RU2637672C1 - Method for determining water content of borehole oil - Google Patents

Method for determining water content of borehole oil Download PDF

Info

Publication number
RU2637672C1
RU2637672C1 RU2016142414A RU2016142414A RU2637672C1 RU 2637672 C1 RU2637672 C1 RU 2637672C1 RU 2016142414 A RU2016142414 A RU 2016142414A RU 2016142414 A RU2016142414 A RU 2016142414A RU 2637672 C1 RU2637672 C1 RU 2637672C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
oil
well
water
pump
pressure
Prior art date
Application number
RU2016142414A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Юрий Вениаминович Зейгман
Ильдар Зафирович Денисламов
Надежда Михайловна Токарева
Альфред Рафаилович Камалтдинов
Original Assignee
Юрий Вениаминович Зейгман
Ильдар Зафирович Денисламов
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 Юрий Вениаминович Зейгман, Ильдар Зафирович Денисламов filed Critical Юрий Вениаминович Зейгман
Priority to RU2016142414A priority Critical patent/RU2637672C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2637672C1 publication Critical patent/RU2637672C1/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
    • 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

Abstract

FIELD: oil and gas industry.
SUBSTANCE: method of determining water content of borehole oil consists in fixation of well product in a reservoir with constant cross-section along its height, holding well product in the reservoir to provide gravitational separation into oil and water, and determining water content of well product by the height of water portion relative to the entire height of liquid in the reservoir. A check valve is installed above the deep well pump. After the operation of the deep well pump is stopped, associated oil gas is discharged from the tubing string with pressure reduction down to atmospheric value. The static level of liquid in the tubing string is measured several times until it's the value is constant and the volume of liquid in the tubing string is determined. By putting the deep well pump in the operation, well product of known volume is transferred from the tubing string into a reservoir located on the earth surface. The pressure in the pipeline line is maintained at a level equal to pressure at the well outlet line during its normal operation.
EFFECT: providing better separation of well product into oil and water without stopping the operation of the deep well pump for a long time.
1 dwg

Description

Заявляемое изобретение относится к нефтяной промышленности и предназначено для оценки состава продукции нефтедобывающих скважинах по нефти и попутной воде. Рекомендуемая область применения изобретения - нефтедобывающие высокообводненные скважины, оборудованные глубинным электроцентробежным насосом с обратным клапаном над насосом.The claimed invention relates to the oil industry and is intended to assess the composition of oil production wells for oil and associated water. The recommended field of application of the invention is oil-producing highly water-well wells equipped with a deep electric centrifugal pump with a check valve above the pump.

Обводненность скважинной продукции на нефтяных месторождениях или содержание нефти и воды в добываемой скважинной жидкости является самой востребованной информационной величиной в нефтедобывающих предприятиях. Существует несколько методик и технологий по определению обводненности скважинной нефти, основной из которых является отбор устьевых проб скважинной жидкости объемом 0,4-1,5 литра и определение в лабораторных условиях содержания в такой пробе доли нефти и воды. При гравитационном разделении скважиной продукции перед пробоотборной точкой на прослои с различным содержанием нефти и воды существует вероятность несоответствия отобранной пробы составу скважинной продукции, транспортируемой по выкидной линии (ВЛ) устья скважины.The water cut of well products in oil fields or the content of oil and water in the produced well fluid is the most demanded information value in oil producing enterprises. There are several methods and technologies for determining the water content of well oil, the main of which is the sampling of wellhead samples of well liquid with a volume of 0.4-1.5 liters and the determination in laboratory conditions of the content of oil and water in such a sample. In the case of the gravitational separation of production by a well in front of a sampling point into interlayers with different oil and water contents, there is a probability of a selected sample not complying with the composition of the well production transported along the flow line (OHL) of the wellhead.

Известны два решения обозначенной проблемы. Можно добиться гомогенности скважинной продукции в ВЛ перед штатным устьевым пробоотборником согласно требованиям пункта 2.13.1.4 ГОСТ 2517-85 «Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб (Изд-во стандартов, 2001. - 25 с.).Two solutions to this problem are known. It is possible to achieve homogeneity of downhole products in overhead lines in front of a regular wellhead sampler in accordance with the requirements of paragraph 2.13.1.4 of GOST 2517-85 “Oil and petroleum products. Sampling methods (Publishing house of standards, 2001. - 25 p.).

Второе направление - это определение обводненности добываемой нефти непосредственно во внутренней зоне колонны лифтовых труб (колонны насосно-компрессорных труб - НКТ). Например, известно изобретение по патенту РФ №2533468 «Способ одновременно-раздельной эксплуатации нефтяной скважины, оборудованной электроцентробежным насосом» (опубл. 20.11.2014), по которому после гравитационного отстаивания межфазные уровни идентифицируются с помощью акустических датчиков, заблаговременно установленных в колонне НКТ выше электроцентробежного насоса. По методу существует необходимость остановки скважины на период гравитационного перераспределения флюидов в колонне лифтовых труб.The second direction is the determination of the water cut of produced oil directly in the inner zone of the lift pipe string (tubing string - tubing). For example, the invention is known according to the patent of the Russian Federation No. 2533468 "Method for simultaneous and separate operation of an oil well equipped with an electric centrifugal pump" (publ. 11/20/2014), according to which after gravity sedimentation, interfacial levels are identified using acoustic sensors installed in advance in the tubing string above the electric centrifugal pump. According to the method, there is a need to stop the well during the period of gravitational redistribution of fluids in the column of elevator pipes.

В качестве прототипа нами рассматривается патент РФ на изобретение №2520251 «Способ определения обводненности продукции нефтедобывающей скважины» (опубл. 20.06.2014), согласно которому колонна нососно-компрессорных труб скважины рассматривается как гигантский сосуд-пробоотборник, в котором пластовая продукция расслаивается на воду, нефть и газ. Нефть и вода остаются в колонне НКТ, а попутный газ постепенно стравливается через пробоотборник в лубрикаторе на устье скважины. Способ имеет такой же недостаток, что и по патенту №2533468 - необходимо время до 24 часов для достижения полного расслоения скважинной продукции на нефть и воду. Этот осуществляется только при остановке работы скважины, что, в свою очередь, означает образование потерь в добыче нефти.As a prototype, we consider a patent of the Russian Federation for invention No. 2520251 "Method for determining the water cut of oil production wells" (publ. 06/20/2014), according to which the column of the nasal compressor pipes of the well is considered as a giant sample vessel in which the formation products are stratified into water, oil and gas. Oil and water remain in the tubing string, and associated gas is gradually vented through a sampler in the lubricator at the wellhead. The method has the same drawback as in patent No. 2533468 - it takes up to 24 hours to achieve complete stratification of well products into oil and water. This is carried out only when the well stops working, which, in turn, means the formation of losses in oil production.

Технической задачей по заявляемому изобретению является обеспечение более качественного расслоения скважинной продукции на нефть и воду без долговременной остановки работы глубинного насоса.An object of the invention is to provide better stratification of well products into oil and water without a long-term shutdown of the downhole pump.

Техническая задача выполняется следующим образом. В способе определения обводненности скважинной нефти, заключающемся в фиксации скважинной продукции в емкости с постоянным сечением по ее высоте, выдержке скважинной продукции в емкости для обеспечения гравитационного разделения на нефть и воду и определении обводненности скважинной продукции по высоте водной части относительно всей высоты жидкости в емкости, предварительно над глубинным насосом устанавливают обратный клапан, после остановки работы глубинного насоса из колонны лифтовых труб выпускают попутный нефтяной газ при снижении давления до атмосферного, несколько раз замеряют статический уровень жидкости в колонне лифтовых труб до постоянства его величины и определяют объем жидкости в колонне лифтовых труб, путем пуска глубинного насоса в работу скважинную продукцию известного объема из колонны лифтовых труб переводят в емкость на поверхности земли, при этом давление в трубопроводной линии путем штуциирования поддерживают на уровне величины, равной давлению на выкидной линии скважины при ее штатной эксплуатации.The technical task is performed as follows. In the method for determining the water cut of well oil, which consists in fixing the well product in a tank with a constant cross section according to its height, holding the well product in a tank to provide gravity separation into oil and water and determining the water cut of the well product by the height of the water part relative to the entire height of the liquid in the tank, preliminary, a check valve is installed above the deep pump, after stopping the operation of the deep pump, associated petroleum gas is discharged from the column of elevator pipes at a decrease pressure to atmospheric pressure, several times measure the static liquid level in the column of elevator pipes to a constant value and determine the volume of liquid in the column of elevator pipes, by putting the downhole pump into operation, well products of known volume from the column of elevator pipes are transferred to a tank on the ground surface, when this pressure in the pipeline by suction support at a level equal to the pressure on the flow line of the well during its normal operation.

Практика эксплуатации нефтедобывающих скважин с установками электроцентробежных насосов, продукция которых является высокообводненной нефтью, показывает, что уровень жидкости в колонне НКТ стабилизируется в течение нескольких минут, а перевод жидкости из колонны НКТ в емкость на устье скважины занимает не более трех часов даже при малой производительности электроцентробежного насоса.The practice of operating oil wells with electric centrifugal pump installations, the products of which are highly water-cut oil, shows that the liquid level in the tubing string stabilizes within a few minutes, and the transfer of fluid from the tubing string to the tank at the wellhead takes no more than three hours, even at low electric centrifugal productivity pump.

Схема скважины с УЭЦН с необходимым поверхностным оборудованием для реализации измерения обводненности добываемой нефти согласно изобретению приведена на чертеже. Условно обозначены позициями следующие элементы: 1 - колонна лифтовых труб, 2 - обратный клапан, 3 - электроцентробежный насос, 4 - вентиль для стравливания газа, 5 - уровнемер типа Микон-101 или Судос, 6 - манометр, 7 - регулируемый штуцер, 8 - патрубок для слива жидкости в емкость, 9 - емкость для сбора скважинной продукции, 10 - задвижка на выкидной линии скважины, 11 - расходомер (счетчик жидкости).A diagram of a well with an ESP with the necessary surface equipment to implement the measurement of water cut of produced oil according to the invention is shown in the drawing. The following elements are conventionally marked with positions: 1 - a column of elevator pipes, 2 - a non-return valve, 3 - an electric centrifugal pump, 4 - a valve for bleeding gas, 5 - a Mikon-101 or Sudos type level gauge, 6 - a pressure gauge, 7 - an adjustable fitting, 8 - pipe for draining the fluid into the tank, 9 - tank for collecting well products, 10 - valve on the flow line of the well, 11 - flow meter (fluid meter).

Технология измерения обводненности скважинной нефти заключается в следующем.The technology for measuring water cut in well oil is as follows.

1. К скважине с УЭЦН и обратным клапаном 2 устанавливают вертикальную емкость 9 с постоянным сечением по высоте. Работу глубинного насоса останавливают.1. To the well with the ESP and check valve 2, a vertical tank 9 with a constant cross-section along the height is installed. The operation of the downhole pump is stopped.

2. Задвижку 10 закрывают, а вентиль 4 открывают с тем, чтобы понизить давление в колонне НКТ до атмосферного и выпустить весь дегазированный из нефти попутный газ.2. The valve 10 is closed, and the valve 4 is opened in order to lower the pressure in the tubing string to atmospheric and release all associated gas degassed from the oil.

3. Известно, что основной объем попутного нефтяного газа находится после глубинного насоса в растворенном состоянии в нефти, поэтому благодаря малой доле нефти в скважинной продукции происходит быстрое всплытие основной массы нефти в верхнюю часть колонны НКТ и последующая после этого усадка нефти из-за выпуска попутного нефтяного газа из нефти. Этот процесс контролируют с помощью уровнемера с акустическим принципом действия типа Микон-101 или Судос.3. It is known that the main volume of associated petroleum gas is in the dissolved state in the oil after the deep pump, therefore, due to the small proportion of oil in the well production, the bulk of the oil rapidly ascends to the top of the tubing string and subsequent oil shrinkage due to associated oil gas from oil. This process is controlled using a level gauge with an acoustic principle of operation such as Mikon-101 or Sudos.

4. После стабилизации статического уровня Нстат на неизменной величине определяют объем жидкости Vж, находящийся в колонне НКТ, запускают в работу глубинный насос 3 и жидкость из колонны лифтовых труб 1 переводят для дальнейшего гравитационного разделения в емкость 9. Перед этим вентиль 4 закрывают, а задвижку 10 открывают. Прохождение необходимого объема Vж в емкость 9 определяют по расходомеру 11.4. After the stabilization of the static level H stat at a constant value, the volume of liquid V W located in the tubing string is determined, the depth pump 3 is launched and the fluid from the tubing string 1 is transferred for further gravity separation to the tank 9. Before this, the valve 4 is closed, and the valve 10 is opened. The passage of the required volume V W into the tank 9 is determined by the flow meter 11.

5. Весь период перевода жидкости из колонны лифтовых труб в емкость 9 давление в выкидной линии между задвижкой 10 и штуцером 7 поддерживают таким, каким оно было при штатной работе глубинного насоса скважины. Этот процесс осуществляется с помощью плавного приоткрытия или прикрытия штуцера 7.5. The entire period of transferring fluid from the column of elevator pipes to the tank 9, the pressure in the flow line between the valve 10 and the nozzle 7 is maintained as it was during normal operation of the borehole pump. This process is carried out using a smooth ajar or cover fitting 7.

Благодаря штуциированию и работе скважины как в штатном режиме эксплуатации минимизируется погрешность при определении обводненности скважинной нефти. При отсутствии штуцера на устье скважины давление на выходе электроцентробежного насоса будет меньшим на величину устьевого давления, чем при штатной эксплуатации системы «пласт-насос». Это приведет к росту производительности глубинного ЭЦН на определенную величину, что, в свою очередь, может привести к опережающему движению капель нефти относительно общего потока и увеличению доли нефти в жидкости, находящейся в колонне лифтовых труб. В итоге без имитации работы скважины штатному режиму может произойти завышение доли нефти в скважинной продукции (снижение обводненности добываемой нефти).Thanks to the plating and operation of the well as in normal operation, the error is minimized in determining the water content of well oil. In the absence of a fitting at the wellhead, the pressure at the outlet of the electric centrifugal pump will be lower by the value of the wellhead pressure than during normal operation of the reservoir-pump system. This will lead to an increase in the productivity of the deep ESP by a certain amount, which, in turn, can lead to the outstripping movement of oil droplets relative to the total flow and an increase in the proportion of oil in the liquid in the lift pipe string. As a result, without simulating the well’s operation under normal operation, the share of oil in the well’s production may be overestimated (decrease in water cut of produced oil).

Рассмотрим реализацию изобретения на примере нефтедобывающей скважины со следующими исходными данными:Consider the implementation of the invention by the example of an oil well with the following initial data:

- ∅ колонны лифтовых труб (колонны НКТ) - 73 мм; внутренний D=62 мм;- ∅ columns of elevator pipes (tubing string) - 73 mm; inner D = 62 mm;

- обратный клапан установлен над насосом на глубине Н=1000 м;- a non-return valve is installed above the pump at a depth of H = 1000 m;

- фактическая режимная производительность глубинного ЭЦН Q=48 м3/сут;- the actual operating capacity of the deep ESP Q = 48 m 3 / day;

- обводненность скважинной нефти по устьевым пробам - 88-89%.- water cut of well oil from wellhead samples - 88-89%.

На скважине проведены следующие работы со следующими результатами:The following work was carried out at the well with the following results:

1. Скважина остановлена в 1200 на измерение обводненности добываемой нефти путем остановки глубинного электроцентробежного насоса.1. The well was stopped at 12 00 to measure the water cut of the produced oil by stopping the deep electric centrifugal pump.

2. В течение 30 минут уровень жидкости в колонне НКТ при открытом вентиле 4 стабилизировался на уровне Нст=53 м. Такой уровень соответствует объему жидкости в колонне лифтовых труб:2. Within 30 minutes, the liquid level in the tubing string with the valve 4 open was stabilized at the level of N st = 53 m. This level corresponds to the volume of fluid in the lift pipe string:

Figure 00000001
Figure 00000001

3. Путем пуска глубинного ЭЦН в работу через расходомер 10 по патрубку 8 в емкость 9 пропускают 2,86 м3 нефти и воды из колонны лифтовых труб 1. При заполнении емкости 9 давление перед штуцером поддерживается на уровне 1,2 МПа - величине, соответствующем рабочему давлению на ВЛ при режимной эксплуатации глубинного насоса.3. By starting the deep ESP into operation, 2.86 m 3 of oil and water from the column of lift pipes 1 are passed through the flowmeter 10 through the pipe 8 into the tank 9. When filling the tank 9, the pressure in front of the nozzle is maintained at 1.2 MPa - a value corresponding to operating pressure on the overhead line during the operation of the submersible pump.

4. В начальной стадии заполнения емкости 9 в поток скважинной продукции добавляется маслорастворимый деэмульгатор марки Рекод-758 в объеме 70 грамм.4. In the initial stage of filling the tank 9, an oil-soluble demulsifier of the Recode-758 brand in the amount of 70 grams is added to the well flow.

5. Продукция из колонны лифтовых труб в объеме 2,86 м3 оставляется в покое в емкости 9 на 20-24 часа для полного гравитационного отстаивания. Разделению способствует относительно высокая температура в 21°С (летнее время года) и действие деэмульгатора.5. Products from the column of elevator pipes in the volume of 2.86 m 3 are left alone in the tank 9 for 20-24 hours for full gravity sedimentation. Separation is facilitated by a relatively high temperature of 21 ° C (summer time) and the effect of the demulsifier.

После заполнения емкости 9 скважина пускается в эксплуатацию в штатном режиме.After filling the tank 9, the well is put into operation in the normal mode.

6. Через сутки с помощью пробоотборника по патенту РФ на изобретение №2452933 определяется толщина слоя нефти над водой Ннефти=14,4 см при общей высоте столба жидкости в емкости 9 Нобщ=110 см. Высота водной части отобранной скважинной жидкости равна Нв=110-14,4=95,6 см. Искомая обводненность скважинной нефти равна

Figure 00000002
6. A day later, using the sampler according to the patent of the Russian Federation for invention No. 2452933, the thickness of the oil layer above water N oil = 14.4 cm is determined with a total height of the liquid column in the tank 9 N total = 110 cm. The height of the water part of the selected well fluid is equal to N in = 110-14.4 = 95.6 cm. The desired water cut of well oil is
Figure 00000002

Измеренная по описанной технологии обводненность оказалась ниже обводненности добываемой нефти, определенной по устьевым пробам. Это можно объяснить наличием гравитационного разделения скважинной продукции в выкидной линии в зоне отбора пробы.The water cut measured using the described technology turned out to be lower than the water cut of the extracted oil, determined from wellhead samples. This can be explained by the presence of gravitational separation of well production in the flow line in the sampling zone.

В отличие от прототипа (изобретение №2520251) для определения обводненности добываемой нефти нет необходимости вывода скважины из эксплуатации на сутки, это исключает потери в добыче нефти. К тому же разделение скважинной нефти в емкости с большой межфазной поверхностью и при наличии деэмульгатора происходит за более короткий временной интервал и с большим качеством. Проба нефти, отобранная со средней части нефтяной части жидкости в емкости 9, показала в лабораторных условиях наличие воды не более 0,5%.In contrast to the prototype (invention No. 2520251) to determine the water content of the produced oil there is no need to take the well out of operation for a day, this eliminates the loss in oil production. In addition, the separation of well oil in a tank with a large interfacial surface and in the presence of a demulsifier occurs in a shorter time interval and with higher quality. An oil sample taken from the middle part of the oil part of the liquid in the tank 9, showed in the laboratory the presence of water no more than 0.5%.

Измерение объема скважинной продукции в колонне лифтовых труб с дальнейшим переводом этого объема в емкость возле устья скважины для дальнейшего исследования его компонентного состава является основной сущностью заявляемого изобретения. Такое техническое решение, по мнению авторов, соответствует критериям «новизна» и «существенное отличие».The measurement of the volume of borehole products in a string of elevator pipes with the subsequent transfer of this volume to a tank near the wellhead for further study of its component composition is the main essence of the claimed invention. According to the authors, such a technical solution meets the criteria of “novelty” and “significant difference”.

Claims (1)

Способ определения обводненности скважинной нефти, заключающийся в фиксации скважинной продукции в емкости с постоянным сечением по ее высоте, выдержке скважинной продукции в емкости для обеспечения гравитационного разделения на нефть и воду и определении обводненности скважинной продукции по высоте водной части относительно всей высоты жидкости в емкости, отличающийся тем, что предварительно над глубинным скважинным насосом устанавливают обратный клапан, после остановки работы глубинного насоса из колонны лифтовых труб выпускают попутный нефтяной газ при снижении давления до атмосферного, несколько раз замеряют статический уровень жидкости в колонне лифтовых труб до постоянства его величины и определяют объем жидкости в колонне лифтовых труб, путем пуска глубинного насоса в работу скважинную продукцию известного объема из колонны лифтовых труб переводят в емкость на поверхности земли, при этом давление в трубопроводной линии путем штуцирования поддерживают на уровне величины, равной давлению на выкидной линии скважины при ее штатной эксплуатации.The method for determining the water content of well oil, which consists in fixing the well products in a tank with a constant cross section according to its height, holding the well products in a tank to provide gravity separation into oil and water and determining the water cut in the well by the height of the water part relative to the entire height of the liquid in the tank, by the fact that previously a check valve is installed above the deep well pump, after stopping the operation of the deep pump from the column of elevator pipes, associated petroleum gas with a decrease in pressure to atmospheric, several times measure the static liquid level in the column of elevator pipes to a constant value and determine the volume of liquid in the column of elevator pipes, by starting the downhole pump into operation, well products of known volume from the column of elevator pipes are transferred to the surface of the earth, while the pressure in the pipeline by fitting is maintained at a level equal to the pressure on the flow line of the well during normal operation.
RU2016142414A 2016-10-27 2016-10-27 Method for determining water content of borehole oil RU2637672C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2016142414A RU2637672C1 (en) 2016-10-27 2016-10-27 Method for determining water content of borehole oil

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2016142414A RU2637672C1 (en) 2016-10-27 2016-10-27 Method for determining water content of borehole oil

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2637672C1 true RU2637672C1 (en) 2017-12-06

Family

ID=60581271

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2016142414A RU2637672C1 (en) 2016-10-27 2016-10-27 Method for determining water content of borehole oil

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2637672C1 (en)

Cited By (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2674351C1 (en) * 2017-12-20 2018-12-07 Ильдар Зафирович Денисламов Method for estimating the water cut of well oil
RU2700738C1 (en) * 2018-02-21 2019-09-19 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method of improving reliability of water cut monitoring of products of oil producing wells equipped with sucker-rod bottom pumps
RU2701673C1 (en) * 2018-12-25 2019-09-30 Ильдар Зафирович Денисламов Device for determination of water content of well oil
RU2807959C1 (en) * 2023-10-05 2023-11-21 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д.Шашина Method for determining water cut in oil well production

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5394339A (en) * 1992-03-30 1995-02-28 Paul-Munroe Hydraulics Inc. Apparatus for analyzing oil well production fluid
RU2225507C1 (en) * 2002-07-08 2004-03-10 Александров Гелий Федорович Device for measuring water percentage in oil in wells
RU2299322C1 (en) * 2005-11-21 2007-05-20 Леонид Степанович Милютин Method for oil and gas-condensate well production measurement in air-tight oil collection systems
RU2520251C1 (en) * 2013-06-17 2014-06-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Method for determination of product water cut in oil producing well
RU2533468C1 (en) * 2013-07-24 2014-11-20 Открытое акционерное общество НПФ "Геофизика" (ОАО НПФ "Геофизика") Method for dual operation of oil well equipped with electric-centrifugal pump

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5394339A (en) * 1992-03-30 1995-02-28 Paul-Munroe Hydraulics Inc. Apparatus for analyzing oil well production fluid
RU2225507C1 (en) * 2002-07-08 2004-03-10 Александров Гелий Федорович Device for measuring water percentage in oil in wells
RU2299322C1 (en) * 2005-11-21 2007-05-20 Леонид Степанович Милютин Method for oil and gas-condensate well production measurement in air-tight oil collection systems
RU2520251C1 (en) * 2013-06-17 2014-06-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Method for determination of product water cut in oil producing well
RU2533468C1 (en) * 2013-07-24 2014-11-20 Открытое акционерное общество НПФ "Геофизика" (ОАО НПФ "Геофизика") Method for dual operation of oil well equipped with electric-centrifugal pump

Cited By (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2674351C1 (en) * 2017-12-20 2018-12-07 Ильдар Зафирович Денисламов Method for estimating the water cut of well oil
RU2700738C1 (en) * 2018-02-21 2019-09-19 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method of improving reliability of water cut monitoring of products of oil producing wells equipped with sucker-rod bottom pumps
RU2701673C1 (en) * 2018-12-25 2019-09-30 Ильдар Зафирович Денисламов Device for determination of water content of well oil
RU2807959C1 (en) * 2023-10-05 2023-11-21 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д.Шашина Method for determining water cut in oil well production

Similar Documents

Publication Publication Date Title
Szilas Production and transport of oil and gas
RU2637672C1 (en) Method for determining water content of borehole oil
RU2610941C1 (en) Evaluation method of production watering in oil-producing well
GB2559696A (en) In-line methods and apparatuses for determining the composition of an emulsified drilling fluid
US10697273B2 (en) Method for scale treatment optimization
CN107169684B (en) Development dynamic calculation method under constant liquid volume production condition of multilayer commingled production reservoir
RU2674351C1 (en) Method for estimating the water cut of well oil
CN203729968U (en) Simulation structure for bottom water control
RU2651728C1 (en) Method of removing aspo from well equipment
CN113657050A (en) Critical sand carrying flow velocity calculation method considering slug bubble and multi-parameter influence
RU2520251C1 (en) Method for determination of product water cut in oil producing well
RU2682827C1 (en) Method for removal of asphalt-resin-paraffin deposits from a petroleum wells
WO2021102453A2 (en) Method and apparatus for measuring components of multiphase fluid during well flowback operation
Martyushev Modeling and prediction of asphaltene-resin-paraffinic substances deposits in oil production wells
BR102012028496A2 (en) METHOD OF PRODUCTION OF SUBMARINE WELL FLUID AND SUBMARINE WELL HEAD ASSEMBLY
Alonso et al. Experimental and numerical investigations of the primary depletion of a critical fluid
GB2500234A (en) Tracer based flow measurement
Wang et al. Paraffin depositing mechanism and prediction methods of paraffin removal cycle
RU2610946C1 (en) Method for removing of deposits from flow column of oil wells
RU2468203C1 (en) Simulation method of formation-fluid system of developed deposit
RU2701673C1 (en) Device for determination of water content of well oil
FR3060635A1 (en) CONTROL OF REDISTRIBUTION OF SUPPORT AGENT DURING FRACTURATION
RU2243372C1 (en) Method for hydrodynamic examination of horizontal wells
RU2289021C2 (en) Method for determining formation parameters during inspection of low-debit non-flowing wells
CN104948175B (en) A kind of Experimental Method in Laboratory for monitoring interlayer liquid-producing capacity difference

Legal Events

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

Effective date: 20181028