RU2630014C1 - Method for determining mass of solvent in oil-producing well - Google Patents
Method for determining mass of solvent in oil-producing well Download PDFInfo
- Publication number
- RU2630014C1 RU2630014C1 RU2016125983A RU2016125983A RU2630014C1 RU 2630014 C1 RU2630014 C1 RU 2630014C1 RU 2016125983 A RU2016125983 A RU 2016125983A RU 2016125983 A RU2016125983 A RU 2016125983A RU 2630014 C1 RU2630014 C1 RU 2630014C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- solvent
- mass
- pressure
- annulus
- Prior art date
Links
- 239000002904 solvent Substances 0.000 title claims abstract description 43
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 15
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 8
- 230000005484 gravity Effects 0.000 claims description 6
- 239000003129 oil well Substances 0.000 claims description 3
- 230000001133 acceleration Effects 0.000 claims description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 3
- 239000012530 fluid Substances 0.000 abstract description 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract 1
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 abstract 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 abstract 1
- 239000013049 sediment Substances 0.000 abstract 1
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 7
- 238000011282 treatment Methods 0.000 description 5
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 4
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 3
- 239000003960 organic solvent Substances 0.000 description 3
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 3
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 2
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 2
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 2
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 2
- JEIPFZHSYJVQDO-UHFFFAOYSA-N iron(III) oxide Inorganic materials O=[Fe]O[Fe]=O JEIPFZHSYJVQDO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 2
- 238000007619 statistical method Methods 0.000 description 2
- 241001493094 Pear vein yellows virus Species 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 description 1
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 1
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 1
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 230000003449 preventive effect Effects 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B37/00—Methods or apparatus for cleaning boreholes or wells
- E21B37/06—Methods or apparatus for cleaning boreholes or wells using chemical means for preventing or limiting, e.g. eliminating, the deposition of paraffins or like substances
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Measuring Fluid Pressure (AREA)
Abstract
Description
Предлагаемое изобретение относится к нефтяной промышленности и предназначено для совершенствования технологий по удалению асфальтосмолопарафиновых отложений с подземного оборудования нефтедобывающих скважин.The present invention relates to the oil industry and is intended to improve technology for the removal of asphalt tar and paraffin deposits from underground equipment of oil wells.
Несмотря на применение ингибиторов парафинообразования при подъеме нефти по колонне лифтовых труб из-за изменения термобарических условий из нее выпадают и адгезируют на поверхности насосно-компрессорных труб (НКТ) асфальтосмолопарафиновые вещества (АСПВ). Для их удаления часто используют органические растворители путем их закачки в межтрубное пространство. После организации круговой циркуляции растворитель попадает на прием глубинного насоса и постепенно поднимается в полость колонны НКТ, тем самым выполняет важную функцию - растворяет АСПВ. Как правило, на нефтегазодобывающем предприятии заливки органического растворителя осуществляют в планово-предупредительном режиме по утвержденным технологическим картам. Доставка реагента в объеме 500-1000 литров и более в межтрубное пространство скважины организуется двумя способами:Despite the use of paraffin inhibitors when oil rises along the lift pipe string, asphalt-resin-paraffin substances (ASPV) drop out and adhere to it on the surface of tubing (tubing) due to changes in thermobaric conditions. Organic solvents are often used to remove them by pumping them into the annulus. After organizing a circular circulation, the solvent enters the intake of the deep pump and gradually rises into the cavity of the tubing string, thereby fulfilling an important function - it dissolves ASW. As a rule, at an oil and gas producing enterprise, the filling of the organic solvent is carried out in a scheduled preventive mode according to the approved technological maps. Reagent delivery in the amount of 500-1000 liters or more to the annulus of the well is organized in two ways:
1. С помощью передвижного насосного агрегата типа ЦА-320 без снижения давления газа в межтрубном пространстве скважины (МП).1. Using a mobile pumping unit of the type CA-320 without reducing the gas pressure in the annulus of the well (MP).
2. Без агрегата типа ЦА-320 с предварительным выпуском попутного нефтяного газа в атмосферу. Растворитель сливается в МП из автоцистерны самотеком через гофрированный шланг.2. Without a type CA-320 unit with preliminary release of associated petroleum gas into the atmosphere. The solvent is drained into the MP from a tanker by gravity through a corrugated hose.
По второй технологии при отсутствии счетного устройства или мерной тары на устье скважины массу слитого растворителя определяют приближенно по степени снижения уровня жидкости в емкости автоцистерны. Это приводит к значительной погрешности в измерении массы слитого растворителя, так как емкость автоцистерны имеет эллиптическую форму и не имеет тарировки объема жидкости по высоте жидкости от нижней образующей автоцистерны. На точность также влияет и степень горизонтальности положения автомашины у устья скважины. В скважину, успешно работающую, могут залить только часть от объема реагента, положенного по технологической карте. Оставшуюся часть растворителя технический персонал предприятия, как правило, использует для аварийных промывок других скважин, осложненных АСПО. Возникает техническая задача определения массы органического растворителя в полости скважины с тем, чтобы при статистическом анализе оценить влияние массы растворителя на эффективность удаления АСПО и степень восстановления показателей работы нефтедобывающей скважины: дебит по жидкости, величина нагрузок на глубинный насос.According to the second technology, in the absence of a metering device or measuring container at the wellhead, the mass of drained solvent is determined approximately by the degree of decrease in the liquid level in the tanker tank. This leads to a significant error in the measurement of the mass of the drained solvent, since the tank capacity is elliptical and does not calibrate the volume of the liquid along the height of the liquid from the lower generatrix of the tank. The degree of horizontal position of the vehicle at the wellhead also affects accuracy. In a well that is successfully operating, only part of the volume of reagent laid on the routing can be poured. The remaining part of the solvent is usually used by the company's technical personnel for emergency flushing of other wells complicated by paraffin deposits. The technical problem arises of determining the mass of organic solvent in the well cavity in order to evaluate the influence of solvent mass on the removal efficiency of paraffin deposits and the degree of recovery of the performance of an oil producing well during a statistical analysis: fluid flow rate, magnitude of the loads on the downhole pump.
Известен способ решения поставленной задачи, основанный на измерении уровня жидкости в межтрубном пространстве до и после закачки растворителя путем эхолотирования МП уровнемерами типа Микон или Судос. Для осуществления этих измерений необходимо чтобы вместе с автоцистерной от скважины к скважине перемещался и оператор по исследованию скважин с уровнемером.There is a method of solving the problem, based on measuring the liquid level in the annular space before and after injection of the solvent by echo soundering MP level gauges such as Mikon or Sudos. To carry out these measurements, it is necessary that, together with the tanker, an operator for researching wells with a level gauge move from well to well.
Известен способ определения массы растворителя, основанный на измерении его объема в тарированной по объему мерной емкости. Необходимо по способу знать и плотность растворителя при той температуре, при которой ее слили в мерную емкость и скважину. Необходимо вместе с автоцистерной возить на обрабатываемую скважину лаборанта химического анализа с набором ареометров типа АОН-1.A known method for determining the mass of solvent, based on the measurement of its volume in a calibrated volumetric volumetric capacity. It is necessary by the method to know the density of the solvent at the temperature at which it was poured into a measured tank and well. It is necessary, along with a tanker truck, to carry a chemical analysis laboratory assistant with a set of hydrometers of the AON-1 type to the well being treated.
Новая техническая задача по изобретению состоит в том, чтобы после подачи растворителя в межтрубное пространство его масса определялась точным образом в автоматическом режиме без участия человека.A new technical task according to the invention is that after the solvent is fed into the annulus, its mass is determined in an exact way in an automatic mode without human intervention.
Поставленная задача выполняется тем, что по способу определения массы растворителя в нефтедобывающей скважине, заключающемуся в измерении давления столба жидкости на площадь известной величины, датчик давления располагают в межтрубном пространстве скважины в зоне глубинного насоса, информация с датчика давления с необходимой частотой поступает на станцию управления скважины, а масса растворителя после его подачи в межтрубное пространство скважины определяется в зависимости от величины кратковременного изменения (скачка) давления и площади межтрубного пространства скважины по формуле:The task is carried out by the fact that according to the method for determining the mass of solvent in an oil well, which consists in measuring the pressure of a liquid column over an area of a known value, a pressure sensor is located in the annulus of the well in the zone of the downhole pump, information from the pressure sensor is transmitted to the well control station with the necessary frequency and the mass of the solvent after it is fed into the annulus of the well is determined depending on the magnitude of the short-term change (jump) in pressure and the annular space of the well according to the formula:
гдеWhere
Мраст - масса растворителя в скважине после его закачки, кг;M rust - the mass of solvent in the well after its injection, kg;
D - внутренний диаметр обсадной колонны, м2;D is the inner diameter of the casing, m 2 ;
d - внешний диаметр колонны лифтовых труб (насосно-компрессорных труб - НКТ), м2;d is the outer diameter of the column of elevator pipes (tubing - tubing), m 2 ;
P1 - показание датчика давления до начала подачи растворителя в межтрубное пространство скважины, Па;P 1 - pressure sensor reading before the start of the solvent supply into the annulus of the well, Pa;
Р2 - показание датчика давления после окончания процесса подачи растворителя в межтрубное пространство скважины, Па;P 2 - pressure sensor reading after the end of the solvent supply process in the annulus of the well, Pa;
g - ускорение свободного падения, м/с2.g - acceleration of gravity, m / s 2 .
В схематичном виде подача растворителя в скважину самотеком из автоцистерны и способ оценки массы этого растворителя приведены на фиг. 1, где обозначены: 1 - обсадная колонна скважины, 2 - колонна НКТ, 3 - глубинный насос, 4 - кабель обратной информационной связи, 5 - датчик давления, 6 - вентиль обсадной колонны, 7 - гофрированный шланг, 8 - автоцистерна с растворителем, 9 - вентиль автоцистерны, 10 - поступивший в скважину растворитель массой Мраст, 11 - асфальтосмолопарафиновые отложения в колонне НКТ, 12 - станция управления скважиной.In a schematic form, the supply of solvent to the well by gravity from a tanker and a method for estimating the mass of this solvent are shown in FIG. 1, where are indicated: 1 - well casing, 2 - tubing string, 3 - downhole pump, 4 - information feedback cable, 5 - pressure sensor, 6 - casing valve, 7 - corrugated hose, 8 - solvent tank truck, 9 - a tanker valve, 10 - solvent supplied to the well with a mass of M rust , 11 - asphalt-resin-paraffin deposits in the tubing string, 12 - well control station.
Способ измерения массы растворителя при его доставке в скважину самотеком осуществляется в следующем порядке.The method of measuring the mass of the solvent during its delivery to the well by gravity is carried out in the following order.
1. В межтрубное пространство скважины в зоне глубинного насоса 3 стационарно располагают датчик давления 5 с линией обратной связи 4 со станцией управления 12 на поверхности земли. В качестве канала обратной связи может служить электрический многожильный кабель, например кабель электропитания глубинного электроцентробежного насоса.1. In the annular space of the borehole in the zone of the
2. Для доставки растворителя в скважину предварительно из межтрубного пространства (МП) выпускают попутный нефтяной газ через вентиль 6. После этой процедуры давление в МП становится равным атмосферному.2. To deliver the solvent to the well, preliminary associated petroleum gas is released from the annulus (MP) through valve 6. After this procedure, the pressure in the MP becomes atmospheric.
3. К открытому вентилю 6 подсоединяют гофрированный шланг 7. Другой конец шланга соединяют через вентиль 9 с автоцистерной 8.3. A corrugated hose 7 is connected to the open valve 6. The other end of the hose is connected through the
4. Вентиль 9 открывают, после чего растворитель начинает поступать в межтрубное пространство скважины.4. The
5. После того как приближенно измеренный объем растворителя сливается самотеком в скважину закрывают вентиль 9, сливают содержимое шланга 7 в скважину и закрывают вентиль 6.5. After the approximately measured volume of solvent is drained by gravity into the well, the
6. Автоцистерна уезжает на другую обрабатываемую скважину.6. The tank truck leaves for another well to be processed.
7. Датчик давления 5 в режиме реального времени на день обработки скважины растворителем выдает на станцию управления 12 и далее на компьютер инженерного персонала предприятия информацию в виде динамики давления в зоне глубинного насоса. Зависимость имеет вид, представленный на фиг. 2.7. The
Зависимость интерпретируется следующим образом. До открытия вентиля 6 и выпуска нефтяного газа из скважины давление в зоне датчика 5 остается постоянной величиной (45 атм) и равной сумме давлений столба жидкости над датчиком (30 атм) и давления газа над динамическим уровнем жидкости в межтрубном пространстве (15 атм). В 1200 хронологического времени (условное время) задвижку 6 открывает оператор по добыче нефти, и в течение 12 минут нефтяной газ выходит в атмосферу, а избыточное давление газа снижается до нуля. По графику видно, что давление в зоне насоса снижается до 30 атм, то есть на 15 атм. Сразу после этой процедуры растворитель в течение 7 минут поступает в межтрубное пространство, и за счет растущего во времени гидростатического столба растворителя рассматриваемое давление, в конечном счете, вырастает до 37 атм. По формуле 1 контроллер станции управления рассчитывает массу растворителя в межтрубном пространстве скважины:The dependency is interpreted as follows. Prior to the opening of valve 6 and the release of oil gas from the well, the pressure in the zone of the
Полученная по изобретению информация важна с двух позиций. По данным станции управления непосредственно на скважине при соответствующей аппаратуре можно наблюдать за ростом массы растворителя в скважине и доставить в скважину необходимую по технологической карте массу растворителя. Вторая функция - контролирующая. После проведения всех обработок скважин за определенное время (декада или месяц) по данным станции управления за дни обработок можно узнать и хронологическое время обработки, и использованную массу растворителя. В дальнейшем статистическом анализе такая точная информация даст возможность выявлять значимые факторы успешности рассматриваемых обработок и совершенствовать технологии удаления асфальтосмолопарафиновых отложений со скважин.The information obtained according to the invention is important from two perspectives. According to the control station, directly at the well with the appropriate equipment, one can observe the increase in the mass of solvent in the well and deliver the mass of solvent necessary for the technological map to the well. The second function is the controlling one. After all well treatments for a certain time (decade or month), according to the control station, for the days of treatment, you can find out both the chronological treatment time and the used mass of solvent. In a further statistical analysis, such accurate information will make it possible to identify significant success factors for the treatments under consideration and to improve the technology for removing asphalt-resin-paraffin deposits from wells.
Несколько иной вид зависимости давления в зоне глубинного насоса получается при использовании насосного агрегата типа ЦА-320. При такой технологии попутный нефтяной газ из межтрубного пространства не выпускается, а растворитель закачивается в МП под давлением насосного агрегата. Датчик давления выдает в день обработки скважины информацию, представленную на фиг. 3. Из динамики давления видно, что закачка растворителя была произведена в 1200, и давление в зоне датчика (насоса) выросло на 5,5 атм с 45 до 50,5 атм. По формуле 1 рассчитывается масса закачанного в скважину растворителя:A slightly different type of pressure dependence in the zone of the deep pump is obtained when using a pump unit of the CA-320 type. With this technology, associated petroleum gas is not released from the annulus, and the solvent is pumped into the MP under the pressure of the pump unit. The pressure sensor provides the information presented in FIG. 3. From the pressure dynamics it is seen that the solvent was pumped at 12 00 , and the pressure in the sensor (pump) zone increased by 5.5 atm from 45 to 50.5 atm. According to
Датчики давления смогут выполнять в умных скважинах недалекого будущего много функций. Они работают во всех средах независимо от количества налипшего на них АСПВ, так как давление способно передаваться через несплошные среды.Pressure sensors will be able to perform many functions in smart wells of the near future. They work in all environments, regardless of the amount of ASWA adhering to them, since pressure can be transmitted through non-continuous media.
В изобретении предложен способ определения массы растворителя, доставленного в скважину. Способ основан на известном законе физики: давление - это сила, приходящаяся на единицу рассматриваемой площади. Новизной и существенным отличием нашего предложения является, на наш взгляд, то, что предложено датчик давления использовать как измерительное устройство, ведь площадь до и после технологического воздействия остается величиной постоянной и равной площади кольцевого пространства между обсадной колонной и колонной насосно-компрессорных труб. Датчик давления предложено в условиях скважины использовать как устройство по измерению массы растворителя.The invention provides a method for determining the mass of solvent delivered to a well. The method is based on the well-known law of physics: pressure is the force per unit area under consideration. The novelty and significant difference of our proposal is, in our opinion, that it is proposed to use the pressure sensor as a measuring device, because the area before and after the technological influence remains constant and equal to the area of the annular space between the casing string and the tubing string. It is proposed to use a pressure sensor in a well condition as a device for measuring the mass of a solvent.
Claims (9)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016125983A RU2630014C1 (en) | 2016-06-28 | 2016-06-28 | Method for determining mass of solvent in oil-producing well |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016125983A RU2630014C1 (en) | 2016-06-28 | 2016-06-28 | Method for determining mass of solvent in oil-producing well |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2630014C1 true RU2630014C1 (en) | 2017-09-05 |
Family
ID=59798017
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2016125983A RU2630014C1 (en) | 2016-06-28 | 2016-06-28 | Method for determining mass of solvent in oil-producing well |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2630014C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2766485C1 (en) * | 2021-06-11 | 2022-03-15 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Pump unit for controlled extraction of products from well |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU69562U1 (en) * | 2007-09-12 | 2007-12-27 | Виктор Львович Шангин | INSTALLATION FOR DOSED DELIVERY OF CHEMICAL REAGENTS TO A WELL |
| RU89600U1 (en) * | 2009-07-13 | 2009-12-10 | Общество с ограниченной ответственностью "База производственного обслуживания" | MOBILE INHIBITOR DOSAGE INSTALLATION (OPTIONS) |
| RU122690U1 (en) * | 2012-07-09 | 2012-12-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | MOBILE CHEMICAL REAGENT PUMPING UNIT |
| US8893795B2 (en) * | 2011-12-15 | 2014-11-25 | Robert N. Ayres | Automatic chemical treatment system with liquid level sensor in chemical tank for calibration and chemical dispensing rate control |
| RU2576423C1 (en) * | 2015-01-21 | 2016-03-10 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина (ПАО "Татнефть" им. В.Д. Шашина) | System for supply of liquid chemical reagents and method of accounting reagents in such system |
-
2016
- 2016-06-28 RU RU2016125983A patent/RU2630014C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU69562U1 (en) * | 2007-09-12 | 2007-12-27 | Виктор Львович Шангин | INSTALLATION FOR DOSED DELIVERY OF CHEMICAL REAGENTS TO A WELL |
| RU89600U1 (en) * | 2009-07-13 | 2009-12-10 | Общество с ограниченной ответственностью "База производственного обслуживания" | MOBILE INHIBITOR DOSAGE INSTALLATION (OPTIONS) |
| US8893795B2 (en) * | 2011-12-15 | 2014-11-25 | Robert N. Ayres | Automatic chemical treatment system with liquid level sensor in chemical tank for calibration and chemical dispensing rate control |
| RU122690U1 (en) * | 2012-07-09 | 2012-12-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | MOBILE CHEMICAL REAGENT PUMPING UNIT |
| RU2576423C1 (en) * | 2015-01-21 | 2016-03-10 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина (ПАО "Татнефть" им. В.Д. Шашина) | System for supply of liquid chemical reagents and method of accounting reagents in such system |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2766485C1 (en) * | 2021-06-11 | 2022-03-15 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Pump unit for controlled extraction of products from well |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US4726219A (en) | Method and system for determining fluid pressures in wellbores and tubular conduits | |
| RU2610941C1 (en) | Evaluation method of production watering in oil-producing well | |
| CN105403497A (en) | Core permeability evolution simulation method and system | |
| CN104131811A (en) | Method and device for obtaining volume leakage rate of gas well under standard condition | |
| CN106837325B (en) | System and method for collecting multiphase measurements at a wellsite | |
| RU2737055C2 (en) | Pump flow estimation | |
| US10724354B2 (en) | Systems and methods for generating watercut and bottleneck notifications at a well site | |
| RU2674351C1 (en) | Method for estimating the water cut of well oil | |
| RU2630014C1 (en) | Method for determining mass of solvent in oil-producing well | |
| US10648320B2 (en) | Method and arrangement for operating an extraction in a borehole | |
| RU2562628C1 (en) | Method of liquid dynamic level determination in well | |
| RU2651728C1 (en) | Method of removing aspo from well equipment | |
| RU2520251C1 (en) | Method for determination of product water cut in oil producing well | |
| RU2637672C1 (en) | Method for determining water content of borehole oil | |
| US20230160871A1 (en) | Float angle probes for monitoring wellbore fluid composition and methods of using the same | |
| RU2654915C2 (en) | Method and device for corrosive-hazardous intervals determining, operating column metal corrosion rate in a working well | |
| RU2551038C2 (en) | Method of tightness testing of injection well | |
| RU2701673C1 (en) | Device for determination of water content of well oil | |
| CN211453271U (en) | Permeability testing device | |
| RU2685379C1 (en) | Method for determining the pressure of oil saturation by gas in the well | |
| RU2667183C1 (en) | Method of estimating the free gas content at the suction inlet of a deep-well pump | |
| RU2542030C1 (en) | Method of regulating well operation in regard to initial water separation | |
| RU2775186C1 (en) | Method for determining the free gas content at the borehole pump suction | |
| EP3101222A1 (en) | Steam quality - measuring device | |
| RU2735798C1 (en) | Method of supplying an arpd solvent into a well |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20180629 |