RU2654099C1 - Device for control over the wells production components flow rate - Google Patents
Device for control over the wells production components flow rate Download PDFInfo
- Publication number
- RU2654099C1 RU2654099C1 RU2017121806A RU2017121806A RU2654099C1 RU 2654099 C1 RU2654099 C1 RU 2654099C1 RU 2017121806 A RU2017121806 A RU 2017121806A RU 2017121806 A RU2017121806 A RU 2017121806A RU 2654099 C1 RU2654099 C1 RU 2654099C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- input
- output
- amplifier
- detector
- gas
- Prior art date
Links
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title abstract description 11
- 230000010349 pulsation Effects 0.000 claims abstract description 6
- 239000012535 impurity Substances 0.000 abstract description 36
- 239000004576 sand Substances 0.000 abstract description 19
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 15
- 239000003129 oil well Substances 0.000 abstract description 5
- 239000002245 particle Substances 0.000 abstract description 5
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 8
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 8
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 6
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 5
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 4
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 3
- 244000309464 bull Species 0.000 description 2
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 2
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 2
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 2
- 238000012795 verification Methods 0.000 description 2
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 1
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 1
- 238000009530 blood pressure measurement Methods 0.000 description 1
- 238000009529 body temperature measurement Methods 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 239000000284 extract Substances 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 230000010365 information processing Effects 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 230000035939 shock Effects 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 238000012360 testing method 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
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/10—Locating fluid leaks, intrusions or movements
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01F—MEASURING VOLUME, VOLUME FLOW, MASS FLOW OR LIQUID LEVEL; METERING BY VOLUME
- G01F1/00—Measuring the volume flow or mass flow of fluid or fluent solid material wherein the fluid passes through a meter in a continuous flow
- G01F1/05—Measuring the volume flow or mass flow of fluid or fluent solid material wherein the fluid passes through a meter in a continuous flow by using mechanical effects
- G01F1/34—Measuring the volume flow or mass flow of fluid or fluent solid material wherein the fluid passes through a meter in a continuous flow by using mechanical effects by measuring pressure or differential pressure
Landscapes
- Physics & Mathematics (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Measuring Volume Flow (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для контроля параметров потока продукции газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин, а именно для измерения дебита продукции, раздельно дебита газа и дебита жидкости (газового конденсата, нефти), измерения количества жидких и твердых примесей (раздельно расхода примесей воды и удельного содержания примесей песка) без сепарации потока, а также измерения температуры и давления в трубопроводе контролируемого потока.The invention relates to the field of oil and gas industry and can be used to control the flow parameters of gas, gas condensate and oil wells, namely, to measure the production rate, separately the flow rate of gas and the flow rate of liquid (gas condensate, oil), measure the amount of liquid and solid impurities (separately consumption of water impurities and specific content of sand impurities) without separation of the flow, as well as temperature and pressure measurements in the controlled flow pipeline.
Известно устройство для контроля расхода газа и количества примесей в продукции газовых скважин, содержащее два пьезокерамических датчика пульсаций давления потока, два компаратора уровня, два формирователя импульсов, первый, второй и третий активные полосовые фильтры (RU п. 2249690, опубл. 10.04.2005. Бюл. № 10).A device for monitoring gas flow and the amount of impurities in the production of gas wells, containing two piezoceramic sensors for pressure pulsations of the flow, two level comparators, two pulse shapers, the first, second and third active bandpass filters (RU p. 2249690, publ. 10.04.2005. Bull. No. 10).
Указанное устройство обеспечивает измерение расхода газа и раздельно количества песка и водоглинопесчаной смеси в продукции газовых скважин в широком диапазоне изменения режимов их работы.The specified device provides a measurement of gas flow and separately the amount of sand and water-clay mixture in the production of gas wells in a wide range of modes of operation.
Однако известное устройство не предназначено для измерения дебита жидкости (газового конденсата, нефти) в составе продукции газоконденсатных и нефтяных скважин. Кроме того, использование данного устройства с целью измерения количества примесей связано с необходимостью получения априорной информации о составе примесей воды и примесей песка.However, the known device is not intended to measure the flow rate of liquid (gas condensate, oil) in the composition of the production of gas condensate and oil wells. In addition, the use of this device to measure the amount of impurities is associated with the need to obtain a priori information on the composition of water impurities and sand impurities.
Наиболее близким к предлагаемому изобретению по технической сущности и достигаемому результату является устройство для контроля расхода компонентов продукции скважин, содержащее измерительный модуль, включающий один пьезокерамический датчик пульсаций давления потока и согласующие усилители нижних и верхних частот, а также вторичный измерительный прибор, включающий три активных полосовых фильтра, управляемый масштабирующий усилитель, аналого-цифровой преобразователь, два формирователя импульсов и микропроцессорный контроллер с дисплеем и клавиатурой (RU п. 2151288, опубл. 20.06.2000. Бюл. № 17). Устройство предназначено для одновременного раздельного измерения расхода газа и количества песка и водоглинопесчаной смеси в продукции эксплуатационных газовых скважин.Closest to the proposed invention in technical essence and the achieved result is a device for controlling the flow of components of well products, comprising a measuring module, including one piezoceramic flow pressure pulsation sensor and matching low and high frequency amplifiers, as well as a secondary measuring device, including three active band-pass filters , controlled scaling amplifier, analog-to-digital converter, two pulse shapers and microprocessor controller with and the keyboard (RU p. 2151288, publ. 06/20/2000. Bull. No. 17). The device is designed for simultaneous separate measurement of gas flow and the amount of sand and water-clay mixture in the production of production gas wells.
Недостатками известного устройства являются его ограниченные функциональные возможности, так как устройство не предназначено для измерения дебита жидкости (газового конденсата, нефти) в составе продукции газоконденсатных и нефтяных скважин. Кроме того, данное устройство позволяет подсчитывать только количество соударений частиц примесей песка и примесей воды, регистрируемых пьезокерамическим датчиком, что не позволяет получить информацию собственно о расходе примесей воды и удельном содержании примесей песка в общем потоке продукции газовых и газоконденсатных скважин без дополнительной информации о составе примесей воды и примесей песка.The disadvantages of the known device are its limited functionality, since the device is not designed to measure the flow rate of liquid (gas condensate, oil) in the composition of gas condensate and oil wells. In addition, this device allows you to count only the number of collisions of particles of sand impurities and water impurities recorded by a piezoceramic sensor, which does not allow to obtain information on the consumption of water impurities and the specific content of sand impurities in the total production stream of gas and gas condensate wells without additional information on the composition of impurities water and sand impurities.
Технической проблемой, на решение которой направлено настоящее изобретение, является обеспечение получения информации о дебите продукции, раздельно дебите газа и дебите жидкости (газового конденсата, нефти), а также о количестве примесей (раздельно расхода примесей воды и удельного содержания примесей песка) в потоке продукции газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин в широком диапазоне изменения режимов работы нефтегазовых скважин по дебиту.The technical problem to which the present invention is directed is to provide information on the production rate, separately the rate of gas and the rate of liquid (gas condensate, oil), as well as the amount of impurities (separately the consumption of water impurities and the specific content of sand impurities) in the product stream gas, gas condensate and oil wells in a wide range of changes in the operating modes of oil and gas wells in flow rate.
Указанная проблема решается тем, что устройство для контроля расхода компонентов продукции скважин содержит датчики давления и температуры контролируемого потока и пьезокерамический датчик пульсаций давления потока, подключенный к входу широкополосного согласующего усилителя, выходы которого подключены к входам первого, второго и третьего активных полосовых фильтров, причем выход первого активного полосового фильтра подключен к первому входу усилителя с программируемым коэффициентом усиления, выход второго подключен к входу первого детектора, а выход третьего - к входу второго детектора, выход усилителя с программируемым коэффициентом усиления подключен к первому входу двухканального аналого-цифрового преобразователя, выход первого детектора подключен через последовательно соединенные интегратор и масштабирующий усилитель ко второму входу двухканального аналого-цифрового преобразователя, а выход второго детектора подключен через компаратор уровня к первому входу формирователя импульсов, ко второму входу которого подключен генератор тактовых импульсов эталонной частоты, выходы двухканального аналого-цифрового преобразователя, масштабирующего усилителя, формирователя импульсов и датчиков давления и температуры контролируемого потока подключены, соответственно, к первому, второму, третьему, четвертому и пятому информационным входам микропроцессорного контроллера, указанные выходы которого подключены к входам цифрового интерфейса, а его управляющий выход подключен ко второму входу усилителя с программируемым коэффициентом усиления.This problem is solved in that the device for controlling the flow of components of the well products contains pressure and temperature sensors of the monitored flow and a piezoceramic flow pressure pulsation sensor connected to the input of the broadband matching amplifier, the outputs of which are connected to the inputs of the first, second and third active bandpass filters, the output being the first active bandpass filter is connected to the first input of the amplifier with a programmable gain, the output of the second is connected to the input of the first of the third detector, and the output of the third to the input of the second detector, the output of the amplifier with a programmable gain is connected to the first input of the two-channel analog-to-digital converter, the output of the first detector is connected through a series-connected integrator and scaling amplifier to the second input of the two-channel analog-to-digital converter, and the output the second detector is connected via a level comparator to the first input of the pulse shaper, to the second input of which a clock pulse generator is connected at the alonine frequency, the outputs of a two-channel analog-to-digital converter, a scaling amplifier, a pulse shaper, and pressure and temperature sensors of the controlled flow are connected, respectively, to the first, second, third, fourth, and fifth information inputs of the microprocessor controller, the indicated outputs of which are connected to the inputs of the digital interface, and its control output is connected to the second input of the amplifier with a programmable gain.
Достигаемый технический результат заключается в обеспечении получения дополнительно к информации о количестве соударений частиц примесей песка и примесей воды в единицу времени, определяемой по превышению сигнала ударного воздействия заранее установленного порогового значения, информации о параметрах ударного воздействия, определяемых массой и скоростью частиц примесей, за счет формирования сигналов, пропорциональных интенсивности ударного воздействия.The technical result achieved is to provide, in addition to information on the number of collisions of particles of sand impurities and water impurities per unit time, determined by exceeding the impact signal of a predetermined threshold value, information on impact parameters determined by the mass and speed of the impurity particles, due to the formation of signals proportional to the intensity of the shock.
Функционирование предлагаемого устройства осуществляется в соответствии с зависимостями, связывающими расходы газа и жидкости (газового конденсата и нефти) со среднеквадратическим значением сигнала в соответствующих информативных полосах частот в звуковом диапазоне, полученными на основе эмпирических данных и представленными в аналитической форме. Расход примесей воды - со среднеквадратическим значением сигнала в соответствующей информативной полосе частот в ультразвуковом диапазоне, а удельное содержание примесей песка - со средним значением частоты прямоугольных импульсов на выходе формирователя импульсов, которое связано с интенсивностью ударного воздействия примесей песка:The functioning of the proposed device is carried out in accordance with the dependencies connecting the flow rates of gas and liquid (gas condensate and oil) with the rms value of the signal in the corresponding informative frequency bands in the audio range, obtained on the basis of empirical data and presented in analytical form. The consumption of water impurities is with the rms signal value in the corresponding informative frequency band in the ultrasonic range, and the specific content of sand impurities is with the average frequency of rectangular pulses at the output of the pulse shaper, which is associated with the intensity of the impact of sand impurities:
где Qг - дебит газа;where Q g is the gas flow rate;
Qж - дебит жидкости;Q W - flow rate;
Qв - расход примесей воды;Q in - consumption of water impurities;
Sn - удельное содержание примесей песка;S n - specific content of sand impurities;
(G1, G2) - среднеквадратические значения сигналов в первой и второй информативных полосах частот в звуковом диапазоне;(G 1 , G 2 ) - the rms values of the signals in the first and second informative frequency bands in the audio range;
G3 - средневыпрямленное значение сигнала в третьей информативной полосе частот в ультразвуковом диапазоне;G 3 - the average rectified value of the signal in the third informative frequency band in the ultrasonic range;
FИ - среднее значение частоты прямоугольных импульсов на выходе формирователя, пропорциональное средневыпрямленному значению сигнала ударного воздействия песчинок в четвертой информативной полосе частот в ультразвуковом диапазоне.F AND - the average value of the frequency of rectangular pulses at the output of the shaper, proportional to the average rectified value of the signal of impact of sand grains in the fourth informative frequency band in the ultrasonic range.
А, В, С, D - коэффициенты, определяемые на стадии калибровки по месту эксплуатации устройства, учитывающие геометрические характеристики измерительного участка, связанные с индивидуальными особенностями обвязки скважины, и влияние термобарических условий на конкретной скважине.A, B, C, D - coefficients determined at the stage of calibration at the place of operation of the device, taking into account the geometric characteristics of the measuring section associated with the individual features of the well binding and the effect of thermobaric conditions on a particular well.
Расчет среднеквадратического значения сигнала в соответствующей информативной полосе производится по формуле:The calculation of the rms value of the signal in the corresponding informative band is made according to the formula:
где j=1, 2 - номер информативной полосы частот;where j = 1, 2 is the number of the informative frequency band;
М - количество циклов измерения;M is the number of measurement cycles;
Xi - мгновенное значение сигнала в информативной полосе частот.X i is the instantaneous value of the signal in the informative frequency band.
Расчет средневыпрямленного значения сигнала в соответствующей информативной полосе частот производится по формуле:Calculation of the average rectified signal value in the corresponding informative frequency band is performed according to the formula:
Сущность предлагаемого устройства поясняется чертежами, где: на фиг. 1 представлена блок-схема устройства для контроля параметров потока продукции нефтегазовых скважин, на фиг. 2 представлен алгоритм работы микропроцессорного контроллера.The essence of the proposed device is illustrated by drawings, where: in FIG. 1 is a block diagram of an apparatus for monitoring flow parameters of oil and gas wells, FIG. 2 shows the algorithm of the microprocessor controller.
Устройство состоит из пьезокерамического датчика пульсаций давления потока 1, широкополосного согласующего усилителя 2, первого, второго и третьего активных полосовых фильтров 3, 4 и 5, соответственно, усилителя с программируемым коэффициентом усиления 6, первого и второго детекторов 7 и 8, соответственно, интегратора 9, компаратора уровня 10, масштабирующего усилителя постоянного тока 11, генератора тактовых импульсов эталонной частоты 12, формирователя импульсов 13, двухканального аналого-цифрового преобразователя 14, микропроцессорного контроллера 15, а также цифрового интерфейса 16. Помимо этого, устройство содержит измерительный преобразователь температуры 17, аналого-цифровой преобразователь 18 и датчик давления 19 с цифровым выходом.The device consists of a piezoceramic flow
Устройство устанавливается на трубопроводе 20 на определенном расстоянии от специального сужающего устройства 21, предназначенного для более интенсивной турбулизации и формирования заданной структуры потока.The device is installed on the
Устройство работает следующим образом.The device operates as follows.
Сигнал с пьезокерамического датчика 1 поступает на широкополосный согласующий усилитель 2, далее происходит разделение на три измерительных канала с помощью трех активных полосовых фильтров 3, 4 и 5. Усилитель 2 предназначен для согласования высокоомного сопротивления пьезокерамического датчика с входным сопротивлением активных полосовых фильтров 3, 4 и 5.The signal from the
Формирование информационного канала измерения дебита газа и дебита жидкости происходит следующим образом. Электрический сигнал с согласующего усилителя 2 поступает на первый активный полосовой фильтр 3, который формирует информативную полосу частот канала измерения дебита. Он выделяет и усиливает сигнал с частотными составляющими в диапазоне звуковых частот (десятки-сотни герц). С выхода активного полосового фильтра 3 сигнал поступает на первый вход усилителя с программируемым коэффициентом усиления 6, который нормирует измерительный сигнал для передачи в блок обработки информации в оптимальном динамическом диапазоне. С выхода усилителя 6 сигнал подается на первый вход двухканального аналого-цифрового преобразователя 14, а затем на первый вход микропроцессорного контроллера 15. Причем коэффициент усиления усилителя 6 задается автоматически микропроцессорным контроллером 15 через вход управления (2). При превышении или уменьшении сигнала заранее заданных границ, оптимальных для работы аналого-цифрового преобразователя 14, происходит, соответственно, уменьшение или увеличение коэффициента усиления с известным дискретным шагом. Микропроцессорный контроллер 15 производит цифровую фильтрацию в первой и второй информативных полосах частот звукового диапазона, а также вычисления дебита газа и жидкости в соответствии с заданным алгоритмом, и по окончании измерений полученные значения дебита газа и дебита жидкости становятся доступными для считывания через цифровой интерфейс 16.The formation of the information channel for measuring gas flow rate and fluid flow rate is as follows. The electrical signal from the
Формирование информационного канала измерения расхода примесей воды производится следующим образом. Сигнал с выхода согласующего усилителя 2 поступает на второй активный полосовой фильтр 4, который выделяет третью информативную полосу в диапазоне ультразвуковых частот (десятки-сотни килогерц), интенсивность сигнала в которой связана с расходом примесей воды. Далее выделенный сигнал поступает на первый детектор 7, осуществляющий преобразование сигнала, а затем на интегратор 9 для его интегрирования. Полученное значение поступает на вход масштабирующего усилителя постоянного тока 11, выход которого подключен ко второму входу двухканального аналого-цифрового преобразователя 14, а затем на второй вход микропроцессорного контроллера 15, который после обработки в соответствии с заданным алгоритмом передает полученное значение расхода примесей воды на второй вход цифрового интерфейса 16, где оно становится доступными для считывания.The formation of the information channel for measuring the flow of water impurities is as follows. The signal from the output of the
Формирование информационного канала измерения удельного содержания примесей песка производится следующим образом. Сигнал с предварительного широкополосного усилителя 2 поступает на третий активный полосовой фильтр 5, который выделяет и усиливает сигнал в четвертой информативной полосе частот ультразвукового диапазона (единицы мегагерц), интенсивность сигнала в которой связана с удельным содержанием примесей песка. Далее отфильтрованный и усиленный сигнал поступает на второй детектор 8. Продетектированный сигнал поступает на компаратор уровня 10, порог срабатывания которого настроен выше пиковых значений шумовых сигналов. При превышении на входе компаратора амплитуды полезного сигнала заданного порога компаратор срабатывает и запускает формирователь импульсов 13, представляющий собой логическую схему «И», на второй вход которого с генератора тактовых импульсов эталонной частоты 12 поступают импульсы прямоугольной формы заданных амплитуды, длительности и скважности. В результате на выходе формирователя 13 за время активного режима работы формируется последовательность импульсов. При снижении на входе компаратора 10 амплитуды сигнала ниже порогового уровня компаратор запрещает работу формирователя импульсов 13 и переводит его в режим ожидания. Средняя частота импульсов, полученных на выходе формирователя импульсов 13, подсчитывается на счетном входе (3) микропроцессорного контроллера 15 и после соответствующей обработки становится доступной для считывания через цифровой интерфейс 16.The formation of the information channel for measuring the specific content of sand impurities is as follows. The signal from the
Средняя частота импульсов на выходе формирователя пропорциональна интенсивности сигнала ударного воздействия песка.The average pulse frequency at the shaper output is proportional to the intensity of the sand impact signal.
Помимо этого, в устройстве предусмотрено измерение температуры контролируемого потока преобразователем температуры 17, выход которого подключен ко входу аналого-цифрового преобразователя 18, и измерение избыточного давления потока продукции в трубопроводе на устье скважины датчиком 20 с цифровым выходом. Полученные значения температуры и давления передаются на четвертый и пятый входы микропроцессорного контроллера 15, соответственно.In addition, the device provides for measuring the temperature of the controlled flow by the
Алгоритм работы микропроцессорного контроллера 15 приведен на фиг. 2. Он содержит следующие основные операторы:The operation algorithm of the
1 - пуск;1 - start;
2 - подпрограмма самотестирования;2 - self-test routine;
3 - подпрограмма инициализации ресурсов системы;3 - subroutine initialization of system resources;
4 - ввод количества циклов измерения М;4 - enter the number of measurement cycles M;
5 - обнуление накопителей каналов дебита газа, дебита жидкости, расхода примесей воды и удельного содержания примесей песка;5 - zeroing of the storage channels of the gas flow rate, fluid flow rate, the consumption of water impurities and the specific content of sand impurities;
6 - инициализация коэффициента усиления К масштабирующего усилителя;6 - initialization of the gain K of the scaling amplifier;
7 - чтение из АЦП мгновенного значения сигнала Xi в информативной полосе частот;7 - reading from the ADC of the instantaneous value of the signal X i in an informative frequency band;
8 - накопление суммы (Xi)2;8 - accumulation of the amount (X i ) 2 ;
9 - подпрограмма расчета оптимального К с учетом среднего уровня сигнала, поступающего на первый вход с выхода двухканального аналого-цифрового преобразователя;9 - subroutine for calculating the optimal K, taking into account the average level of the signal supplied to the first input from the output of a two-channel analog-to-digital converter;
10 - вывод К на выход микропроцессорного контроллера;10 - output K to the output of the microprocessor controller;
11 - проверка окончания последнего цикла измерения;11 - verification of the end of the last measurement cycle;
12 - сброс накопителя импульсов;12 - reset drive pulses;
13 - увеличение на единицу накопителя импульсов;13 - increase per unit of the pulse drive;
14 - проверка окончания последнего цикла измерения;14 - verification of the end of the last measurement cycle;
15 - чтение из АЦП мгновенного значения температуры;15 - reading from the ADC instantaneous temperature;
16 - чтение с выхода цифрового датчика давления мгновенного значения давления;16 - reading from the output of the digital pressure sensor instantaneous pressure values;
17 - вычисление значений Gj;17 - calculation of the values of G j ;
18 - вычисление дебита газа, дебита жидкости, расхода примесей воды и удельного содержания примесей песка с учетом давления и температуры по формулам (1), (2), (3) и (4), соответственно;18 - calculation of gas flow rate, fluid flow rate, flow rate of water impurities and specific content of sand impurities, taking into account pressure and temperature according to formulas (1), (2), (3) and (4), respectively;
19 - вывод Qг, Qж, Qв и Sn на интерфейс для считывания;19 - output Q g , Q W , Q in and S n to the interface for reading;
20 - конец.20 is the end.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2017121806A RU2654099C1 (en) | 2017-06-21 | 2017-06-21 | Device for control over the wells production components flow rate |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2017121806A RU2654099C1 (en) | 2017-06-21 | 2017-06-21 | Device for control over the wells production components flow rate |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2654099C1 true RU2654099C1 (en) | 2018-05-16 |
Family
ID=62152943
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2017121806A RU2654099C1 (en) | 2017-06-21 | 2017-06-21 | Device for control over the wells production components flow rate |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2654099C1 (en) |
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3834227A (en) * | 1973-05-02 | 1974-09-10 | Shell Oil Co | Method for determining liquid production from a well |
RU2008617C1 (en) * | 1991-06-25 | 1994-02-28 | Институт проблем управления РАН | Method for measuring of each-constituent rate of gas- fluid flow having three constituents and running over pipeline, and device for implementation of this method |
SU1805737A1 (en) * | 1990-07-12 | 1995-07-20 | Научно-производственное объединение "Сфера" | Meter measuring flow rate and density of liquid |
RU2103503C1 (en) * | 1996-06-18 | 1998-01-27 | ГАНГ им.Губкина | Device for control of outputs of well product components |
RU2151288C1 (en) * | 1998-06-08 | 2000-06-20 | Государственная академия нефти и газа им. И.М. Губкина | Device for control over flow rate of well production components |
RU2151287C1 (en) * | 1998-06-08 | 2000-06-20 | Государственная академия нефти и газа им. И.М.Губкина | Device for control over flow rate of well production components |
-
2017
- 2017-06-21 RU RU2017121806A patent/RU2654099C1/en active
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3834227A (en) * | 1973-05-02 | 1974-09-10 | Shell Oil Co | Method for determining liquid production from a well |
SU1805737A1 (en) * | 1990-07-12 | 1995-07-20 | Научно-производственное объединение "Сфера" | Meter measuring flow rate and density of liquid |
RU2008617C1 (en) * | 1991-06-25 | 1994-02-28 | Институт проблем управления РАН | Method for measuring of each-constituent rate of gas- fluid flow having three constituents and running over pipeline, and device for implementation of this method |
RU2103503C1 (en) * | 1996-06-18 | 1998-01-27 | ГАНГ им.Губкина | Device for control of outputs of well product components |
RU2151288C1 (en) * | 1998-06-08 | 2000-06-20 | Государственная академия нефти и газа им. И.М. Губкина | Device for control over flow rate of well production components |
RU2151287C1 (en) * | 1998-06-08 | 2000-06-20 | Государственная академия нефти и газа им. И.М.Губкина | Device for control over flow rate of well production components |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
WO2016029508A1 (en) | Multi-sound-path ultrasonic flowmeter capable of parallel and synchronous flow measurement and flow measurement method | |
JP2012170702A5 (en) | ||
CA2573518A1 (en) | Sonar sand detection | |
EP3800449B9 (en) | Method and device for determining the presence and mass flow rate of milk flowing in a pipe | |
EP1085301A3 (en) | Vortex Flowmeter | |
JP2022516484A (en) | Dynamic temperature calibration of ultrasonic transducer | |
RU2654099C1 (en) | Device for control over the wells production components flow rate | |
EP3476678B1 (en) | Brake pipe length estimation | |
JP2021526218A (en) | Vortex flowmeter to detect flow instability | |
CN103671066A (en) | Acoustic-emission-technology-based device for detecting small-flow working condition unstable flow of centrifugal pump | |
JPH0552972U (en) | Underwater debris particle detector | |
CN203670182U (en) | Device for detecting unsteady flow of small-flow working condition of centrifugal pump based on acoustic emission technology | |
KR20140011266A (en) | Equipment for diagnosing blockage of lead pipe and method for diagnosing blockage of lead pipe | |
RU2148711C1 (en) | Device for checking flow rate of components in products of wells | |
RU2249690C1 (en) | Device for controlling gas flow and admixtures amount in gas wells product | |
RU2154162C2 (en) | Device for control over flow rate of well production components | |
RU118743U1 (en) | ULTRASONIC FLOW METER | |
RU2151288C1 (en) | Device for control over flow rate of well production components | |
RU2151287C1 (en) | Device for control over flow rate of well production components | |
JP6374064B1 (en) | Vortex flow meter | |
RU2148168C1 (en) | Device for control over flow rate of well production components | |
WO2007125725A1 (en) | Converter pulse width shaping circuit and excessive flow rate meter | |
RU2008111024A (en) | METHOD AND SYSTEM FOR MEASURING THE FLUID FLOW PARAMETERS AND THE ULTRASONIC FLOW METER | |
RU2151286C1 (en) | Device for control over flow rate of well production components | |
RU152833U1 (en) | Piezoelectric Transducer Performance Monitoring Device |