RU2733954C1 - Способ измерения продукции нефтяной скважины - Google Patents
Способ измерения продукции нефтяной скважины Download PDFInfo
- Publication number
- RU2733954C1 RU2733954C1 RU2019125676A RU2019125676A RU2733954C1 RU 2733954 C1 RU2733954 C1 RU 2733954C1 RU 2019125676 A RU2019125676 A RU 2019125676A RU 2019125676 A RU2019125676 A RU 2019125676A RU 2733954 C1 RU2733954 C1 RU 2733954C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- oil
- tank
- liquid
- separator
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 20
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims abstract description 15
- 239000003129 oil well Substances 0.000 title claims abstract description 9
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 43
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 claims abstract description 13
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 claims abstract description 5
- 238000005070 sampling Methods 0.000 claims description 3
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 21
- 238000005259 measurement Methods 0.000 abstract description 12
- 238000009434 installation Methods 0.000 abstract description 4
- 239000012530 fluid Substances 0.000 abstract description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 abstract 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 abstract 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 abstract 1
- 235000019198 oils Nutrition 0.000 description 28
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 6
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 5
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 3
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 2
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 2
- 230000001133 acceleration Effects 0.000 description 1
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 238000000691 measurement method Methods 0.000 description 1
- 235000019476 oil-water mixture Nutrition 0.000 description 1
- 238000003825 pressing Methods 0.000 description 1
- 235000020681 well water Nutrition 0.000 description 1
- 239000002349 well water Substances 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
Landscapes
- Physics & Mathematics (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Measuring Volume Flow (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для определения массовых дебитов нефти и воды, а также объемного расхода свободного нефтяного газа в продукции нефтяной скважины. Технический результат предлагаемого способа заключается в сокращении времени, затрачиваемого на измерения и повышение их точности при добыче высоковязкой или высокообводненной нефти с малым газосодержанием. Способ включает поступление продукции нефтяной скважины в измерительную емкость с калиброванной частью, разделение ее на газовую и жидкую фазы, поочередный отбор газа из верхней части емкости сепаратора по газоотводной линии и жидкости из нижней части емкости сепаратора, измерение дебита жидкости по скорости наполнения калиброванной части емкости, а дебита газа - по скорости ее опорожнения. Измерение гидростатического перепада давления в емкости при полном заполнении ее калиброванной части для переключения цикла налива емкости на цикл слива жидкости. При этом переключение налива жидкости в емкость сепаратора на ее последующий слив производится по достижению в емкости сепаратора заданного перепада гидростатического давления, а в емкости сепаратора поднимают давление выше давления в выкидном коллекторе скважины установкой на газоотводной линии регулируемого дросселя. Причем повышение давления в емкости сепаратора производят пропорционально уменьшению количества газа в добываемой продукции, а при полном отсутствии газа в продукции газоотводную линию перекрывают полностью. 1 ил.
Description
Предлагаемое изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для определения массовых дебитов нефти и воды, а также объемного расхода свободного нефтяного газа в продукции нефтяной скважины.
Измерение дебитов нефти, газа и воды на объектах добычи нефти производится автоматизированными групповыми замерными установками стационарного или передвижного типа. Для измерения дебитов нефти, газа и воды известен способ, основанный на определении скорости заполнения поочередно двух измерительных емкостей и их последующего опорожнения /Патент РФ №2082107. Способ определения количества нефти, газа и воды в продукции скважин. Заявл. 18.05.95 г. Опубл.20.06.97 г./. По времени заполнения емкостей определяется дебит водонефтяной смеси, а по скорости опорожнения емкостей определяют расход газовой фазы. Обводнение нефти или дебит воды определяют по разности коэффициента отражения электромагнитных волн по высоте столба жидкости в цилиндре в момент его заполнения.
Недостаток способа состоит в том, что при измерениях в жидкости, заполняющей цилиндрическую емкость, присутствуют диспергированные водная и газовая фазы в виде капель и пузырей, что приводит к значительной погрешности измерений. Кроме того, в нефтяной фазе остается достаточное количество растворенного попутного газа, который не выходит из нефти при рабочем давлении (обычно давлении напорного коллектора) и поэтому не может быть учтено в расчетах газового фактора нефти или дебита газа.
Известна установка для определения дебита продукции скважины /Патент РФ №2133826. Установка для определения дебита продукции скважин. Заявл.05.01.98 г. Опубл.27.07.99 г./ Дебит воды определяется по известным плотностям нефти и воды и гидростатическому давлению столба жидкости в измерительном цилиндре. В момент достижения верхнего уровня в измерительной емкости датчики подают сигнал на переключение потока в другую емкость и измерение гидростатического давления, по которому определяется средняя плотность жидкости. По ранее известным плотностям нефти и воды рассчитывается содержание воды в объеме жидкости.
Однако, способ измерения, по которому работает установка, имеет существенную погрешность из-за присутствия в объеме нефти части как свободного диспергированного, так и растворенного газа.
Кроме того, в приведенных аналогах переключение налива емкости сепаратора жидкости на ее слив производится по достижению уровнем жидкости в емкости максимальной величины. Наличие вспененной сильно газированной нефти на поверхности жидкости приводит к существенным ошибкам в расчетах дебитов из-за размытого и нечеткого уровня жидкости.
Наиболее близким к предлагаемому относится способ и устройство для измерения дебита нефти /Патент РФ №2236584.Способ и устройство для измерения дебита нефти. Заявл. 17.12.2002 г. Опубл.20.09.2004 г./. Способ включает подачу газо-водо-нефтяной смеси в измерительную емкость, разделение ее на газ и водо-нефтяную смесь (ВНС), представляющую собой эмульсию, измерение дебита ВНС по скорости заполнения калиброванной части этой емкости и слива ВНС с периодичностью, определяемой интенсивностью подачи продукции конкретной скважиной, расчет доли воды и доли нефти в жидкостной фазе этой продукции по измеренному значению плотности ВНС и известным значениям плотности пластовой воды и дегазированной нефти, и последующий расчет дебита нефти. Кроме калиброванной части измерительной емкости, с заданной периодичностью заполняют ВНС отстойную камеру, выдерживают в ней некоторое количество времени, после чего измеряют плотность отстоявшейся ВНС с последующим опорожнением этой камеры.
Способ обладает теми же недостатками, связанными с необходимостью предварительного измерения плотности смеси для расчета содержания воды в объеме замеренной емкости.
Однако, наиболее существенным недостатком способа, выбранного в качестве прототипа является его малая эффективность при добыче высоковязкой или высокообводненной нефти с малым газосодержанием. При добыче высоковязкой нефти значительно возрастает время вытеснения нефти из емкости, а также давление вытеснения. Кроме того, продолжительность измерений значительно возрастает при малых газовых факторах нефти из-за малой скорости опорожнения измерительной емкости в цикле накопления в ней свободного газа. При минимальном газосодержании продукции скважины, что наблюдается при обводненности скважин 95…99%, время цикла опорожнения сепаратора от жидкости может составить многие часы, что недопустимо для проведения замеров.
Технической задачей предлагаемого способа является сокращение времени, затрачиваемого на измерения и повышение их точности при добыче высоковязкой или высокообводненной нефти с малым газосодержанием.
Поставленная задача решается тем, что в известном способе, включающем поступление продукции нефтяной скважины в измерительную емкость с калиброванной частью, разделение ее на газовую и жидкую фазы, поочередный отбор газа из верхней части емкости сепаратора по газоотводной линии и жидкости из нижней части емкости сепаратора, измерение дебита жидкости по скорости наполнения калиброванной части емкости, а дебита газа - по скорости ее опорожнения, измерение гидростатического перепада давления в емкости при полном заполнении ее калиброванной части для переключения цикла налива емкости на цикл слива жидкости, согласно изобретению, переключение налива жидкости в емкость сепаратора на ее последующий слив производится по достижению в емкости сепаратора заданного перепада гидростатического давления, а в емкостисепаратора поднимают давление выше давления в выкидном коллекторе скважины установкой на газоотводной линии регулируемого дросселя, причем повышение давления в емкости сепаратора производят пропорционально уменьшению количества газа в добываемой продукции, а при полном отсутствии газа в продукции газоотводную линию перекрывают полностью.
На фиг. показана гидравлическая часть схемы реализации способа. К выкидному коллектору 1 скважины (на рис. не показана) с задвижкой 2 с помощью входной 3 и выходной 4 задвижек подключена измерительная емкость сепаратора 5.
Внутри емкости сепаратора установлены патрубки 6 и 7 для выхода соответственно газа и жидкости. При этом между свободными торцами патрубков 6 и 7 расположена калиброванная цилиндрическая часть емкости сепаратора 5. На уровнях этих же торцов расположены точки отбора давлений датчика 8 гидростатического перепада давления в емкости 5.
На линии 9 отвода сепарированного газа из верхней части емкости сепаратора 5 установлен регулирующий дроссель 10 давления газа. Патрубок 7 соединен со сливной линией 11 для жидкости, на которой установлен электромагнитный клапан 12. В линию 13, т.о. поочередно поступают газовая и жидкая фазы.
Поступление продукции скважины в емкость 5 производится через задвижку 3 и линию 14, на которой установлены обратный клапан 15 и пробоотборник 16 с краном 17 для отбора пробы и определения содержания воды в нефти.
Управление включениями электромагнитного клапана 12 осуществляется контроллером блока управления (на фиг. не показан) по сигналам датчика перепада давления 8.
Способ осуществляется следующим способом.
Для производства измерений задают и вводят в программу блока управления значение перепада давления ΔР между торцами патрубков 6 и 7, соответствующее максимально возможному заполнению калиброванной части емкости сепаратора 5 жидкостью. При этом заданный перепад давления не должен приводить к поступлению вспененной жидкости в патрубок 6. Нулевое значение перепада давления ΔР будет соответствовать расположению уровня жидкости в емкости 5 на торце патрубка 7.
Ввиду пренебрежимо малой плотности газа измеренный перепад гидростатического давления ΔР в емкости сепаратора зависит только от объема жидкости, поступившей в нее и плотности водонефтяной смеси. Последняя зависит от плотностей нефти и воды, а также от соотношения их объемов, т.е. от обводненности продукции «В».
Соединение емкости сепаратора 5 к выкидному коллектору 1 производится при закрытых задвижках 3 и 4 и открытой задвижке 2. Для проведения измерений производят открытие задвижек 3 и 4 и закрытие задвижки 2. Через входную задвижку 3 и линию 14 продукция скважины направляется в верхнюю часть емкости 5.
Отсепарированная жидкость, стекая вниз, заполняет калиброванную часть емкости 5 между уровнями расположения торцов патрубков 6 и 7. При этом фиксируется время τ1 заполнения емкости 5 от нулевого до максимального значения перепада ΔР гидростатического давления. В период заполнения емкости 5 жидкостью электромагнитный клапан 12 закрыт и перекрывает сливную линию 11. В период заполнения емкости 5 продукцией скважины отсепарированный газ через патрубок 6 отводится по линиям 9 и 13 в выкидной коллектор 1 скважины. По времени заполнения емкости 5 жидкостью от нулевого до максимального перепада давления программа блока управления рассчитывает дебит скважины по жидкости (водонефтяной смеси).
После того, как перепад гидростатического давления ΔР достигнет максимально установленного значения 5 блок управления подает команду электромагнитному клапану 12 на открытие и слив жидкости из емкости 5 в коллектор через линии 11 и 13.
В цикле слива жидкости из емкости 5 накапливающийся в верхней части емкости газ будет оттеснять уровень жидкости вниз. Время τ2 опорожнения калиброванной части емкости 5 от объема поступившей в цикле налива жидкости будет пропорционально объемному расходу поступающего в емкость 5 вместе с жидкостью свободного попутного нефтяного газа. При этом объемный расход газа определяется делением объема поступившей в калиброванную часть емкости 5 жидкости на время τ2 опорожнения емкости 5 от этой жидкости.
При малом газосодержании поступающей в емкость жидкости время ее опорожнения τ2 будет очень длительным и замеры по такому принципу станут невозможными.
В таких случаях производят частичное повышение давления в емкости сепаратора 5 прижатием дросселя 10. Повышение давления ускорит слив жидкости из емкости 5 за счет образовавшегося дополнительного перепада давления между емкостью сепаратора и линией 13. Установленный обратный клапан 15 не позволит дополнительному перепаду давления разрядиться в линию 14. Регулирование положения дросселя 10 производят на основе эксперимента, позволяющего установить оптимальное время τ2.
Для выполнения расчетов в процессе измерений производят отбор пробы жидкости из пробоотборника 16 на предмет определения обводненности «В».
Расчеты массовых значений дебитов нефти и воды, а также объемного расхода попутного нефтяного газа, приведенного к нормальным условиям, заложенные в программу, производятся по следующей схеме.
Исходные параметры для расчетов следующие:
ρН, ρВ - плотность нефти и воды в стандартных условиях кг/м3;
В - обводненность продукции, дол. ед.;
Д - внутренний диаметр цилиндрической части сепаратора, м;
τ1, τ2 - время налива и слива жидкости из емкости сепаратора, с;
ΔР - заданный максимальный перепад гидростатического давления Н/м2;
РК - давление жидкости в выкидном коллекторе после электромагнитного клапана, Н/м2
РД - дополнительное давление в емкости, поднятое дросселем Н/м2
ТО - стандартное значение абсолютной температуры, 293,15 К;
ТС - абсолютная температура в емкости сепаратора, К;
РА - атмосферное значение давления, 0,101⋅10-6 Н/м2;
g - ускорение свободного падения, м/с2;
Далее рассчитываются:
Высота налива жидкости в емкости (водонефтяной смеси) при достижении ΔР;
Объем жидкости, вошедший в емкость; 
Массовый дебит нефти, кг/с
Массовый дебит пластовой воды, кг/с
Объемный расход свободного газа в при давлении в коллектор РК и дополнительном давлении РД в емкости, приведенный к стандартным условиям м3/с
Способ может быть применен для измерения трехфазной продукции нефтяных скважин с помощью передвижных или стационарных (индивидуальных) замерных установок.
Технико-экономическими преимуществами заявляемого способа являются высокая точность измерений благодаря применению только объемных способов, а также простота и возможность замера трехфазной продукции нефтяной скважины с малым содержанием свободного газа.
Claims (1)
- Способ измерения продукции нефтяной скважины, включающий поступление продукции нефтяной скважины в измерительную емкость с калиброванной частью, разделение ее на газовую и жидкую фазы, поочередный отбор газа из верхней части емкости сепаратора по газоотводной линии и жидкости из нижней части емкости сепаратора, измерение дебита жидкости по скорости наполнения калиброванной части емкости, а дебита газа - по скорости ее опорожнения, измерение гидростатического перепада давления в емкости при полном заполнении ее калиброванной части для переключения цикла налива емкости на цикл слива жидкости, отличающийся тем, что переключение налива жидкости в емкость сепаратора на ее последующий слив производится по достижению в емкости сепаратора заданного перепада гидростатического давления, а в емкости сепаратора поднимают давление выше давления в выкидном коллекторе скважины установкой на газоотводной линии регулируемого дросселя, причем повышение давления в емкости сепаратора производят пропорционально уменьшению количества газа в добываемой продукции, а при полном отсутствии газа в продукции газоотводную линию перекрывают полностью.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019125676A RU2733954C1 (ru) | 2019-08-13 | 2019-08-13 | Способ измерения продукции нефтяной скважины |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019125676A RU2733954C1 (ru) | 2019-08-13 | 2019-08-13 | Способ измерения продукции нефтяной скважины |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2733954C1 true RU2733954C1 (ru) | 2020-10-08 |
Family
ID=72926890
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2019125676A RU2733954C1 (ru) | 2019-08-13 | 2019-08-13 | Способ измерения продукции нефтяной скважины |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2733954C1 (ru) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN114251088A (zh) * | 2021-12-22 | 2022-03-29 | 河南省科学院同位素研究所有限责任公司 | 一种高效零放射性排放测井示踪剂及其制备方法 |
| RU2781205C1 (ru) * | 2022-05-04 | 2022-10-07 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Способ измерения продукции нефтяной скважины |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5535632A (en) * | 1993-10-05 | 1996-07-16 | Atlantic Richfield Company | Systems and methods for measuring flow rates and densities of the components of oil, water and gas mixtures |
| RU2236584C1 (ru) * | 2002-12-17 | 2004-09-20 | Открытое акционерное общество "Акционерная компания ОЗНА" | Способ и устройство для измерения дебита нефти |
| RU2307249C1 (ru) * | 2005-12-05 | 2007-09-27 | Открытое акционерное общество "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" (ОАО "АНК "Башнефть") | Устройство измерения дебита продукции нефтяных скважин |
| RU129554U1 (ru) * | 2013-01-09 | 2013-06-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Нефтесервисные технологии" | Устройство для определения параметров нефтегазоводяного потока |
| RU2504653C1 (ru) * | 2012-07-30 | 2014-01-20 | Марат Давлетович Валеев | Способ определения дебитов нефти, попутного газа и воды |
| RU168317U1 (ru) * | 2016-07-21 | 2017-01-30 | ООО "Туймазынипинефть" | Установка для измерения продукции нефтяной скважины |
| RU2647539C1 (ru) * | 2017-01-10 | 2018-03-16 | Акционерное Общество "Нефтеавтоматика" | Способ измерения дебита продукции нефтяных скважин |
-
2019
- 2019-08-13 RU RU2019125676A patent/RU2733954C1/ru active
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5535632A (en) * | 1993-10-05 | 1996-07-16 | Atlantic Richfield Company | Systems and methods for measuring flow rates and densities of the components of oil, water and gas mixtures |
| RU2236584C1 (ru) * | 2002-12-17 | 2004-09-20 | Открытое акционерное общество "Акционерная компания ОЗНА" | Способ и устройство для измерения дебита нефти |
| RU2307249C1 (ru) * | 2005-12-05 | 2007-09-27 | Открытое акционерное общество "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" (ОАО "АНК "Башнефть") | Устройство измерения дебита продукции нефтяных скважин |
| RU2504653C1 (ru) * | 2012-07-30 | 2014-01-20 | Марат Давлетович Валеев | Способ определения дебитов нефти, попутного газа и воды |
| RU129554U1 (ru) * | 2013-01-09 | 2013-06-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Нефтесервисные технологии" | Устройство для определения параметров нефтегазоводяного потока |
| RU168317U1 (ru) * | 2016-07-21 | 2017-01-30 | ООО "Туймазынипинефть" | Установка для измерения продукции нефтяной скважины |
| RU2647539C1 (ru) * | 2017-01-10 | 2018-03-16 | Акционерное Общество "Нефтеавтоматика" | Способ измерения дебита продукции нефтяных скважин |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN114251088A (zh) * | 2021-12-22 | 2022-03-29 | 河南省科学院同位素研究所有限责任公司 | 一种高效零放射性排放测井示踪剂及其制备方法 |
| CN114251088B (zh) * | 2021-12-22 | 2022-08-09 | 河南省科学院同位素研究所有限责任公司 | 一种高效零放射性排放测井示踪剂及其制备方法 |
| RU2781205C1 (ru) * | 2022-05-04 | 2022-10-07 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Способ измерения продукции нефтяной скважины |
| RU2798181C1 (ru) * | 2022-12-29 | 2023-06-16 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Способ измерения многофазной продукции нефтяной скважины |
| RU2823638C1 (ru) * | 2023-04-05 | 2024-07-26 | Ооо Научно-Инжиниринговая Компания "Импетрабилис" | Способ замера продукции нефтяной скважины и определения газового фактора нефти |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2504653C1 (ru) | Способ определения дебитов нефти, попутного газа и воды | |
| US20070204750A1 (en) | Multiphase flow measurement apparatus and method | |
| RU2299322C1 (ru) | Способ измерения дебита продукции нефтяных скважин в системах герметизированного сбора | |
| RU2396427C2 (ru) | Способ определения обводненности продукции нефтяных скважин "охн++" | |
| RU2733954C1 (ru) | Способ измерения продукции нефтяной скважины | |
| RU76070U1 (ru) | Устройство для измерения продукции нефтяных скважин | |
| RU2610745C1 (ru) | Способ измерения дебита нефтяных скважин и устройство для его осуществления | |
| RU2236584C1 (ru) | Способ и устройство для измерения дебита нефти | |
| US4549432A (en) | Metering separator for determining the liquid mass flow rate in a gas-liquid oilfield production stream | |
| RU2661209C1 (ru) | Способ измерения дебитов нефти, газа и воды нефтяной скважины | |
| RU2520251C1 (ru) | Способ определения обводненности продукции нефтедобывающей скважины | |
| RU2299321C2 (ru) | Способ измерения дебита продукции нефтяных скважин в системах герметизированного сбора и устройство для его осуществления "мера-охн" | |
| RU155020U1 (ru) | Установка для измерения дебита продукции нефтяных скважин | |
| RU2658699C1 (ru) | Способ измерения продукции нефтяной скважины | |
| RU2131027C1 (ru) | Устройство для измерения дебита нефтяных скважин | |
| RU2340772C2 (ru) | Способ определения обводненности продукции нефтяных скважин "охн+" | |
| RU168317U1 (ru) | Установка для измерения продукции нефтяной скважины | |
| RU108801U1 (ru) | Устройство для измерения дебита нефтяных скважин | |
| RU2779284C1 (ru) | Способ измерения газового фактора нефти | |
| RU2220282C1 (ru) | Способ измерения дебита продукции нефтяных скважин в системах герметизированного сбора и устройство для его осуществления | |
| RU2519236C1 (ru) | Способ для определения параметров нефтегазоводяного потока | |
| RU2823636C1 (ru) | Способ измерения массового дебита сырой нефти и объема нерастворенного газа в продукции нефтяной скважины | |
| RU2190096C2 (ru) | Установка для определения дебита продукции скважин | |
| RU2779520C1 (ru) | Способ измерения продукции скважины с малым содержанием газа | |
| US3182502A (en) | Tank gauge apparatus |