RU2763193C1 - Method for determining the proportion of petroleum (associated) gas in crude petroleum - Google Patents
Method for determining the proportion of petroleum (associated) gas in crude petroleum Download PDFInfo
- Publication number
- RU2763193C1 RU2763193C1 RU2020141179A RU2020141179A RU2763193C1 RU 2763193 C1 RU2763193 C1 RU 2763193C1 RU 2020141179 A RU2020141179 A RU 2020141179A RU 2020141179 A RU2020141179 A RU 2020141179A RU 2763193 C1 RU2763193 C1 RU 2763193C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- petroleum
- gas
- oil
- measuring
- density
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 29
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 title claims abstract description 22
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims abstract description 26
- 238000007872 degassing Methods 0.000 claims abstract description 16
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 claims abstract description 14
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims description 44
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 claims description 33
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 238000000926 separation method Methods 0.000 abstract description 2
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 7
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 5
- 238000000691 measurement method Methods 0.000 description 4
- 238000012937 correction Methods 0.000 description 2
- 239000012528 membrane Substances 0.000 description 2
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 2
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 230000001133 acceleration Effects 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 238000001739 density measurement Methods 0.000 description 1
- -1 for example Substances 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 description 1
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 238000005303 weighing 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
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)
- Sampling And Sample Adjustment (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к области измерений доли (нефтяного) попутного газа в сырой нефти, продукции нефтяных скважин, в том числе до или после сепарации измерительными установками (АГЗУ), и может найти применение в нефтяной промышленности.The invention relates to the field of measuring the proportion of (petroleum) associated gas in crude oil, oil well products, including before or after separation by measuring units (AGMS), and can be used in the oil industry.
В настоящее время количество газа, содержащегося в сырой нефти, измеряется в АГЗУ расходомерами газа или массомерами после дегазации сырой нефти в сепараторе. Из-за высокого остаточного давления в сепараторе (2-3 МПа) значительная часть газа остается растворенной в нефти, что негативно сказывается на учете нефти и газа измерительной установкой.At present, the amount of gas contained in crude oil is measured in the AGZU by gas flow meters or mass meters after the crude oil has been degassed in the separator. Due to the high residual pressure in the separator (2-3 MPa), a significant part of the gas remains dissolved in the oil, which negatively affects the accounting of oil and gas by the measuring unit.
В соответствии с ГОСТ Р 8.615-2005 корректировку массы сырой нефти в измерительных установках на свободный и растворенный газ выполняют по результатам определения их количества по методикам измерений. В настоящее время применяются следующие методики измерений объемной доли свободного газа:In accordance with GOST R 8.615-2005, the adjustment of the mass of crude oil in measuring installations for free and dissolved gas is performed based on the results of determining their amount according to measurement methods. Currently, the following methods for measuring the volume fraction of free gas are used:
МИ 2575 «Нефть. Остаточное газосодержание»;MI 2575 “Oil. Residual gas content”;
МИ 2730 «Содержание свободного газа в углеводородных жидкостях».MI 2730 "Content of free gas in hydrocarbon liquids".
Методика измерений остаточного свободного газа, заложенная в приведенных документах, заключается в герметичном отборе единичной пробы нефти, изотермическом сжатии ее до заданного давления, определении уменьшения объема пробы и последующей обработке полученных данных. Эти измерения базируются на приборе УОСГ-100СКП.The methodology for measuring residual free gas, which is laid down in the above documents, consists in hermetic sampling of a single oil sample, its isothermal compression to a given pressure, determining the decrease in sample volume and subsequent processing of the obtained data. These measurements are based on the device UOSG-100SKP.
Для контроля остаточного растворенного газа в нефти применяется методика, приведенная в МИ 2575, которая базируется на приборе АЛП-01Д, а также методика по МИ 3035 «Остаточное содержание растворенного газа в нефти компании «ТНК-ВР», где применяется прибор УОСГ-1РГ.To control the residual dissolved gas in oil, the method given in MI 2575 is used, which is based on the ALP-01D device, as well as the method according to MI 3035 "Residual content of dissolved gas in oil of the TNK-BP company", where the UOSG-1RG device is used.
В приведенных методиках применяется один способ измерения, который заключается в герметичном отборе единичной пробы нефти в герметичную камеру, создании в камере термодинамического равновесия системы «нефть-газ», последовательно при различных соотношениях фаз так, чтобы равновесное давление было максимально приближено к атмосферному, и последующей обработке полученных данных.In the above methods, one method of measurement is used, which consists in hermetic sampling of a single oil sample in a sealed chamber, creation of an oil-gas system in the chamber for thermodynamic equilibrium, successively at different phase ratios so that the equilibrium pressure is as close as possible to atmospheric pressure, and subsequent processing of received data.
Рассмотренные методики измерений имеют следующие метрологические характеристики.The considered measurement techniques have the following metrological characteristics.
Диапазон измерения свободного газа в нефти от 0,1 до 10 об. доли, %.Measurement range of free gas in oil from 0.1 to 10 vol. shares, %.
Пределы основной абсолютной погрешности измерения свободного газа, об. доли, %, по диапазонам:Limits of the basic absolute error of measurement of free gas, vol. shares, %, by ranges:
0,1…1,0 ±0,05;…1,0…2,0 ±0,10;…2,0…10,0 ±0,25.0.1…1.0 ±0.05;…1.0…2.0 ±0.10;…2.0…10.0 ±0.25.
Диапазон измерения остаточного растворенного газа при использовании прибора АЛП-01ДП от 0,2 до 20 об. доли (м3/м3).The measurement range of the residual dissolved gas when using the ALP-01DP device is from 0.2 to 20 vol. shares (m 3 / m 3 ).
Предел основной абсолютной погрешности измерений растворенного газа - 0,1 об. доли (м3/м3).The limit of the basic absolute error in measurements of the dissolved gas is 0.1 vol. shares (m 3 / m 3 ).
Анализ применяемых в нефтяной промышленности методик измерений остаточного свободного и растворенного газа показывает следующие их недостатки.An analysis of the methods used in the oil industry for measuring residual free and dissolved gas shows the following disadvantages.
1. Диапазон измерения растворенного газа весьма узкий, всего до 20 м3/м3, тогда как в реальных условиях нефтепромыслов эта величина может превышать 100 м3/м3.1. The measurement range of dissolved gas is very narrow, only up to 20 m 3 /m 3 , while in real oilfield conditions this value can exceed 100 m 3 /m 3 .
2. Измерения остаточного свободного и растворенного газа в нефти проводятся по единично отобранной пробе, что не может гарантировать достоверность результатов измерений, так как расход сырой нефти после сепаратора в общем случае носит случайный характер.2. Measurements of residual free and dissolved gas in oil are carried out on a single sample, which cannot guarantee the reliability of the measurement results, since the consumption of crude oil after the separator is generally random.
3. В МИ 2575 погрешности методик измерения остаточного свободного и растворенного газа нормированы основными абсолютными погрешностями. В настоящее время методики измерений не нормируют основными погрешностями. Основными и дополнительными погрешностями нормируют погрешности средства измерений. Характеристики погрешности методик измерений, приведенных в МИ 2575, говорят о том, что их погрешность аттестована в нормальных условиях, а погрешности измерений в рабочих условиях измерений неизвестны.3. In MI 2575, the errors of methods for measuring residual free and dissolved gas are normalized by the main absolute errors. At present, measurement methods are not standardized with basic errors. The main and additional errors normalize the errors of the measuring instrument. The error characteristics of the measurement methods given in MI 2575 indicate that their error is certified under normal conditions, and the measurement errors under working measurement conditions are unknown.
4. При измерении растворенного газа в сырой нефти не учитывается возможное содержание свободного газа, что приводит к завышенным результатам измерения содержания растворенного газа.4. The measurement of dissolved gas in crude oil does not take into account the possible content of free gas, which leads to an overestimation of the measurement of the content of dissolved gas.
Известен «Способ определения доли свободного и растворённого газа в сырой нефти на замерных установках» (пат. RU 2625130 C1) [1]. Данным способом предлагается отбирать автоматическим пробоотборником заданное число единичных проб сырой нефти в открытую емкость, которая размещена на весах. В момент отбора каждой единичной пробы плотномером измеряют и фиксируют плотность сырой нефти в жидкостной линии сепаратора.Known "Method for determining the proportion of free and dissolved gas in crude oil at metering units" (US Pat. RU 2625130 C1) [1]. In this way, it is proposed to take a given number of single samples of crude oil with an automatic sampler into an open container, which is placed on a scale. At the time of taking each single sample, the density meter measures and records the density of crude oil in the liquid line of the separator.
После дегазации открытой емкости взвешиванием на весах пробы определяют массу пробы сырой нефти без содержания свободного и растворенного газа, и, зная объем пробы, определяется плотность нефти. Разницей плотностей нефти определяется доля растворенного газа.After degassing the open container by weighing on the scales of the sample, the mass of the crude oil sample without the content of free and dissolved gas is determined, and, knowing the volume of the sample, the density of the oil is determined. The difference in oil densities determines the proportion of dissolved gas.
К недостаткам данного способа можно отнести необходимость использования большого количества дорогостоящего оборудования (плотномер, пробоотборник, весы), использование открытых процессов со сбросом газа в помещение АГЗУ, отсутствие возможности учета количества объема газа, сложности с автоматизацией процесса измерения массы, невозможность создания мобильной установки для измерения газового фактора на отдельной скважине.The disadvantages of this method include the need to use a large amount of expensive equipment (density meter, sampler, scales), the use of open processes with gas discharge into the AGZU room, the inability to account for the amount of gas volume, the difficulty in automating the mass measurement process, the impossibility of creating a mobile installation for measuring GOR on a separate well.
Известен способ определения газового фактора нефти (пат. RU 2348805 C1) [2]. Для этого измеряют плотность нефти, разгазированной при стандартных условиях, коэффициент растворимости газа и температуру потока на устье добывающей скважины. Дополнительно измеряют уровень нефти в затрубном пространстве скважины, затрубное давление и поправочный коэффициент на растворимость газа при средней температуре нефти в затрубном пространстве скважины. К недостаткам данного способа можно отнести необходимость проведения лабораторных анализов; высокие трудозатраты; невозможность проведения замеров в автоматическом режиме; невозможность применения данного способа в АГЗУ.A known method for determining the GOR of oil (US Pat. RU 2348805 C1) [2]. To do this, measure the density of oil degassed under standard conditions, the coefficient of gas solubility and the temperature of the flow at the mouth of the production well. Additionally, the level of oil in the annulus of the well, the annular pressure and the correction factor for gas solubility at the average oil temperature in the annulus of the well are measured. The disadvantages of this method include the need for laboratory tests; high labor costs; the impossibility of carrying out measurements in automatic mode; the impossibility of applying this method in AGZU.
Технической задачей предлагаемого изобретения является оптимизация процедуры и повышение точности определения доли нефтяного (попутного) газа в сырой нефти в автоматическом режиме.The technical objective of the invention is to optimize the procedure and improve the accuracy of determining the proportion of petroleum (associated) gas in crude oil in automatic mode.
Требуемый технический результат заключается в обеспечении высокой точности определения доли нефтяного (попутного) газа в сырой нефти в автоматическом режиме.The required technical result is to ensure high accuracy in determining the proportion of petroleum (associated) gas in crude oil in automatic mode.
Способ определения доли нефтяного (попутного) газа в сырой нефти заключается в измерении изменения плотности сырой нефти в процессе дегазации.The method for determining the proportion of petroleum (associated) gas in crude oil is to measure the change in the density of crude oil in the process of degassing.
Согласно способу отбирается проба сырой нефти в емкость до заданного уровня. Измерением гидростатического давления в емкости определяется плотность сырой нефти ρ1: According to the method, a sample of crude oil is taken into a container to a predetermined level. By measuring the hydrostatic pressure in the tank, the density of crude oil ρ1 is determined:
Р = ρ*g*h - отсюда:P \u003d ρ * g * h - from here:
ρ1 = Р/ (g*h),ρ1 \u003d P / (g * h),
где: Р - давление столба жидкости (гидростатическое давление), Па,where: P is the pressure of the liquid column (hydrostatic pressure), Pa,
h - высота столба жидкости, м,h - liquid column height, m,
g - ускорение свободного падения, м/с2,g - free fall acceleration, m / s 2 ,
ρ1 - плотность сырой нефти.ρ1 is the density of crude oil.
Производится дегазация нефти и производится повторное измерение гидростатического давления и определение плотности нефти после дегазации. Определив разность плотностей нефти до и после дегазации, зная объем емкости и плотность газа (вычисляется в процессе измерения), определяется количество нефтяного (попутного газа) на единицу массы или объема сырой нефти.The oil is degassed and the hydrostatic pressure is re-measured and the density of the oil after degassing is determined. Having determined the difference in oil densities before and after degassing, knowing the volume of the tank and the density of the gas (calculated during the measurement process), the amount of oil (associated gas) per unit mass or volume of crude oil is determined.
Определение массовой доли попутного газа в сырой нефти заключается в том, что к трубопроводу в АГЗУ подключается измерительное устройство (см. рис.1 и 2).Determination of the mass fraction of associated gas in crude oil is that a measuring device is connected to the pipeline in the AGZU (see Fig. 1 and 2).
Измерение массовой доли газа осуществляется по следующему алгоритму:Measurement of the mass fraction of gas is carried out according to the following algorithm:
1. Клапаном Кл.2 открывается вход нефти в установку, нефть, свободно падая или стекая по установленному сепаратору, отдает часть нефтяного (попутного) газа в камеру Vг.1. Valve Kl.2 opens the oil inlet to the installation, oil, freely falling or flowing down the installed separator, gives part of the oil (associated) gas into the chamber Vg.
2. При заполнении камеры Vн и достижения предельного уровня, определяемого датчиком предельного уровня LSA, клапан Кл. 2 закрывается.2. When filling the chamber with Vn and reaching the limit level determined by the limit level sensor LSA, the valve Kl. 2 closes.
3. За счет выделившегося газа в камере Vг создается избыточное давление и система газ-нефть переходит в равновесное состояние.3. Due to the released gas, an excess pressure is created in the chamber Vg and the gas-oil system passes into an equilibrium state.
4. Т.к. уровень нефти определяется датчиком предельного уровня LSA и является постоянным, то по давлению столба нефти, измеренной датчиком гидростатического давления PDIA, можно судить о плотности нефти в камере Vн - ρ1.4. Because Since the oil level is determined by the limit level sensor LSA and is constant, then the pressure of the oil column measured by the hydrostatic pressure sensor PDIA can be used to judge the density of oil in the chamber Vн - ρ1.
5. Давление в камере Vг соответствует количеству выделившегося газа V1 с учетом объема камеры Vг с поправкой на объем камеры Vн заполненной нефтью. Следовательно:5. The pressure in the chamber Vg corresponds to the amount of released gas V1, taking into account the volume of the chamber Vg, corrected for the volume of the chamber Vl filled with oil. Hence:
Количество газа:Gas quantity:
V1= Vг*P/101,3 - Vн, где Р - давление в кПа.V1 \u003d Vg * P / 101.3 - Vn, where P is the pressure in kPa.
6. Для определения плотности газа требуется сбросить давление в камере Vг клапаном газа Кл. 1 до значения Р/2 или любого отличного от Р и атмосферного, дождаться установления следующего равновесного состояния нефть-газ и по снижению плотности нефти и повышению давления в камере с учетом поправки на измеренную температуру высчитать плотность газа для нормальных условий:6. To determine the density of the gas, it is required to relieve the pressure in the chamber Vg with the gas valve Kl. 1 to the value of Р/2 or any value other than Р and atmospheric, wait until the next equilibrium state of oil-gas is established and, by reducing the oil density and increasing the pressure in the chamber, taking into account the correction for the measured temperature, calculate the gas density for normal conditions:
ρ газа = (ρ1-ρ2)/ Vг*(P2-P1)/ 101,3, где Р p в кПа.gas ρ = (ρ1-ρ2) / Vg * (P2-P1) / 101.3, where P p is in kPa.
Фиксируется плотность нефти (ρ2) и клапаном Кл. 1 производится сброс газа из камеры Vг, для установления атмосферного давления клапан остается открытым. The density of oil (ρ2) is fixed and the valve Kl. 1, gas is discharged from chamber Vg, the valve remains open to establish atmospheric pressure.
7. Происходит полная дегазация нефти при текущей температуре. Т.к. в холодной нефти остается растворенный газ - для улучшения дегазации и повышения точности измерений, возможна установка нагревателя для нагрева нефти, датчика температуры для контроля и устройства межслойного смешивания.7. There is a complete degassing of oil at the current temperature. Because dissolved gas remains in cold oil - to improve degassing and increase measurement accuracy, it is possible to install a heater for heating oil, a temperature sensor for control and an interlayer mixing device.
8. По окончании дегазации фиксируется остаточная плотность нефти ρ3. И дегазированная нефть через клапан Кл. 3 сбрасывается в дренаж.8. At the end of degassing, the residual oil density ρ3 is fixed. And degassed oil through valve Kl. 3 is dumped into the drain.
9. Объем выделившегося газа Q равен:9. The volume of released gas Q is equal to:
Q= V1+V2+V3, где: Q= V1+V2+V3, where:
V1 - объем газа выделившийся при первичной дегазации;V1 is the volume of gas released during primary degassing;
V2 - объем выделившийся при проведении процедуры измерении плотности газа;V2 - the volume released during the procedure for measuring the density of the gas;
V3 - получаемый расчетным способом из разницы плотностей нефти до и после окончательной дегазации умноженной на объем камеры Vн и деленной на плотность газа:V3 - obtained by calculation from the difference in oil densities before and after the final degassing, multiplied by the volume of the chamber Vn and divided by the density of the gas:
V3=(ρ2-ρ3)* Vн/ρгаза V3=(ρ2-ρ3)* Vн/ρ gas
10. Доля нефтяного (попутного) газа в сырой нефти (газовый фактор) вычисляется как:10. The share of petroleum (associated) gas in crude oil (GOR) is calculated as:
ГФ = Q/ Vн.GF \u003d Q / Vn.
Для уменьшения влияния процессов дегазации на точность измерения гидростатического давления возможно создание установки состоящей из двух камер разделенных мембраной, где одна камера заполнена депферной жидкостью, например - водой (Vв), а вторая заполняется сырой нефтью (Vн) (рис. 2). Гидростатическое давление нефти через мембрану в нижней части установки передается депферной жидкости - воде в камере Vв и измеряется датчиком гидростатического давления PDIA. За счет постоянного нахождения известного количества жидкости в камере Vв появляется возможность измерять только изменения уровня в данной камере. Этим повышается точность измерения плотности сырой нефти за счет использования всего диапазона измерения датчика гидростатического давления только для измерения изменений. Так же в данной схеме возможно использование вместо датчика гидростатического давления буйкового или поплавкового уровнемера (или уровнемера на иных физических принципах) с достаточной точностью измерения - на буйке и поплавке не будут выделяться пузырьки газа искажающие результаты измерения.To reduce the effect of degassing processes on the accuracy of measuring hydrostatic pressure, it is possible to create an installation consisting of two chambers separated by a membrane, where one chamber is filled with a depot liquid, for example, water (Vv), and the second is filled with crude oil (Vl) (Fig. 2). The hydrostatic pressure of oil through the membrane in the lower part of the installation is transferred to the deponder liquid - water in the chamber Vv and is measured by the hydrostatic pressure sensor PDIA. Due to the constant presence of a known amount of liquid in the chamber Vv, it becomes possible to measure only changes in the level in this chamber. This improves the accuracy of the crude oil density measurement by using the entire measurement range of the hydrostatic pressure sensor to measure changes only. Also in this scheme, it is possible to use a displacer or float level gauge (or a level gauge based on other physical principles) instead of a hydrostatic pressure sensor with sufficient measurement accuracy - no gas bubbles will be released on the displacer and float that distort the measurement results.
Проведенные исследования показали, что предлагаемый способ позволит, при приведенной погрешности измерения гидростатического уровня ±0,025% (Например: Эмерсон 3151S) и измерения давления с погрешностью ±0,075% (например: Метран-150), измерения уровня (Rosemount 2120CD) ±0,02% (получить относительную погрешность определения массовой/объемной доли попутного газа в сырой нефти, не превышающую ±0,2%.Studies have shown that the proposed method will allow, with a given error in measuring the hydrostatic level ± 0.025% (For example: Emerson 3151S) and measuring pressure with an error of ± 0.075% (for example: Metran-150), level measurements (Rosemount 2120CD) ± 0.02 % (obtain a relative error in determining the mass / volume fraction of associated gas in crude oil, not exceeding ± 0.2%.
По ГОСТ 8.615-2005 погрешность определения объема попутного газа не выше ±5%, массы сырой нефти ±2,5%According to GOST 8.615-2005, the error in determining the volume of associated gas is not higher than ± 5%, the mass of crude oil is ± 2.5%
К достоинствам данного изобретения можно отнести дополнительные возможности такие как: измерение плотности нефти и газа, простоту автоматизации процесса измерения при использовании управляющего контроллера, отказ от использования в АГЗУ расходомеров/массомеров по газу, работа в широком диапазоне плотности сырой нефти (0,5-1,5 гр/см3) и газовом факторе (до 100 и выше), возможность создания малогабаритной автономной мобильной установки, возможность использования измеренной плотности сырой нефти для коррекции измерений массомеров нефти.The advantages of this invention include additional features such as: measuring the density of oil and gas, ease of automation of the measurement process using a control controller, refusal to use gas flow meters / mass meters in AGZU, operation in a wide range of crude oil density (0.5-1 .5 g/cm3) and GOR (up to 100 and above), the possibility of creating a small-sized autonomous mobile unit, the possibility of using the measured density of crude oil to correct measurements of oil mass meters.
Требуемый технический результат обеспечен наличием в совокупности существенных признаков (характеризующих предлагаемый способ измерения газосодержания в сырой нефти) вышеуказанных отличительных признаков в общедоступных источниках патентной и технической информации а так же существующих технических решений с теми же свойствами свидетельствует о соответствии заявляемого объекта критериям изобретения. The required technical result is ensured by the presence in the aggregate of essential features (characterizing the proposed method for measuring gas content in crude oil) of the above distinctive features in publicly available sources of patent and technical information, as well as existing technical solutions with the same properties, testify to the compliance of the claimed object with the criteria of the invention.
Источники информацииSources of information
[1] RU 2625130 C1 2016.03.10 Алексеев Сергей Викторович (RU), Ибрагимов Рамиль Ринатович (RU) и др. «Способ определения доли свободного и растворённого газа в сырой нефти на замерных установках».[1] RU 2625130 C1 2016.03.10 Alekseev Sergey Viktorovich (RU), Ibragimov Ramil Rinatovich (RU) et al. “Method for determining the proportion of free and dissolved gas in crude oil at metering units.”
[2] RU 2348805 C1 2007.06.25 Воеводкин Вадим Леонидович (RU), Черных Ирина Александровна (RU) и др. «Способ определения газового фактора нефти».[2] RU 2348805 C1 2007.06.25 Vadim Leonidovich Voevodkin (RU), Irina Aleksandrovna Chernykh (RU), etc. “Method for determining the gas factor of oil”.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020141179A RU2763193C1 (en) | 2020-12-14 | 2020-12-14 | Method for determining the proportion of petroleum (associated) gas in crude petroleum |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020141179A RU2763193C1 (en) | 2020-12-14 | 2020-12-14 | Method for determining the proportion of petroleum (associated) gas in crude petroleum |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2763193C1 true RU2763193C1 (en) | 2021-12-28 |
Family
ID=80039758
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2020141179A RU2763193C1 (en) | 2020-12-14 | 2020-12-14 | Method for determining the proportion of petroleum (associated) gas in crude petroleum |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2763193C1 (en) |
Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2936622A (en) * | 1955-09-12 | 1960-05-17 | Nat Tank Co | Liquid and gas metering separators |
| SU901486A1 (en) * | 1980-04-16 | 1982-01-30 | За витель | Method for determining gas factor in group measuring installations |
| RU2236584C1 (en) * | 2002-12-17 | 2004-09-20 | Открытое акционерное общество "Акционерная компания ОЗНА" | Method and device for measuring oil debit |
| RU2348805C1 (en) * | 2007-06-25 | 2009-03-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ" | Method of oil analysis for gas-condensate ratio |
| RU2008135064A (en) * | 2008-08-27 | 2010-03-10 | Открытое акционерное общество "Инженерно-производственная фирма "СИБНЕФТЕАВТОМАТИКА" (ОАО ИПФ "СибНА") (RU) | ADAPTIVE METHOD FOR DETERMINING RESIDUAL (FREE) GAS CONTENT IN GROUP MEASURING INSTALLATIONS |
| RU2504653C1 (en) * | 2012-07-30 | 2014-01-20 | Марат Давлетович Валеев | Method of defining oil associated gas and water discharge |
| RU2625130C1 (en) * | 2016-03-10 | 2017-07-11 | Публичное Акционерное Общество "Нефтеавтоматика" | Method for determining the proportion of free and dissolved gas in crude oil at metering stations |
| RU2667183C1 (en) * | 2017-06-21 | 2018-09-17 | Ильдар Зафирович Денисламов | Method of estimating the free gas content at the suction inlet of a deep-well pump |
-
2020
- 2020-12-14 RU RU2020141179A patent/RU2763193C1/en active
Patent Citations (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2936622A (en) * | 1955-09-12 | 1960-05-17 | Nat Tank Co | Liquid and gas metering separators |
| SU901486A1 (en) * | 1980-04-16 | 1982-01-30 | За витель | Method for determining gas factor in group measuring installations |
| RU2236584C1 (en) * | 2002-12-17 | 2004-09-20 | Открытое акционерное общество "Акционерная компания ОЗНА" | Method and device for measuring oil debit |
| RU2348805C1 (en) * | 2007-06-25 | 2009-03-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ" | Method of oil analysis for gas-condensate ratio |
| RU2008135064A (en) * | 2008-08-27 | 2010-03-10 | Открытое акционерное общество "Инженерно-производственная фирма "СИБНЕФТЕАВТОМАТИКА" (ОАО ИПФ "СибНА") (RU) | ADAPTIVE METHOD FOR DETERMINING RESIDUAL (FREE) GAS CONTENT IN GROUP MEASURING INSTALLATIONS |
| RU2386811C1 (en) * | 2008-08-27 | 2010-04-20 | Открытое акционерное общество "Инженерно-производственная фирма "СИБНЕФТЕАВТОМАТИКА" (ОАО ИПФ "СибНА") | Adaptive method of definition of residual (free) gas content at group gage units |
| RU2504653C1 (en) * | 2012-07-30 | 2014-01-20 | Марат Давлетович Валеев | Method of defining oil associated gas and water discharge |
| RU2625130C1 (en) * | 2016-03-10 | 2017-07-11 | Публичное Акционерное Общество "Нефтеавтоматика" | Method for determining the proportion of free and dissolved gas in crude oil at metering stations |
| RU2667183C1 (en) * | 2017-06-21 | 2018-09-17 | Ильдар Зафирович Денисламов | Method of estimating the free gas content at the suction inlet of a deep-well pump |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US9840895B1 (en) | Method and apparatus for separating and measuring multiphase immiscible fluid mixtures | |
| US5535632A (en) | Systems and methods for measuring flow rates and densities of the components of oil, water and gas mixtures | |
| RU2270981C2 (en) | System and method for measuring multi-phase stream | |
| US4184359A (en) | Gas monitor for liquid flow line | |
| RU2763193C1 (en) | Method for determining the proportion of petroleum (associated) gas in crude petroleum | |
| US20160341645A1 (en) | Inline multiphase densitometer | |
| US2050800A (en) | Meter testing | |
| RU2647539C1 (en) | Method of measuring the debit of oil well production | |
| RU2340772C2 (en) | Method of evaluation of water cuttings of well production of oil wells "охн+" | |
| RU2220282C1 (en) | Process measuring production rate of oil wells in systems of sealed gathering and gear for its implementation | |
| RU2625130C1 (en) | Method for determining the proportion of free and dissolved gas in crude oil at metering stations | |
| RU59715U1 (en) | OIL, GAS AND WATER WELL PRODUCT METER | |
| AU649132B2 (en) | Method and apparatus for determining flow rates of well fluid constituents | |
| RU2057922C1 (en) | Set for measuring productivity of wells | |
| US3182502A (en) | Tank gauge apparatus | |
| RU86976U1 (en) | ADAPTIVE DEVICE FOR MEASURING OIL WELL DEBIT | |
| RU2795509C2 (en) | Method for improving the reliability of the results of cyclic determination of the water content of produced oil | |
| RU2243536C1 (en) | Method of determining gas concentration in liquid | |
| RU2245444C2 (en) | Method for recording oil flow | |
| US3009359A (en) | Automatic well testing system | |
| CN206300877U (en) | A kind of specific surface of rock measurement apparatus | |
| RU2695909C1 (en) | Method of determining water content of oil well product | |
| RU2807432C1 (en) | Multiphase flowmeter calibration method | |
| RU72722U1 (en) | DEVICE FOR MEASURING THE DEBIT OF OIL WELL PRODUCTS "SATELLITE-POWER MASSOMER" ("SATELLITE-SM") | |
| RU2749256C1 (en) | Mobile standard of the 2nd discharge for verification of well measurement units |