RU2779533C1 - Method for measuring the content of reservoir water in the products of a petroleum borehole - Google Patents
Method for measuring the content of reservoir water in the products of a petroleum borehole Download PDFInfo
- Publication number
- RU2779533C1 RU2779533C1 RU2021119789A RU2021119789A RU2779533C1 RU 2779533 C1 RU2779533 C1 RU 2779533C1 RU 2021119789 A RU2021119789 A RU 2021119789A RU 2021119789 A RU2021119789 A RU 2021119789A RU 2779533 C1 RU2779533 C1 RU 2779533C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- vessel
- petroleum
- products
- water
- Prior art date
Links
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title abstract description 34
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 title abstract 7
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 38
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims abstract description 18
- 230000002706 hydrostatic Effects 0.000 claims abstract description 17
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 12
- 238000005070 sampling Methods 0.000 claims abstract description 7
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims abstract description 5
- 238000005119 centrifugation Methods 0.000 claims abstract description 4
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 claims abstract description 4
- 238000007872 degassing Methods 0.000 claims abstract description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 32
- 239000008398 formation water Substances 0.000 claims description 30
- 239000003129 oil well Substances 0.000 claims description 7
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 claims description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- -1 e.g. Substances 0.000 abstract 1
- 238000005500 petroleum industry Methods 0.000 abstract 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 48
- 235000019198 oils Nutrition 0.000 description 41
- 230000000875 corresponding Effects 0.000 description 2
- 238000000034 method Methods 0.000 description 2
- 238000005191 phase separation Methods 0.000 description 2
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 2
- 210000004544 DC2 Anatomy 0.000 description 1
- 230000001133 acceleration Effects 0.000 description 1
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 230000002530 ischemic preconditioning Effects 0.000 description 1
- 238000000691 measurement method Methods 0.000 description 1
- 239000012528 membrane Substances 0.000 description 1
- 235000019476 oil-water mixture Nutrition 0.000 description 1
- 230000000737 periodic Effects 0.000 description 1
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
Images
Abstract
Description
Предлагаемое изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для измерения содержания пластовой воды в продукции скважины для получения информации для контроля за разработкой нефтяного месторождения.The present invention relates to the oil industry and can be used to measure the formation water content in well production to obtain information for monitoring the development of an oil field.
Разработка нефтяных месторождений основана на скважинном учете добычи нефти и пластовой воды с тем, чтобы контролировать степень нефтеизвлечения как в целом по залежи или месторождению, так и решать эту задачу отдельно по зонам объекта разработки. Традиционная практика оценки обводненности нефтедобывающей скважины основана на периодическом отборе проб продукции скважины с устьевого пробоотборника, расположенного на выкидной линии (манифольде) скважины.The development of oil fields is based on well metering of oil and formation water production in order to control the degree of oil recovery both in general for the deposit or field, and to solve this problem separately for the zones of the development object. The traditional practice of assessing the water cut of an oil producing well is based on periodic sampling of well production from a wellhead sampler located on the flow line (manifold) of the well.
Присутствие свободного газа в продукции скважины, представляющей собой трехкомпонентную нефтегазоводяную смесь (НГВС), значительно влияет на результаты измерений содержания пластовой воды в ней или делает невозможным точное его определение на нефтяных скважинах без предварительной сепарации газа. Для измерения количества пластовой воды и газа в продукции скважины обычно эти компоненты отделяют друг от друга сепаратором, а затем отдельными приборами измеряют их количество (патент РФ №2114398, конвенционный приоритет от 10.04.1992 US 07/866387, опубл.: 27.06.1998).The presence of free gas in the well production, which is a three-component oil-gas-water mixture (OGWS), significantly affects the results of measurements of the formation water content in it or makes it impossible to accurately determine it in oil wells without preliminary gas separation. To measure the amount of formation water and gas in the well production, these components are usually separated from each other by a separator, and then their amount is measured with separate devices (RF patent No. .
Однако недостатками способа измерения являются громоздкость сепараторов и трудоемкость их обслуживания, приводящие к низкой точности измерения параметров.However, the disadvantages of the measurement method are the bulkiness of the separators and the laboriousness of their maintenance, leading to low accuracy in measuring parameters.
Известен способ определения обводненности продукции нефтедобывающей скважины (патент РФ №2520251, МПК Е21В 47/10, «Способ определения обводненности продукции нефтедобывающей скважины», опубл. 20.06.2014 г.), включающий отделение от продукции скважины газа, проведение выдержки до состояния расслоения на нефть и пластовую воду, измерение высоты столба жидкости, по взаиморасположению линий раздела сред жидкость - газ и пластовая вода - нефть, определение объемного значения обводненности. Глубинные измерения проводят в скважине, которую снабжают колонной насосно-компрессорных труб (НКТ) с электроцентробежным насосом и обратным клапаном на конце, а для определения обводненности выбирают скважину, расположенную в районе середины нефтяной залежи, с режимами добычи, близкими к средним по залежи, скважину эксплуатируют не менее времени выхода на рабочий режим, а перед отделением от продукции скважины газа и выдержки до состояния расслоения на нефть и воду останавливают скважину.A known method for determining the water cut of oil well production (RF patent No. 2520251, IPC E21V 47/10, "Method for determining the water cut of oil well production", publ. oil and formation water, measurement of the height of the liquid column, by the relative position of the liquid-gas and formation water-oil interface lines, determination of the volume value of the water cut. Depth measurements are carried out in a well, which is supplied with a string of tubing (tubing) with an electric centrifugal pump and a check valve at the end, and to determine the water cut, a well is selected located in the middle of the oil deposit, with production modes close to the average for the deposit, the well they operate at least the time to reach the operating mode, and before separating gas from the production of the well and holding it to the state of stratification into oil and water, the well is stopped.
Недостатками данного способа являются сложность технологического процесса, включающего остановку скважины, и недостаточная точность аппаратуры для глубинных измерений.The disadvantages of this method are the complexity of the technological process, including shutting down the well, and the lack of accuracy of the equipment for deep measurements.
Известен способ определения обводненности жидкости в продукции нефтяных скважин (патент РФ №2396427, опубл. 10.08.2010), заключающийся в том, что представительную пробу жидкости, содержащуюся в вертикальном цилиндрическом сосуде, доводят отстоем, обработкой химреагентами и нагревом до состояния, по крайней мере, неполного расслоения на нефть и воду. Измеряют высоту столба жидкости, гидростатическое давление, а затем в процессе опорожнения этого сосуда производят непрерывные измерения гидростатического давления и высоты столба жидкости. Плотности воды и нефти в составе жидкости определяют как частное от деления разности максимального и текущего перепадов гидростатического давления к соответствующей разности высот столба жидкости в начале и конце опорожнения. Строят график зависимости плотности сливаемой жидкости от высоты столба жидкости. Выбирают в пределах верхнего и нижнего горизонтальных линейных участков плотности соответственно воды и нефти. По выбранным значениям плотностей воды и нефти определяют массовую обводненность продукции скважины. Техническим результатом является упрощение алгоритма определения плотностей воды и нефти в составе продукции скважины, повышение точности измерения высокой и низкой обводненности продукции скважины.A known method for determining the water cut of a liquid in the production of oil wells (RF patent No. 2396427, publ. 10.08.2010), which consists in the fact that a representative sample of the liquid contained in a vertical cylindrical vessel is adjusted with sediment, treatment with chemicals and heating to a state of at least , incomplete separation into oil and water. Measure the height of the liquid column, the hydrostatic pressure, and then, in the process of emptying this vessel, continuously measure the hydrostatic pressure and the height of the liquid column. The densities of water and oil in the liquid composition are determined as the quotient of the difference between the maximum and current hydrostatic pressure drops and the corresponding difference in the heights of the liquid column at the beginning and end of emptying. Build a graph of the density of the drained liquid from the height of the liquid column. Choose within the upper and lower horizontal linear sections of the density of water and oil, respectively. According to the selected values of the densities of water and oil, the mass water cut of the well production is determined. EFFECT: simplification of the algorithm for determining the densities of water and oil in the composition of the well production, increasing the accuracy of measuring high and low water cut in the well production.
Аналогичным по технической сущности является способ измерения дебита продукции нефтяных скважин в системах герметизированного сбора (патент РФ №2299322, опубл. 20.05.2007), в котором измерительную емкость наполняют частично отсепарированной жидкостью. Эту жидкость обрабатывают химреагентами, нагревают и выдерживают до состояния расслоения на нефть и воду. Затем измеряют высоту столба жидкости, гидростатическое давление и температуру. Затем по взаиморасположению линий раздела сред жидкость - газ и вода - нефть судят об объемном значении обводненности. Плотность воды определяют до полного ухода воды из резервуара уровнемера при его опорожнении, а плотность нефти определяют после полного ухода нефти из резервуара уровнемера при его опорожнении.Similar in technical essence is a method for measuring the production rate of oil wells in sealed collection systems (RF patent No. 2299322, publ. 20.05.2007), in which the measuring container is filled with a partially separated liquid. This liquid is treated with chemicals, heated and kept until it separates into oil and water. Then measure the height of the liquid column, hydrostatic pressure and temperature. Then, according to the relative positions of the liquid-gas and water-oil interface lines, the volumetric value of the water cut is judged. The density of water is determined until the water has completely left the level gauge tank when it is emptied, and the oil density is determined after the oil has completely left the level gauge tank when it is emptied.
Общим недостатком приведенных технических решений является невысокая точность определения обводненности, обусловленная необходимостью регистрации уровней раздела фаз - нефти и воды при их последовательном сливе. Кроме того, часть водной фазы при разделении фаз может оставаться в нефти в эмульгированном состоянии с малыми размерами капель, диаметром 0,5…10 мкм. и меньше.A common disadvantage of the above technical solutions is the low accuracy of determining the water cut, due to the need to register the levels of phase separation - oil and water when they are sequentially drained. In addition, part of the aqueous phase during phase separation can remain in the oil in an emulsified state with small droplets, 0.5…10 µm in diameter. and less.
Наиболее близким по технической сущности к заявляемому является способ измерения дебита продукции нефтяных скважин в системах герметизированного сбора (патент РФ №2220282, заявл. 20.06.2002, опубл. 27.12.2003. БИ №36), включающий наполнение измерительной емкости калиброванного объема продукцией скважины при открытой на коллектор газовой и закрытой сливной жидкостной линиях, определение гидростатического давления при известной высоте столба жидкости, избыточного давления, температуры, скорости вытеснения жидкости газом из емкости после закрытия газовой и открытия сливной жидкостной линий на коллектор и расчет производительности по жидкости, нефти, пластовой воде и газу на основе полученных данных и известных плотностей нефти и попутной воды, содержащихся в продукции скважины. По истечении заданного времени поступление продукции скважины в измерительную емкость прекращают, продукцию скважины, содержащуюся в измерительной емкости, выдерживают до состояния полного отсутствия пузырькового газа и оседания пены, затем измеряют высоту столба жидкости и гидростатическое давление, а потом одновременно с закрытием газовой и открытием сливной жидкостной линий на коллектор возобновляют поступление продукции скважины в измерительную емкость.The closest in technical essence to the claimed is a method for measuring the flow rate of oil well production in sealed collection systems (RF patent No. 2220282, declared 20.06.2002, publ. 27.12.2003. BI No. 36), including filling the measuring tank of a calibrated volume with well open to the collector gas and closed drain liquid lines, determination of hydrostatic pressure at a known height of the liquid column, overpressure, temperature, rate of displacement of liquid by gas from the tank after closing the gas line and opening the drain liquid line to the collector and calculating the productivity for liquid, oil, formation water and gas based on the obtained data and known densities of oil and associated water contained in the well production. After a predetermined time, the flow of well production into the measuring tank is stopped, the well production contained in the measuring tank is kept until the state of complete absence of bubble gas and foam settling, then the height of the liquid column and hydrostatic pressure are measured, and then simultaneously with the closing of the gas and opening of the drain liquid lines to the collector resume the flow of well products into the measuring tank.
Недостатками приведенного способа, выбранного в качестве прототипа, являются сложность технологии и набора технических средств подготовки жидкостей для измерений, а также несоответствие условий измерения плотностей нефти и пластовой воды, выполненных в лабораторных условиях, фактическим условиям измерения плотностей в калиброванной измерительной емкости, находящейся под избыточным давлением. Присутствие остаточного количества растворенного газа в жидкостях, заполняющих измерительную емкость, находящуюся под давлением, существенно снижает их плотность в сравнении с плотностью дегазированных жидкостей, измеряемых лабораторным путем при атмосферном давлении. Это в значительной мере снижает точность измерений, прежде всего содержания пластовой воды в нефти с помощью измерительной емкости установки прототипа.The disadvantages of this method, chosen as a prototype, are the complexity of the technology and the set of technical means for preparing liquids for measurements, as well as the discrepancy between the conditions for measuring the densities of oil and formation water, performed in the laboratory, with the actual conditions for measuring densities in a calibrated measuring vessel under excess pressure. . The presence of a residual amount of dissolved gas in liquids filling a pressurized measuring vessel significantly reduces their density in comparison with the density of degassed liquids measured in the laboratory at atmospheric pressure. This greatly reduces the accuracy of measurements, primarily the content of formation water in oil using the measuring tank of the prototype unit.
Технической задачей заявляемого способа является повышения точности замеров и расчетов содержания пластовой воды в продукции скважины.The technical task of the proposed method is to improve the accuracy of measurements and calculations of the formation water content in the well production.
Решение технической задачи состоит в том, что в известном способе измерения содержания пластовой воды в продукции скважины, включающем отбор пробы продукции скважины, дегазацию ее при атмосферном давлении до полного ее освобождения от пузырькового газа, замеры высоты столба жидкости в калиброванном цилиндрическом сосуде и гидростатического давления жидкости в нем, согласно изобретению, отобранную пробу продукции скважины делят на части, при этом часть отобранной продукции скважины разделяют на нефть и пластовую воду, например, с применением деэмульгаторов, центрифугированием или нагревом, после чего производят заполнение калиброванного цилиндрического сосуда вначале одной разделенной жидкостью, например нефтью, измеряют высоту ее столба и гидростатическое давление в сосуде, по которым рассчитывают плотность нефти, затем после освобождения от нефти сосуд очищают от нее и заполняют разделенной пластовой водой для аналогичных измерений и расчетов ее плотности, после чего в освобожденный сосуд заливают оставшуюся часть пробы продукции скважины и производят измерения высоты столба водонефтяной смеси и гидростатического давления в сосуде, а расчет содержания пластовой воды в продукции скважины производят на основе полученной плотности водонефтяной смеси и полученных в предыдущих измерениях значений плотностей нефти и пластовой воды.The solution of the technical problem lies in the fact that in the known method of measuring the formation water content in the well product, including sampling the well product, degassing it at atmospheric pressure until it is completely freed from bubble gas, measuring the height of the liquid column in a calibrated cylindrical vessel and the hydrostatic pressure of the liquid in it, according to the invention, the selected sample of well production is divided into parts, while part of the selected well production is separated into oil and formation water, for example, using demulsifiers, centrifugation or heating, after which the calibrated cylindrical vessel is first filled with one separated liquid, for example oil, measure the height of its column and the hydrostatic pressure in the vessel, by which the oil density is calculated, then, after the oil is freed from the oil, the vessel is cleaned of it and filled with separated formation water for similar measurements and calculations of its density, after which it is released from the oil the vessel is filled with the remaining part of the well production sample and the height of the oil-water mixture column and the hydrostatic pressure in the vessel are measured, and the formation water content in the well production is calculated based on the obtained density of the water-oil mixture and the values of oil and formation water densities obtained in previous measurements.
На чертеже представлена принципиальная схема реализации способа.The drawing shows a schematic diagram of the implementation of the method.
В верхней части цилиндрического сосуда 1 установлен измеритель уровня жидкости 2, например, ультразвуковой с направленным вертикально вниз излучением звуковых волн, а в нижней части сосуда 1 установлен датчик давления 3 таким образом, что его чувствительный элемент 4 (мембрана) был расположен на уровне дна сосуда 1. В верхнюю и нижнюю части сосуда подведены краны 5 и 6 соответственно для заполнения его жидкостью и последующего слива. Электронная часть схемы для регистрации и обработки информации содержит источник питания 7, плюсовую 8 линию, соединяющую источник питания с ультразвуковым уровнемером 2, контроллером 9 и датчиком давления 3. Минусовая линия 10 источника питания 7 также соединена с указанными устройствами 2, 9 и 3. Ультразвуковой уровнемер 2 и датчик давления 3 соединены с контроллером 9 линиями 11 и 12 аналоговых сигналов. Цифровая информация о плотностях нефти, пластовой воды и обводненности продукции скважины из контроллера 9 выводится на дисплей 13.In the upper part of the cylindrical vessel 1, a
Перед началом измерений цилиндрический сосуд 1 калибруют. Для этого ультразвуковым уровнемером 2 измеряют уровень сухого дна цилиндрического сосуда 1 (Нд) и вносят этот замер как нулевое значение высоты уровня жидкости в сосуде в программу контроллера 9. В последующих расчетах высоты столба жидкости в сосуде после измерения уровня жидкости Нж контроллер 9 рассчитывает высоту столба жидкости, как разность уровней:Before starting measurements, the cylindrical vessel 1 is calibrated. To do this, the level of the dry bottom of the cylindrical vessel 1 (Н d ) is measured with an
В дальнейших измерениях и расчетах при заполнении сосуда нефтью, пластовой водой или водонефтяной смесью в левой части формулы (1) параметр Нв.ж. будет обозначать расчетные значения соответственно высоты столбов нефти (Нв.н.), пластовой воды (Нв.в.) или водонефтяной смеси (Нв.см).In further measurements and calculations when filling the vessel with oil, formation water or water-oil mixture in the left part of the formula (1), the parameter H w.l. will denote the calculated values, respectively, of the height of the oil columns (H w.n. ), formation water (H w.v. ) or water-oil mixture (H w . cm ).
После отбора пробы продукции скважины ее дегазируют при атмосферном давлении до полного отделения пузырькового газа и делят на две части, одну из которых подвергают центрифугированию или нагреву с добавлением деэмульгатора для полного разделения нефти и пластовой воды. Далее, одну из фаз продукции скважины, например нефть, заливают через кран 5 в калиброванный цилиндрический сосуд 1 и измеряют Нж и рассчитывают высоту столба нефти (Нв.н.) по формуле (1), а также измеряют гидростатическое давление Рг.н. в сосуде 1 датчиком давления 3. Контроллер 9 рассчитывает плотность нефти по формуле:After taking a sample of the well production, it is degassed at atmospheric pressure until the bubble gas is completely separated and divided into two parts, one of which is subjected to centrifugation or heating with the addition of a demulsifier to completely separate oil and formation water. Further, one of the phases of well production, for example oil, is poured through the valve 5 into a calibrated cylindrical vessel 1 and measure H well and calculate the height of the oil column (H v.n. ) according to formula (1), and also measure the hydrostatic pressure Р g . n. in vessel 1 by
где: g - ускорение силы тяжести.where: g is the acceleration due to gravity.
Полученное значение плотности (ρн) нефти фиксируется в контроллере 9. Далее, после слива нефти и очистки от нее стенок сосуда 1, аналогичные измерения и расчеты производятся после заполнения сосуда 1 разделенной пластовой водой. Расчетное значение плотности пластовой воды (ρв) также фиксируется контроллером 9:The obtained density value (ρ n ) of the oil is recorded in the controller 9. Further, after draining the oil and cleaning the walls of the vessel 1 from it, similar measurements and calculations are made after filling the vessel 1 with separated formation water. The calculated value of formation water density (ρ in ) is also fixed by controller 9:
Объем первоначально отбираемой пробы продукции из скважины определяется его достаточностью для заполнения сосуда 1 порциями измеряемых жидкостей.The volume of the initially sampled product from the well is determined by its sufficiency to fill the vessel 1 with portions of the measured liquids.
Оставшуюся часть пробы продукции скважины после слива пластовой воды из сосуда 1 заливают в него и далее измеряют уровень жидкости в цилиндре и по нему рассчитывают высоту столба водонефтяной смеси в сосуде (Нв.см), а также соответствующее ему гидростатическое давление Рг.см. Далее рассчитывают плотность водонефтяной смеси:The remaining part of the well production sample after formation water is drained from vessel 1 is poured into it and then the liquid level in the cylinder is measured and the height of the water-oil mixture column in the vessel (N w.cm ) is calculated from it, as well as the corresponding hydrostatic pressure Р g.cm. Next, calculate the density of the water-oil mixture:
Расчет содержания воды (в долях единицы) в продукции скважины производится по формуле:The calculation of the water content (in fractions of a unit) in the well production is carried out according to the formula:
В формулу (5) программа контроллера подставляет плотности нефти и пластовой воды, рассчитанные соответственно по формулам (2) и (3) и выводит на дисплей содержание пластовой воды (В) в продукции скважины.The controller program substitutes oil and formation water densities calculated according to formulas (2) and (3) into formula (5) and displays the formation water content (B) in the well production.
Технико-экономическими преимуществами предложенного способа являются простота определения содержания пластовой воды и точность в расчетах обводненности благодаря предварительным измерениям и расчетам плотностей нефти и пластовой воды в одинаковых условиях одними и теми же методами и прибором.The technical and economic advantages of the proposed method are the simplicity of determining the formation water content and the accuracy in calculating the water cut due to preliminary measurements and calculations of the densities of oil and formation water under the same conditions using the same methods and instrument.
Claims (1)
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2779533C1 true RU2779533C1 (en) | 2022-09-08 |
Family
ID=
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 |
| RU2299322C1 (en) * | 2005-11-21 | 2007-05-20 | Леонид Степанович Милютин | Method for oil and gas-condensate well production measurement in air-tight oil collection systems |
| RU2519236C1 (en) * | 2013-01-10 | 2014-06-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Нефтесервисные технологии" | Method for determining parameters of oil-gas-water flow |
| RU2520251C1 (en) * | 2013-06-17 | 2014-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for determination of product water cut in oil producing well |
| RU155020U1 (en) * | 2014-12-25 | 2015-09-20 | Акционерное общество "ГМС Нефтемаш" (АО "ГМС Нефтемаш") | INSTALLATION FOR MEASURING THE DEBIT OF OIL WELL PRODUCTS |
| RU2620702C1 (en) * | 2015-12-29 | 2017-05-29 | Публичное Акционерное Общество "Нефтеавтоматика" | Method of determining the formation water share in the production of oil wells |
| RU2695909C1 (en) * | 2018-07-26 | 2019-07-29 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of determining water content of oil well product |
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 |
| RU2299322C1 (en) * | 2005-11-21 | 2007-05-20 | Леонид Степанович Милютин | Method for oil and gas-condensate well production measurement in air-tight oil collection systems |
| RU2519236C1 (en) * | 2013-01-10 | 2014-06-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Нефтесервисные технологии" | Method for determining parameters of oil-gas-water flow |
| RU2520251C1 (en) * | 2013-06-17 | 2014-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for determination of product water cut in oil producing well |
| RU155020U1 (en) * | 2014-12-25 | 2015-09-20 | Акционерное общество "ГМС Нефтемаш" (АО "ГМС Нефтемаш") | INSTALLATION FOR MEASURING THE DEBIT OF OIL WELL PRODUCTS |
| RU2620702C1 (en) * | 2015-12-29 | 2017-05-29 | Публичное Акционерное Общество "Нефтеавтоматика" | Method of determining the formation water share in the production of oil wells |
| RU2695909C1 (en) * | 2018-07-26 | 2019-07-29 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of determining water content of oil well product |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2504653C1 (en) | Method of defining oil associated gas and water discharge | |
| JPH09506168A (en) | Oil well testing system method and apparatus | |
| JPH09506167A (en) | Improved method and capacitance probe device | |
| RU2396427C2 (en) | Method for determination of water cuttings of oil well production "ohn++" | |
| CN109507241B (en) | Method and equipment for measuring rock wettability by resistance method | |
| RU2520251C1 (en) | Method for determination of product water cut in oil producing well | |
| US6185985B1 (en) | Process and device for measuring physical characteristics of a porous sample by centrifugal displacement of fluids | |
| RU2779533C1 (en) | Method for measuring the content of reservoir water in the products of a petroleum borehole | |
| US4549432A (en) | Metering separator for determining the liquid mass flow rate in a gas-liquid oilfield production stream | |
| CN205340224U (en) | Water oil separating metering device is used in laboratory | |
| RU2661209C1 (en) | Method of the oil well oil, gas and water productions measurement | |
| EP1020713A1 (en) | Method and system for determining biphase flow rate | |
| RU2236584C1 (en) | Method and device for measuring oil debit | |
| CN113882837A (en) | Water cone state simulation and water control and viscosity reduction experimental device and method for horizontal well of bottom water heavy oil reservoir | |
| RU2299321C2 (en) | Method and device for oil and gas-condensate well production measurement in air-tight oil collection systems | |
| RU2340772C2 (en) | Method of evaluation of water cuttings of well production of oil wells "охн+" | |
| US3712118A (en) | Method of oil cut determination | |
| US20240003729A1 (en) | Method and system for determining over time a level of a phase interface of a multiphase fluid present in a vertical pipe | |
| US3182502A (en) | Tank gauge apparatus | |
| NO317438B1 (en) | Method and apparatus for separating and milling the volume of the various phases of a mixture of fluids | |
| RU2253099C1 (en) | Method and device for measuring water concentration in water-oil-gas mixture | |
| RU2779284C1 (en) | Method for measuring oil gas ratio | |
| RU2807959C1 (en) | Method for determining water cut in oil well production | |
| US3009359A (en) | Automatic well testing system | |
| RU2249204C2 (en) | Method and device for measuring content of water in water-oil-gas mixture |