
US1511604A (en) Specific-gravity apparatus
Miller et al. Gas-kinetic collision diameters of the halomethanes
US2650494A (en) Jolly balance
US20160341645A1 (en) Inline multiphase densitometer
US3420094A (en) Apparatus for measuring permeability
RU2763193C1 (en) Method for determining the proportion of petroleum (associated) gas in crude petroleum
RU2751877C1 (en) Method for determining water content in crude oil assay
RU2647539C1 (en) Method of measuring the debit of oil well production
GB2562993A (en) Multiphase flow meter calibrator and sampling system
RU196401U1 (en) Laboratory apparatus for determining the mass fraction of the main substance in alkali metal hydrides and carbides
RU2464595C2 (en) Apparatus for graduating and calibrating indicators of pre-explosive vapour concentrations of multicomponent liquids in air in working area
Benkova et al. Primary standard and traceability chain for microflow of liquids
Jancsó et al. Vapour pressure and ideality of the equimolar mixture of H2O and D2O
RU2795557C1 (en) Simulation method for verification of float-type density meters for liquids with high density
RU2245444C2 (en) Method for recording oil flow
RU2802169C1 (en) Method for measuring the volume and determining the density of porous materials
RU2505804C1 (en) Method of air moisture content determination
Rafelski et al. An equilibrator system to measure dissolved oxygen and its isotopes
RU2730403C1 (en) Imitation method of checking density meters of a float type
RU2795370C1 (en) Method for measuring the volume and determining the density of porous materials

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20190311