RU2340772C2 - Способ определения обводненности продукции нефтяных скважин "охн+" - Google Patents
Способ определения обводненности продукции нефтяных скважин "охн+" Download PDFInfo
- Publication number
- RU2340772C2 RU2340772C2 RU2006133778/03A RU2006133778A RU2340772C2 RU 2340772 C2 RU2340772 C2 RU 2340772C2 RU 2006133778/03 A RU2006133778/03 A RU 2006133778/03A RU 2006133778 A RU2006133778 A RU 2006133778A RU 2340772 C2 RU2340772 C2 RU 2340772C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- liquid
- oil
- water
- graph
- height
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Management, Administration, Business Operations System, And Electronic Commerce (AREA)
- Measurement Of Levels Of Liquids Or Fluent Solid Materials (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтедобыче и может быть использовано для оперативного учета дебитов продукции нефтяных и газоконденсатных скважин в системах герметизированного сбора. Техническим результатом изобретения является повышение точности определения обводненности за счет обеспечения прямых измерений параметров для расчета плотностей воды и нефти в составе скважинной жидкости. Для этого частично отсепарированную продукцию скважины, содержащуюся в вертикальном цилиндрическом сосуде (ВЦС), выдерживают до состояния полного отсутствия пузырькового газа и оседания пены и измеряют высоту столба жидкости (ВСЖ) и гидростатическое давление (ГСД). На основе полученных данных производят расчет плотности жидкости и, используя значения плотностей воды и нефти, содержащихся в продукции скважины, определяют ее массовую обводненность. Жидкость, содержащуюся в ВЦС, например в резервуаре уровнемера, доводят, например, отстоем, обработкой химреагентами и нагревом до состояния неполного расслоения на нефть и воду. Затем в процессе опорожнения этого сосуда производят непрерывные измерения ГДС и ВСЖ. По характеру зависимости ГСД от ВСЖ судят о плотностях воды и нефти в составе жидкости и ее объемной обводненности. Если истечение жидкости равномерное, то по характеру зависимости ГСД от времени судят об объемной обводненности. Для вычисления плотностей воды и нефти в составе жидкости строят график зависимости ГСД от ВСЖ при ее сливе из ВЦС. Потом на этом графике выявляют верхний и нижний линейные отрезки, в пределах которых вычисляют плотности соответственно воды и нефти. Плотность воды вычисляют в пределах верхнего линейного отрезка путем соотнесения разности ГСД в двух максимально удаленных между собой точках и соответствующей этой разности части ВСЖ. Плотность нефти вычисляют в пределах нижнего линейного отрезка путем соотнесения ГСД в любой точке нижнего линейного отрезка и соответствующей этому ГСД измеренной ВСЖ. В случае неполного расслоения жидкости на нефть и воду выявленные верхний и нижний линейные отрезки интерполируют до пересечения между собой и для последующих действий полученный интерполированный график принимают адекватным тому, какой был бы получен при полном расслоении жидкости на нефть и воду. Для вычисления объемной обводненности жидкости, если истечение равномерное, строят график зависимости ГСД жидкости от времени, потом на этом графике выявляют верхний и нижний линейные отрезки. При этом объемную обводненность жидкости определяют по расположению точки соединения верхнего и нижнего линейных отрезков как соотношение интервала времени, соответствующего верхнему линейному отрезку, к полному времени истечения жидкости из ВЦС. 4 з.п. ф-лы, 3 ил.
Description
Изобретение относится к нефтедобыче и может быть использовано для оперативного учета дебитов продукции нефтяных и газоконденсатных скважин в системах герметизированного сбора.
Известен способ определения обводненности жидкости в продукции нефтяных скважин, согласно которому в межтрубном пространстве скважины выдерживают порцию накопленной продукции до ее расслоения на компоненты (газ, нефть и воду) под действием сил гравитации, затем эти компоненты потоком скважинной продукции через преобразователь расхода вытесняют из межтрубного пространства, регистрируя время прохождения каждого компонента, при этом компоненты идентифицируют, например, индикатором плотности [1].
Недостатками этого способа являются низкая точность, обусловленная невозможностью полноценного расслоения продукции скважины без нагрева и введения химреагентов, а также большая продолжительность каждого замера.
Наиболее близким техническим решением является способ определения обводненности жидкости в продукции нефтяных скважин, заключающийся в том, что частично отсепарированную продукцию скважины, содержащуюся в вертикальном цилиндрическом сосуде, выдерживают до состояния полного отсутствия пузырькового газа и оседания пены, измеряют высоту столба жидкости, гидростатическое давление, на основе полученных данных производят расчет плотности жидкости и, используя значения плотностей воды и нефти, содержащихся в продукции скважины, определяют ее массовую обводненность [2].
Недостаток этого способа - низкая точность определения обводненности, обусловленная использованием лабораторных значения плотностей воды и нефти, содержащихся в продукции скважины, в которых трудно предусмотреть влияние растворенного газа.
Задача предлагаемого технического решения - повысить точность определения обводненности за счет обеспечения прямых измерений параметров для расчета плотностей воды и нефти в составе скважинной жидкости.
Это достигается тем, что в способе определения обводненности жидкости в продукции нефтяных скважин, заключающемся в том, частично отсепарированную продукцию скважины, содержащуюся в вертикальном цилиндрическом сосуде, выдерживают до состояния полного отсутствия пузырькового газа и оседания пены, измеряют высоту столба жидкости, гидростатическое давление, на основе полученных данных производят расчет плотности жидкости и, используя значения плотностей воды и нефти, содержащихся в продукции скважины, определяют ее массовую обводненность, согласно изобретению жидкость, содержащуюся в вертикальном цилиндрическом сосуде, например в резервуаре уровнемера, доводят, например, отстоем, обработкой химреагентами и нагревом до состояния, по крайней мере, неполного расслоения на нефть и воду, а затем в процессе опорожнения этого сосуда производят непрерывные измерения гидростатического давления и высоты столба жидкости и по характеру зависимости гидростатического давления от высоты столба жидкости судят о плотностях воды и нефти в составе жидкости и ее объемной обводненности или, если истечение равномерное, то по характеру зависимости гидростатического давления от времени судят об объемной обводненности жидкости.
Для вычисления плотностей воды и нефти в составе жидкости строят график зависимости гидростатического давления от высоты столба жидкости при ее сливе из вертикального цилиндрического сосуда, потом на этом графике выявляют верхний и нижний линейные отрезки, в пределах которых вычисляют плотности соответственно воды и нефти, причем плотность воды вычисляют в пределах верхнего линейного отрезка графика зависимости гидростатического давления от высоты столба жидкости путем соотнесения разности гидростатических давлений в двух максимально удаленных между собой точках и соответствующей этой разности части высоты столба жидкости, а плотность нефти вычисляют в пределах нижнего линейного отрезка графика зависимости гидростатического давления от высоты столба жидкости путем соотнесения гидростатического давления в любой точке нижнего линейного отрезка и соответствующей этому гидростатическому давлению высоты столба жидкости, при этом в случае неполного расслоения жидкости на нефть и воду выявленные верхний и нижний линейные отрезки на графике зависимости гидростатического давления от высоты столба жидкости интерполируют до пересечения между собой и для последующих действий полученный интерполированный график принимают адекватным тому, какой был бы получен при полном расслоении жидкости на нефть и воду.
Объемную обводненность жидкости определяют по расположению точки соединения верхнего и нижнего линейных отрезков, содержащихся в графике зависимости гидростатического давления от высоты столба жидкости, или точки пересечения интерполированных продолжений верхнего и нижнего линейных отрезков в случае неполного расслоения жидкости на нефть и воду как соотношение высоты столба жидкости, соответствующей верхнему линейному отрезку графика, к полной высоте столба жидкости.
Для вычисления объемной обводненности жидкости, если истечение равномерное, строят график зависимости гидростатического давления жидкости от времени, потом на этом графике выявляют верхний и нижний линейные отрезки, при этом объемную обводненность жидкости определяют по расположению точки соединения верхнего и нижнего линейных отрезков, содержащихся в графике, как соотношение интервала времени, соответствующего верхнему линейному отрезку графика, к полному времени истечения жидкости из вертикального цилиндрического сосуда, причем в случае неполного расслоения жидкости на нефть и воду выявленные верхний и нижний линейные отрезки на графике зависимости гидростатического давления от времени интерполируют до пересечения между собой, и для последующих действий полученный интерполированный график принимают адекватным тому, какой был бы получен при полном расслоении жидкости на нефть и воду.
В случае получения на графиках зависимости гидростатического давления жидкости от высоты столба жидкости или от времени, если истечение равномерное, только одного линейного отрезка, - жидкость считают однородной.
Проведение непрерывных измерений гидростатического давления и высоты столба, по крайней мере, неполно расслоенной на нефть и воду жидкости в процессе опорожнения вертикального цилиндрического сосуда, например, резервуара уровнемера, формирование массива данных, построение графика зависимости гидростатического давления от высоты столба жидкости, и выявление на этом графике линейных отрезков, позволяет по их наличию подтвердить факт, по крайней мере, неполного расслоения жидкости на чистую нефть и чистую воду, и в пределах выявленных верхнего и нижнего линейных отрезков с высокой точностью вычислить плотности соответственно воды и нефти.
Вычисление плотности воды в пределах верхнего линейного отрезка графика путем соотнесения разности гидростатических давлений в двух максимально удаленных между собой точках и соответствующей этой разности высоты столба жидкости и вычисление плотности нефти в пределах нижнего линейного отрезка графика путем соотнесения гидростатического давления в любой точке нижнего линейного отрезка и соответствующей этому гидростатическому давлению высоты столба жидкости дает возможность повысить точность определения обводненности скважинной жидкости, поскольку все расчеты произведены на основе данных, полученных путем прямых измерений, в которых учитывается в том числе и влияние растворенного газа на плотность жидкости, которое очень сложно учесть практически.
Интерполяция в случае неполного расслоения жидкости на нефть и воду выявленных верхнего и нижнего линейного отрезков на графике до пересечения между собой, и принятие для последующих действий полученного интерполированного графика адекватным тому, какой был бы получен при полном расслоении жидкости на нефть и воду, дает возможность повысить точность расчетов плотностей за счет уменьшения относительной погрешности измерения высоты столба жидкости. Она (интерполяция) в случае неполного расслоения жидкости на нефть и воду позволяет также определять объемную обводненность жидкости по расположению точки пересечения интерполированных продолжений верхнего и нижнего линейных отрезков, содержащихся в графике, как соотношение высоты столба жидкости, соответствующей верхнему линейному отрезку графика к полной высоте столба жидкости.
Определение объемной обводненности жидкости по расположению точки соединения верхнего и нижнего линейных отрезков, содержащихся в графиках зависимости гидростатического давления жидкости от высоты столба жидкости или от времени, если истечение равномерное, или их интерполированных продолжений, позволяет обойтись без дополнительных функций специального оборудования, например двухуровневого уровнемера, или совсем без уровнемера, и за счет этого повысить точность.
Индикация однородности жидкости по критерию получения на графиках зависимости гидростатического давления жидкости от высоты столба жидкости или от времени, если истечение равномерное, только одного линейного отрезка по всей высоте столба, принимая во внимание плотность этой жидкости, позволяет констатировать либо чистую нефть, либо чистую воду, либо трудносепарируемую эмульсию и необходимость применения в следующем цикле измерений более сильных или длительных методов сепарации.
На чертежах изображено одно из возможных устройств, реализующих предложенный способ.
На фиг.1 изображена схема устройства, реализующего предложенный способ, на фиг.2 - вид сверху на нижний лоток газового сепаратора, на фиг.3 - график зависимости гидростатического давления от высоты столба жидкости или от времени.
Устройство содержит газовый сепаратор 1, измерительную емкость 2, двухуровневый уровнемер 3, резервуар 4 уровнемера 3, систему подогрева 5 содержимого резервуара 4 уровнемера 3, запорный клапан 6 с электроприводом, дозатор подачи химреагентов 7 в резервуар 4 двухуровневого уровнемера 3, указатель перепада давлений 8 резервуара 4 уровнемера 3, указатель перепада давлений 9 измерительной емкости 2, нижний датчик (мембрана) 10 указателя перепада давлений 9 измерительной емкости 2, верхний датчик (мембрана) 11 указателя перепада давлений 9 измерительной емкости 2, датчик температуры 12 резервуара 4 уровнемера 3, датчик температуры 13 измерительной емкости 2, датчик избыточного давления 14, переключатель потока 15, плоское днище 16 измерительной емкости 2, сливную жидкостную линию 17, клапан обратный 18, вход 19 из скважины в газовый сепаратор 1, выход 20 в коллектор, газопровод 21, нижний сепарационный лоток 22, патрубок отбора потока 23 системы приоритетного минимума подачи, барьер 24 системы приоритетного минимума подачи, воронку 25 системы приоритетного минимума подачи, трубу 26 системы приоритетного минимума подачи, 27 - поверхность раздела нефть - газ, 28 - поверхность раздела нефть - вода при полном расслоении скважинной жидкости на нефть и воду, 29 - переходная водонефтяная зона при неполном расслоении скважинной жидкости на нефть и воду, 30 - участок, соответствующий переходной водонефтяной зоне 29 при неполном расслоении скважинной жидкости на нефть и воду, 31 - интерполяционные продолжения линейных отрезков графиков зависимости гидростатического давления от высоты столба жидкости или от времени.
Система приоритетного минимума подачи, состоящая из патрубка отбора потока 23, барьера 24 и трубы 26 с расположенной сверху воронкой 25, при любых дебитах обеспечивает гарантированное поступление определенного количества продукции скважины на дно измерительной емкости 2 в зону, где происходит переток продукции скважины в резервуар 4 уровнемера 3. Элементы системы приоритетного минимума подачи имеют расчетную ограниченную пропускную способность и организованы так, что избыток потока переливается через барьер 24 и воронку 25 и движется согласно общей схеме сепарации. При этом, если производительность скважины близка к нижнему пределу измерений устройства, то практически весь поток проходит через систему приоритетного минимума подачи, но когда производительность скважины велика, то, напротив, большая часть потока движется согласно общей схеме сепарации.
С некоторым снижением точности устройство может работать и при отсутствии указателя перепада давлений 8 резервуара 4 уровнемера 3.
Способ реализуется, например, следующим образом.
В принцип работы устройства заложен гидростатический метод измерения массы, основанный на зависимости гидростатического давления ΔР столба жидкости высотой Н от плотности жидкости ρ:
где g - ускорение свободного падения.
Перед началом процедуры замера производят «продувку» системы сепаратор - измерительная емкость - резервуар уровнемера, при этом переключатель потока 15 и открытый запорный клапан 6 обеспечивают свободное истечение продукции скважины через систему емкостей в коллектор.
В начале процедуры замера переключатель потока 15 ставят в положение "наполнение", и продукция скважины через газовый сепаратор 1 поступает в измерительную емкость 2. При этом переключателем потока 15 газопровод 21 соединен с коллектором 20, а сливная жидкостная линия 17 перекрыта. Одновременно с наполнением измерительной емкости 2 резервуар 4 уровнемера 3 нагревают системой подогрева 5 (например, горячей жидкостью) и в поток жидкости, идущий в этот резервуар снизу, при помощи дозатора подачи химреагентов 7 вводят деэмульгатор и пеногаситель. В момент соприкосновения поднимающейся поверхности частично отсепарированной продукции скважины с верхним датчиком (мембраной) 11 указателя перепада давлений 9 переключатель потока 15 ставят в положение "слив", открывая жидкостную 17 и закрывая газовую 21 линии, и закрывают запорный клапан 6.
Плотность частично отсепарированной жидкости в измерительной емкости равна:
Дебит скважины по жидкости определяется по следующей формуле:
где Vе - объем измерительной емкости 2 в интервале от нижнего 10 до верхнего 11 датчиков указателя перепада давлений 9 (определяется при появлении сигнала от верхнего датчика 11);
Vу - объем резервуара уровнемера в интервале от нижнего 10 до верхнего 11 датчиков указателя перепада давлений 9 (определяется при появлении сигнала от верхнего датчика 11);
τ - время наполнения измерительной емкости 2 в интервале от нижнего 10 до верхнего 11 датчиков указателя перепада давлений 9.
После закрытия запорного клапана 6 (положение "отстой") наполнение резервуара 4 уровнемера 3 прекращается, и продукция скважины начинает отстаиваться в резервуаре 4 уровнемера 3 до состояния полного отсутствия пузырькового газа, оседания пены и, по крайней мере, неполного расслоения жидкости на нефть и воду. Отстой продолжают, по крайней мере, до момента прекращения изменений показаний положения раздела сред жидкость-газ 27 уровнемера 3, который регистрирует одновременно положение поверхностей раздела сред жидкость-газ 27 и нефть-вода 28, или, если расслоение происходит быстро, - до появления поверхности раздела нефть-вода 28.
Определяют плотность жидкости в резервуаре 4 уровнемера 3:
Затем переключатель потока 15 ставят в положение "слив", когда вход из скважины 19 соединен с газовым сепаратором 1, а сливная жидкостная линия 17 соединена с коллектором 20, при этом газопровод 21 перекрыт. В таком положении жидкость начинает вытесняться из измерительной емкости 2.
В процессе вытеснения газом объема Vе жидкости фиксируется время вытеснения τг и среднее значение избыточного давления Р и температуры газа t°.
Дебит скважины по газу определяется, например, по следующему алгоритму:
где Р - среднее значение избыточного давления газа в измерительной емкости 2, измеренного датчиком 14;
t° - температура газа, С°;
Kα - коэффициент сжимаемости.
При этом одновременно открывают запорный клапан 6 и с максимально доступной частотой производят измерения уровней жидкости Hi, а также соответствующие им гидростатические давления ΔPi. На основании этих замеров строят графики зависимости гидростатического давления от высоты столба жидкости или, если истечение равномерное, то - зависимости гидростатического давления от времени. При соответствующих масштабах высоты столба жидкости и времени эти графики могут совпадать, как на фиг.3.
(При отсутствии датчика гидростатического давления 8 измерения ΔРi производят датчиком гидростатического давления 9 при открытом запорном клапане 6.)
Далее выявляют верхний и нижний линейные отрезки, в пределах которых вычисляют плотности соответственно воды и нефти, причем плотность воды вычисляют в пределах верхнего линейного отрезка графика зависимости гидростатического давления от высоты столба жидкости путем соотнесения разности гидростатических давлений в двух максимально удаленных между собой точках и соответствующей этой разности части высоты столба жидкости, а плотность нефти вычисляют в пределах нижнего линейного отрезка графика зависимости гидростатического давления от высоты столба жидкости путем соотнесения гидростатического давления в любой точке нижнего линейного отрезка и соответствующей этому гидростатическому давлению высоты столба жидкости, при этом в случае неполного расслоения жидкости на нефть и воду выявленные верхний и нижний линейные отрезки на графике зависимости гидростатического давления от высоты столба жидкости интерполируют до пересечения между собой, и для последующих действий полученный интерполированный график принимают адекватным тому, какой был бы получен при полном расслоении жидкости на нефть и воду.
Плотность воды: 
Плотность нефти: 
Массовая обводненность: 
Объемное содержание воды: 
или: 
В случае получения на графиках зависимости гидростатического давления жидкости от высоты столба жидкости или от времени, если истечение равномерное, только одного линейного отрезка, - жидкость считают однородной.
В случае, когда слив происходит при открытом запорном клапане 6, формула дебита скважины по газу приобретает вид:
Дебит скважины по нефти: 
Дебит скважины по воде: 
В период, когда запорный клапан 6 закрыт и происходит отстой продукции скважины в резервуаре 4 уровнемера 3, измерение дебита по жидкости производят, применяя следующую формулу:
Предлагаемый способ за счет обеспечения прямых измерений учитывает влияние всех факторов (температура, давление и пр.) на плотности компонентов скважинной жидкости (нефти и воды), но особенно важен учет влияния растворенного газа, который очень сложно осуществить практически, поэтому этот способ позволяет достаточно просто, но эффективно повысить точность определения обводненности скважинной жидкости.
Библиографические данные:
1. А.с. №1437495, Е21В 47/10, 1988, Бюл.№42.
2. RU Патент на изобретение №2220282, Е21В 47/10 (прототип).
Claims (5)
1. Способ определения обводненности жидкости в продукции нефтяных скважин, заключающийся в том, что частично отсепарированную продукцию скважины, содержащуюся в вертикальном цилиндрическом сосуде, выдерживают до состояния полного отсутствия пузырькового газа и оседания пены, измеряют высоту столба жидкости, гидростатическое давление, на основе полученных данных производят расчет плотности жидкости и, используя значения плотностей воды и нефти, содержащихся в продукции скважины, определяют ее массовую обводненность, отличающийся тем, что жидкость, содержащуюся в вертикальном цилиндрическом сосуде, например в резервуаре уровнемера, доводят, например, отстоем, обработкой химреагентами и нагревом до состояния, по крайней мере, неполного расслоения на нефть и воду, а затем в процессе опорожнения этого сосуда производят непрерывные измерения гидростатического давления и высоты столба жидкости и по характеру зависимости гидростатического давления от высоты столба жидкости судят о плотностях воды и нефти в составе жидкости и ее объемной обводненности или, если истечение равномерное, то по характеру зависимости гидростатического давления от времени судят об объемной обводненности жидкости.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что для вычисления плотностей воды и нефти в составе жидкости строят график зависимости гидростатического давления от высоты столба жидкости при ее сливе из вертикального цилиндрического сосуда, потом на этом графике выявляют верхний и нижний линейные отрезки, в пределах которых вычисляют плотности соответственно воды и нефти, причем плотность воды вычисляют в пределах верхнего линейного отрезка графика зависимости гидростатического давления от высоты столба жидкости путем соотнесения разности гидростатических давлений в двух максимально удаленных между собой точках и соответствующей этой разности части высоты столба жидкости, а плотность нефти вычисляют в пределах нижнего линейного отрезка графика зависимости гидростатического давления от высоты столба жидкости путем соотнесения гидростатического давления в любой точке нижнего линейного отрезка и соответствующей этому гидростатическому давлению высоты столба жидкости, при этом в случае неполного расслоения жидкости на нефть и воду выявленные верхний и нижний линейные отрезки на графике зависимости гидростатического давления от высоты столба жидкости интерполируют до пересечения между собой и для последующих действий полученный интерполированный график принимают адекватным тому, какой был бы получен при полном расслоении жидкости на нефть и воду.
3. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что объемную обводненность жидкости определяют по расположению точки соединения верхнего и нижнего линейных отрезков, содержащихся в графике зависимости гидростатического давления от высоты столба жидкости, или точки пересечения интерполированных продолжений верхнего и нижнего линейных отрезков в случае неполного расслоения жидкости на нефть и воду как соотношение высоты столба жидкости, соответствующей верхнему линейному отрезку графика к полной высоте столба жидкости.
4. Способ по п.1, отличающийся тем, что для вычисления объемной обводненности жидкости, если истечение равномерное, строят график зависимости гидростатического давления жидкости от времени, потом на этом графике выявляют верхний и нижний линейные отрезки, при этом объемную обводненность жидкости определяют по расположению точки соединения верхнего и нижнего линейных отрезков, содержащихся в графике, как соотношение интервала времени, соответствующего верхнему линейному отрезку графика к полному времени истечения жидкости из вертикального цилиндрического сосуда, причем в случае неполного расслоения жидкости на нефть и воду выявленные верхний и нижний линейные отрезки на графике зависимости гидростатического давления от времени интерполируют до пересечения между собой и для последующих действий полученный интерполированный график принимают адекватным тому, какой был бы получен при полном расслоении жидкости на нефть и воду.
5. Способ по любому из пп.1-4, отличающийся тем, что в случае получения на графиках зависимости гидростатического давления жидкости от высоты столба жидкости или от времени, если истечение равномерное, только одного линейного отрезка, - жидкость считают однородной.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2006133778/03A RU2340772C2 (ru) | 2006-09-21 | 2006-09-21 | Способ определения обводненности продукции нефтяных скважин "охн+" |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2006133778/03A RU2340772C2 (ru) | 2006-09-21 | 2006-09-21 | Способ определения обводненности продукции нефтяных скважин "охн+" |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2006133778A RU2006133778A (ru) | 2008-03-27 |
| RU2340772C2 true RU2340772C2 (ru) | 2008-12-10 |
Family
ID=40194550
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2006133778/03A RU2340772C2 (ru) | 2006-09-21 | 2006-09-21 | Способ определения обводненности продукции нефтяных скважин "охн+" |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2340772C2 (ru) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2519236C1 (ru) * | 2013-01-10 | 2014-06-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Нефтесервисные технологии" | Способ для определения параметров нефтегазоводяного потока |
| RU2610941C1 (ru) * | 2015-12-02 | 2017-02-17 | Ильдар Зафирович Денисламов | Способ оценки обводненности продукции нефтедобывающей скважины |
| RU2700738C1 (ru) * | 2018-02-21 | 2019-09-19 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ повышения достоверности контроля обводненности продукции нефтедобывающих скважин, оборудованных штанговыми глубинными насосами |
| RU2795509C2 (ru) * | 2021-02-12 | 2023-05-04 | Акционерное Общество "Озна-Измерительные Системы" | Способ повышения надёжности результатов циклического определения обводнённости добываемой нефти |
-
2006
- 2006-09-21 RU RU2006133778/03A patent/RU2340772C2/ru active
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2519236C1 (ru) * | 2013-01-10 | 2014-06-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Нефтесервисные технологии" | Способ для определения параметров нефтегазоводяного потока |
| RU2610941C1 (ru) * | 2015-12-02 | 2017-02-17 | Ильдар Зафирович Денисламов | Способ оценки обводненности продукции нефтедобывающей скважины |
| RU2700738C1 (ru) * | 2018-02-21 | 2019-09-19 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ повышения достоверности контроля обводненности продукции нефтедобывающих скважин, оборудованных штанговыми глубинными насосами |
| RU2795509C2 (ru) * | 2021-02-12 | 2023-05-04 | Акционерное Общество "Озна-Измерительные Системы" | Способ повышения надёжности результатов циклического определения обводнённости добываемой нефти |
| RU2807959C1 (ru) * | 2023-10-05 | 2023-11-21 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д.Шашина | Способ определения обводненности продукции нефтяных скважин |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2006133778A (ru) | 2008-03-27 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2299322C1 (ru) | Способ измерения дебита продукции нефтяных скважин в системах герметизированного сбора | |
| RU2396427C2 (ru) | Способ определения обводненности продукции нефтяных скважин "охн++" | |
| CN201378135Y (zh) | 液体和在线流体密度的测量装置 | |
| RU2340772C2 (ru) | Способ определения обводненности продукции нефтяных скважин "охн+" | |
| RU2386811C1 (ru) | Адаптивный способ определения остаточного (свободного) газосодержания на групповых замерных установках | |
| RU2299321C2 (ru) | Способ измерения дебита продукции нефтяных скважин в системах герметизированного сбора и устройство для его осуществления "мера-охн" | |
| RU2520251C1 (ru) | Способ определения обводненности продукции нефтедобывающей скважины | |
| RU2220282C1 (ru) | Способ измерения дебита продукции нефтяных скважин в системах герметизированного сбора и устройство для его осуществления | |
| CN208383646U (zh) | 一种溶液密度在线检测装置 | |
| RU2733954C1 (ru) | Способ измерения продукции нефтяной скважины | |
| RU168317U1 (ru) | Установка для измерения продукции нефтяной скважины | |
| RU66420U1 (ru) | Влагомер жидкости продукции нефтяных скважин "охно" | |
| RU2131027C1 (ru) | Устройство для измерения дебита нефтяных скважин | |
| CN109915126B (zh) | 含油岩石的渗吸采出程度的测定方法和渗吸试验装置 | |
| RU2057922C1 (ru) | Установка для измерения продукции скважин | |
| RU2695909C1 (ru) | Способ определения обводненности продукции нефтедобывающей скважины | |
| CN207278249U (zh) | 一种快捷油水计量装置 | |
| RU72507U1 (ru) | Устройство для измерения дебита продукции нефтяных скважин в системах герметизированного сбора "мера охн+" | |
| RU2002116614A (ru) | Способ измерения дебита продукции нефтяных скважин в системах герметизированного сбора и устройство для его осуществления | |
| RU2807959C1 (ru) | Способ определения обводненности продукции нефтяных скважин | |
| RU2253099C1 (ru) | Способ и устройство для измерения концентрации воды в водонефтегазовой смеси | |
| RU2355884C1 (ru) | Способ измерения дебита продукции нефтяных скважин и устройство для его осуществления | |
| RU72722U1 (ru) | Устройство для измерения дебита продукции нефтяных скважин "спутник-силовой массомер" ("спутник-см") | |
| RU2634081C2 (ru) | Устройство для измерения параметров газожидкостной смеси, добываемой из нефтяных скважин | |
| CN109900590A (zh) | 一种测量气液两相流管道持液率的方法 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PD4A | Correction of name of patent owner |