RU2346154C1 - Down-hole flow meter - Google Patents
Down-hole flow meter Download PDFInfo
- Publication number
- RU2346154C1 RU2346154C1 RU2007117437/03A RU2007117437A RU2346154C1 RU 2346154 C1 RU2346154 C1 RU 2346154C1 RU 2007117437/03 A RU2007117437/03 A RU 2007117437/03A RU 2007117437 A RU2007117437 A RU 2007117437A RU 2346154 C1 RU2346154 C1 RU 2346154C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- flow
- casing
- housing
- electric signal
- groove
- Prior art date
Links
Landscapes
- Measuring Volume Flow (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к устройствам измерения объемного расхода текучих сред в стволах скважин, в том числе и при гидродинамических исследованиях.The invention relates to devices for measuring the volumetric flow rate of fluids in wellbores, including during hydrodynamic studies.
Известны скважинные расходомеры тахометрического типа [1], к которым относятся в первую очередь турбинные и шариковые расходомеры.Well-known flow meters of the tachometric type [1], which primarily include turbine and ball flow meters.
Чувствительным элементом турбинного расходомера является аксиальная (осевая) турбинка с лопастями, расположенными под углом к направлению потока жидкости, и свободно вращающаяся на подшипниках. Скорость вращения турбинки прямо пропорциональна (в общем случае) скорости потока измеряемой среды и, следовательно, расходу проходящей жидкости, а число оборотов ее за определенный период - объему жидкости, прошедшей за этот период.The sensitive element of the turbine flowmeter is an axial (axial) turbine with blades located at an angle to the direction of fluid flow, and freely rotating on bearings. The speed of rotation of the turbine is directly proportional (in the general case) to the flow rate of the medium being measured and, consequently, to the flow rate of the passing fluid, and its number of revolutions for a certain period to the volume of fluid that has passed over this period.
Главный недостаток первичных преобразователей турбинных расходомеров состоит в том, что турбинки преобразователей перекрывают проходное сечение трубопровода, вследствие чего тяжело воспринимают гидравлические удары, которые в свою очередь ускоряют разрушение лопаток турбинок и износ подшипников. Кроме того, лопатки турбинок, являясь преградой движущемуся потоку, могут забиваться инородными телами, что также сказывается на надежности турбинок, вплоть до их заклинивания или разрушения.The main disadvantage of the primary transducers of turbine flow meters is that the turbines of the transducers block the bore of the pipeline, as a result of which hydraulic shocks are difficult to perceive, which in turn accelerate the destruction of the turbine blades and the wear of bearings. In addition, the turbine blades, being an obstacle to the moving flow, can become clogged by foreign bodies, which also affects the reliability of the turbines, up to their jamming or destruction.
Подвижным элементом шарикового расходомера является шарик, который вращается под действием закручиваемого специальным образом потока измеряемой среды. Частота вращения шарика прямо пропорциональная расходу, преобразуется в информационный электрический сигнал с помощью различных преобразователей сигналов (индукционные, индуктивные, магнитоуправляемые и т.п.).A movable element of a ball flow meter is a ball that rotates under the action of a specially-twisted flow of the measured medium. The ball rotation frequency is directly proportional to the flow rate, it is converted into an informational electric signal using various signal converters (induction, inductive, magnetically controlled, etc.).
Шариковые расходомеры [2, 3, 4, …, 5] свободны от вышеперечисленных недостатков, присущих турбинным расходомерам, и полностью удовлетворяют критериям: повышенной надежности (наработка на отказ) и максимальной простоты съема и обработки информационного электрического сигнала, пропорционального расходу измеряемой среды.Ball flow meters [2, 3, 4, ..., 5] are free from the above disadvantages inherent in turbine flow meters and fully satisfy the criteria of increased reliability (MTBF) and the maximum ease of taking and processing an electrical information signal proportional to the flow rate of the medium being measured.
Эти расходомеры работоспособны в течение длительной непрерывной эксплуатации, однако в малой степени адаптированы к условиям работы в скважинных условиях и требуют для этого существенной доработки как отдельных узлов и элементов, так и всего объекта в целом.These flowmeters are operable during long-term continuous operation, however, they are slightly adapted to working conditions in downhole conditions and require substantial refinement of both individual units and elements, and the entire facility as a whole.
Наиболее близким и наиболее адаптируемым, по нашему мнению, к скважинным условиям по своей конструкции для решения вышеназванных задач является шариковый расходомер [6], который конструктивно встраивается в насосно-компрессорные трубы (НКТ) и измеряет расход пластовой воды на выходе центробежных насосов. Расходомер содержит составной проточный корпус с центральным осевым и кольцевым коаксиальным измерительными каналами, причем на входе измерительного канала установлен вращатель потока с радиальными косыми лопатками, расположенными под углом к набегающему потоку воды, на выходе этого канала установлен выпрямитель потока с радиальными косыми лопатками, между вращателем и выпрямителем потока выполнена торообразная кольцевая канавка, в которой с возможностью качения по ее поверхности размешен шар, а также узел контроля за круговыми движениями шара по этой кольцевой канавке. Корпус выполнен, как минимум, из двух частей, наружная из которых содержит посадочное седло под вставную, с возможностью установки и съема, центральную часть корпуса, в теле наружной части корпуса размещен фиксатор взаимно-сопряженного состояния обеих частей, вращатель и выпрямитель потока жестко закреплены на вставной части корпуса, а кольцевая канавка выполнена в теле наружной части непосредственно над посадочным седлом, при этом геометрическая образующая поверхности кольцевой канавки является половиной дуги окружности с концами этой дуги, лежащими на прямой, не параллельной оси корпуса и пересекающейся с этой осью за выпрямителем потока.The closest and most adaptable, in our opinion, to the well conditions by design for solving the above problems is a ball flow meter [6], which is structurally integrated into tubing and tubing and measures the flow rate of formation water at the outlet of centrifugal pumps. The flow meter contains a composite flow housing with a central axial and annular coaxial measuring channels, and a flow rotator with radial oblique vanes located at an angle to the incoming water flow is installed at the input of the measuring channel, a flow rectifier with radial oblique vanes is installed at the outlet of this channel, between the rotator and a toroidal annular groove is made in the flow straightener, in which a ball is placed with the possibility of rolling along its surface, as well as a control unit for circular motions by holding the ball along this circumferential groove. The housing is made of at least two parts, the outer of which contains a seat seat under the insert, with the possibility of installation and removal, the central part of the housing, in the body of the outer part of the housing there is a latch for the mutually conjugate state of both parts, the rotator and flow rectifier are rigidly fixed to the insert part of the housing, and the annular groove is made in the body of the outer part directly above the landing saddle, while the geometric generatrix of the surface of the annular groove is half the arc of a circle with ends et second arc lying on the line, not parallel to the axis of the housing and intersecting this axis of the flow straightener.
Такой вариант расходомера адаптирован к работе в скважинных условиях, но в виду его стационарности (конструктивной) не может быть использован, например, для гидродинамических исследований действующей скважины, включая нефтеотдачу пласта, притоки и поглощения с одновременным спуском или подъемом скважинного расходомера, одним словом, проведения всего комплекса работ нефтепромысловой геофизики методами расходометрии (потокометрии).This type of flowmeter is adapted to work in downhole conditions, but in view of its stationarity (constructive) it cannot be used, for example, for hydrodynamic studies of an existing well, including oil recovery, inflows and absorption with simultaneous descent or rise of a downhole flowmeter, in a word, the whole range of oilfield geophysics work using flow measurement (flowmetry) methods.
Таким образом, и этот известный расходомер, выбранный в качестве прототипа, имеет конструктивные и функциональные недостатки: невозможность его использования без существенной доработки для исследования скважин, невосприимчивость к изменяющемуся направлению потока измеряемой среды.Thus, this well-known flowmeter, selected as a prototype, has structural and functional drawbacks: the impossibility of its use without significant refinement for well research, and immunity to the changing direction of flow of the measured medium.
Требуемый технический результат обеспечивается тем, что в глубинном скважинном расходомере, содержащем согласно прототипу проточный цилиндрический кожух, полый направляющий аппарат (вращатель потока) кольцеобразной формы с радиальными, относительно измерительного канала, лопатками криволинейного профиля в сечении, шарообразное тело качения из магнитного материала, размещенное в канавке для обеспечения его движения по штатной кольцевой траектории под воздействием вращающегося потока измеряемой среды, узел формирования и съема электрического сигнала, дополнительно введены два полых цилиндрических кронштейна, смонтированных на внешних полумуфтах магнитных муфт, два центратора-пакера (верхний и нижний), выполненных из пружинных пластин и диафрагм, причем концы пластин верхнего центратора-пакера закреплены на верхнем кронштейне, а другие - на верхней части кожуха, а нижний центратор-пакер закреплен на нижнем кронштейне и нижней части кожуха, сборный цилиндрический корпус с внутренней полостью, коаксиально размещенный в кожухе, причем верхняя часть корпуса снабжена герметичным кабельным вводом и кабельным наконечником с цанговым зажимом, две соединенные с корпусом опоры с сальниковыми уплотнениями, полый направляющий аппарат (вращатель потока), конструктивно расположенный между опорами, выполненный реверсивным относительно направления течения измеряемой среды, жестко закрепленный соосно с корпусом с размещенными в его внутренней полости вторым узлом съема информационного электрического сигнала и платами микроконтроллера, соединенным электрически с наземным блоком кабельной связью, а по информационным входам - с двумя узлами формирования и съема информационного электрического сигнала, герметично размещенными в полости корпуса и ориентированными напротив канавки, выполненной из двух симметричных деталей, образующих при их соединении седлообразные поверхности S1 и S2, причем узлы съема (первый и второй) смещены в плоскости канавки на угол α, позволяющий идентифицировать направление вращения шарообразного тела качения в зависимости от направления течения измеряемой жидкости, два электропривода, электрически подключенные к плате микроконтроллера, выходные валы которых нагружены на внутренние полумуфты магнитных муфт.The required technical result is ensured by the fact that in the deep borehole flowmeter containing, according to the prototype, a flowing cylindrical casing, a hollow guiding device (flow rotator) of an annular shape with radial, relative to the measuring channel, curved profile vanes in cross section, a spherical rolling body made of magnetic material placed in groove to ensure its movement along a standard annular trajectory under the influence of a rotating flow of the measured medium, the unit for forming and removing electric tric signal, two hollow cylindrical brackets are mounted, mounted on external half-couplings of magnetic couplings, two centralizer-packers (upper and lower) made of spring plates and diaphragms, the ends of the plates of the upper centralizer-packer mounted on the upper bracket, and the others on the upper part of the casing, and the lower centralizer-packer is mounted on the lower bracket and the lower part of the casing, a prefabricated cylindrical body with an internal cavity, coaxially placed in the casing, and the upper part of the casing is provided a sealed cable entry and a cable lug with a collet clamp, two supports connected to the housing with stuffing box seals, a hollow guiding device (flow rotator), structurally located between the supports, made reversible relative to the direction of the measured medium flow, rigidly fixed coaxially with the housing placed in its internal cavity by the second node of the information electrical signal pick-up and microcontroller boards, electrically connected to the ground unit by cable, and according to the information to the input inputs - with two nodes of the formation and removal of the information electric signal, hermetically placed in the cavity of the housing and oriented opposite the groove made of two symmetrical parts, forming saddle-shaped surfaces S 1 and S 2 when connected, and the removal nodes (first and second) are offset in the groove plane at an angle α, which allows to identify the direction of rotation of the spherical rolling body depending on the direction of flow of the measured fluid, two electric drives electrically connected to a microcontroller lattice, the output shafts of which are loaded on the internal coupling halves of magnetic couplings.
Требуемый технический результат обеспечен наличием в совокупности существенных признаков (характеризующих предлагаемую конструкцию глубинного скважинного расходомера) вышеуказанных отличительных признаков при несомненной применимости в промышленности, что предполагает соответствие заявляемого объекта критериям «изобретения».The required technical result is ensured by the presence of a combination of essential features (characterizing the proposed design of the downhole flowmeter) of the above distinguishing features with undoubted applicability in industry, which implies the compliance of the claimed object with the criteria of "invention".
На чертеже изображен глубинный скважинный расходомер, который содержит проточный цилиндрический кожух 1; полый направляющий аппарат (вращатель потока) 2 кольцеобразной формы с радиальными, относительно измерительного канала, лопатками криволинейного профиля в сечении; шарообразное тело качения 3 из магнитного материала, размещенное в канавке 4 для обеспечения его движения по штатной кольцевой траектории под воздействием вращающегося потока измеряемой среды; узел 5 формирования и съема электрического сигнала; два полых цилиндрических кронштейна 6, смонтированных на внешних полумуфтах магнитных муфт 7, два центратора-пакера 8 (верхний и нижний), выполненных из пружинных пластин 9 и диафрагм 10, причем концы пластин верхнего центратора-пакера закреплены на верхнем кронштейне, а другие - на верхней части кожуха, а нижний центратор-пакер закреплен на нижнем кронштейне и нижней части кожуха, сборный цилиндрический корпус 11 с внутренней полостью 12, коаксиально размещенный в кожухе, причем верхняя часть корпуса снабжена герметичным кабельным вводом 13 и кабельным наконечником 14 с цанговым зажимом, две соединенные с корпусом опоры 15 с сальниковыми уплотнениями 16, полый направляющий аппарат (вращатель потока), конструктивно расположенный между опорами, выполненный реверсивным относительно направления течения измеряемой среды, жестко закрепленный соосно с корпусом с размещенными в его внутренней полости вторым узлом 17 съема информационного электрического сигнала и платами микроконтроллера 18, соединенным электрически с наземным блоком кабельной связью, а по информационным входам - с двумя узлами формирования и съема информационного электрического сигнала, герметично размещенными в полости корпуса и ориентированными напротив канавки, выполненной из двух симметричных деталей, образующих при их соединении седлообразные поверхности S1 и S2, причем узлы съема (первый и второй) смещены в плоскости канавки на угол α, позволяющий идентифицировать направление вращения шарообразного тела качения в зависимости от направления течения измеряемой жидкости, два электропривода 19, электрически подключенных к плате микроконтроллера, выходные валы 20 которых нагружены на внутренние полумуфты магнитных муфт.The drawing shows a deep borehole flow meter, which contains a flowing cylindrical casing 1; a hollow guiding device (flow rotator) 2 of an annular shape with radial, relative to the measuring channel, curved profile vanes in cross section; a spherical rolling body 3 of magnetic material placed in the groove 4 to ensure its movement along a regular annular path under the influence of a rotating flow of the measured medium; node 5 of the formation and removal of the electrical signal; two hollow cylindrical brackets 6 mounted on the outer half couplings of the magnetic couplings 7, two centralizer-packers 8 (upper and lower) made of spring plates 9 and diaphragms 10, the ends of the plates of the upper centralizer-packer mounted on the upper bracket, and the others on the upper part of the casing, and the lower centralizer-packer is mounted on the lower bracket and the lower part of the casing, a prefabricated cylindrical body 11 with an internal cavity 12, coaxially placed in the casing, and the upper part of the casing is equipped with a sealed cable entry 13 and with an abel tip 14 with a collet clamp, two supports 15 connected to the housing with gland seals 16, a hollow guiding device (flow rotator) structurally located between the supports, made reversible relative to the direction of the measured medium flow, rigidly fixed coaxially with the housing placed in its internal cavity the second node 17 of the removal of the information electric signal and the boards of the microcontroller 18, which is electrically connected to the ground unit by cable, and through the information inputs - with two I sites of formation and removal of the information of the electric signal, hermetically housed in the housing cavity and oriented opposite the groove formed from two symmetrical parts forming when connecting saddle-shaped surfaces S 1 and S 2, wherein the removal units (first and second) shifted in the groove plane angle α, which allows to identify the direction of rotation of the spherical rolling body depending on the direction of flow of the measured fluid, two electric drives 19, electrically connected to the microcontroller board , output shafts 20 of which are loaded on the inner coupling halves of the magnetic couplings.
Работа глубинного скважинного расходомера в скважине происходит в двух режимах:The operation of a downhole flowmeter in a well occurs in two modes:
1. режим статических измерений (при неподвижном приборе), при котором измерение расхода осуществляется «в точке» на определенной глубине;1. The mode of static measurements (when the instrument is stationary), in which the flow measurement is carried out "at a point" at a certain depth;
2. режим динамических измерений (при подвижном приборе), при котором измерение расхода осуществляется с одновременным перемещением (спуск или подъем) прибора вниз или вверх.2. The mode of dynamic measurements (with a moving device), in which the flow measurement is carried out with the simultaneous movement (descent or ascent) of the device up or down.
Естественно, эта классификация режимов условна, поскольку в реальных условиях, при исследовании скважин, они могут совмещаться, то есть режимы могут переходить один в другой при проведении промысловых геофизических исследований для решения тех или иных конкретных задач.Naturally, this classification of regimes is conditional, because in real conditions, when exploring wells, they can be combined, that is, the regimes can go one into another when conducting field geophysical studies to solve particular problems.
1. Режим статических измерений. В данном режиме измерения могут производиться:1. The mode of static measurements. In this mode, measurements can be made:
- в насосно-компрессорных трубах для измерения расхода, например, пластовой воды или продукции скважины (водонефтяной смеси), а также закачиваемой воды в скважину при смене направления течения жидкости;- in tubing for measuring the flow rate, for example, produced water or well products (oil-water mixture), as well as injected water into the well when changing the direction of the fluid flow;
- в обсаженной колонне с установкой прибора, например, напротив перфорационных отверстий для измерения расхода продукции скважины с одновременным исследованием активности поведения пласта в зоне действия (по высоте) перфорационных отверстий с учетом двухстороннего действия направления течения измеряемой жидкости.- in a cased column with the installation of the device, for example, opposite the perforation holes for measuring the flow rate of the production of the well with a simultaneous study of the activity of the formation in the zone of action (height) of the perforations taking into account the two-sided action of the direction of flow of the measured fluid.
Принцип действия прибора заключается в следующем. Измеряемая среда (вода, водонефтяная смесь), отбираемая из пласта (снизу), поступает в НКТ и далее часть ее через полость нижнего кронштейна 6 в полость проточного цилиндрического кожуха 1. Поток, проходя по кольцевому зазору кожуха, закручивается направляющим аппаратом (вращателем потока) 2, идет по измерительному кольцевому каналу, увлекая шарообразное тело качения (шар) 3 в круговое движение по кольцевой траектории канавки 4, организованной двумя симметричными деталями (не пронумерованы), образующими при их соединении седлообразные поверхности S1 и S2. В данном случае, шар, прижимаясь под действием вращающегося потока к седлообразным поверхностям S1 и S2, будет совершать круговое движение, а при смене направления потока - вращаться в обратную сторону. Угловая скорость (частота вращения) шара является мерой расхода измеряемой жидкости. Частота вращения шара по кругу преобразуется в электрический частотный сигнал узлом 5 формирования и съема электрического сигнала. Частотный сигнал передается на информационный вход платы микроконтроллера 18 и далее по кабельной связи поступает в наземный блок (не показаны). Для определения направления течения измеряемой среды (снизу вверх или сверху вниз) устанавливается второй узел 17 формирования и съема электрического сигнала под углом α (не показан) относительно первого узла съема 5, причем угол α не должен быть равным 180°. При этом условии по временному сдвигу между сигналами от первого и второго узлов съема (опережение или отставание сигнала от первого узла съема относительно сигнала от второго узла съема) автоматически определяется направление вращения шара, а следовательно, и направление течения измеряемой среды.The principle of operation of the device is as follows. The measured medium (water, water-oil mixture), taken from the reservoir (bottom), enters the tubing and then part of it through the cavity of the lower bracket 6 into the cavity of the flowing cylindrical casing 1. The flow passing through the annular gap of the casing is twisted by a guiding device (flow rotator) 2, it goes along the measuring annular channel, dragging the spherical rolling body (ball) 3 into circular motion along the annular path of groove 4, organized by two symmetrical parts (not numbered), forming saddle-shaped over S 1 and S 2 . In this case, the ball, pressing under the action of a rotating flow to the saddle-shaped surfaces S 1 and S 2 , will make a circular motion, and when changing the direction of the flow, it will rotate in the opposite direction. The angular velocity (speed) of the ball is a measure of the flow rate of the measured fluid. The rotation frequency of the ball in a circle is converted into an electrical frequency signal by the node 5 of the formation and removal of the electrical signal. The frequency signal is transmitted to the information input of the microcontroller board 18 and then through cable communication enters the ground unit (not shown). To determine the direction of the flow of the measured medium (from bottom to top or top to bottom), a second node 17 for generating and acquiring an electrical signal at an angle α (not shown) relative to the first pickup unit 5 is installed, and the angle α should not be equal to 180 °. Under this condition, the direction of rotation of the ball and, consequently, the direction of flow of the medium being measured are automatically determined by the time shift between the signals from the first and second pickup nodes (advancing or lagging the signal from the first pickup unit relative to the signal from the second pickup unit).
При необходимости, например при малом расходе, имеется возможность весь поток жидкости, поступающий в НКТ, направить в полость проточного цилиндрического кожуха 1 и далее в направляющий аппарат 2, для чего с устья скважины по кабелю дается команда на микроконтроллер 18, который приводит в действие электроприводы 19, на валах 20 которых жестко укреплены внутренние магнитные полумуфты магнитных муфт 7. Внешние магнитные полумуфты магнитных муфт 7, жестко скрепленные с соответствующими кронштейнами, совершают поступательное движение (за счет магнитной связи) вдоль корпуса 11. На чертеже сложенное состояние центраторов-пакеров 8 и соответственно перемещенных магнитных муфт 7 и кронштейнов 6 (верхних и нижних) показано пунктирной линией.If necessary, for example, at a low flow rate, it is possible to direct the entire fluid flow into the tubing into the cavity of the flowing cylindrical casing 1 and then into the guiding apparatus 2, for which a command is given from the wellhead to the microcontroller 18, which drives the electric drives 19, on the shafts 20 of which the internal magnetic coupling halves of the magnetic couplings 7 are rigidly fixed. The external magnetic coupling halves of the magnetic couplings 7, rigidly attached to the corresponding brackets, perform translational motion (due to connection) along the housing 11. In the drawing, the folded state of the centralizers-packers 8 and, respectively, of the displaced magnetic couplings 7 and brackets 6 (upper and lower) is shown by a dashed line.
2. Режим динамических измерений2. Dynamic measurement mode
В данном режиме измерения расхода производятся в обсаженной скважине, в эксплуатационной колонне, в зоне действия перфорационных отверстий при непрерывном перемещении глубинного расходомера (вверх-вниз), при котором исследуется пласт с целью получения профиля поглощения пласта или профиля притока при достаточно протяженной глубине (десятки метров) исследуемого пласта. Естественно, что скважинный расходомер при этом должен быть спущен (то есть выйти из полости НКТ) на требуемую глубину, в зону действия перфорационных отверстий. При известной скорости спуска (подъема) прибора, а следовательно, известной линейной скорости измеряемого потока (определяется через соотношение расхода и площади проходного сечения обсаженной колонны), наземный блок определяет в зависимости от соотношения направления потока и направления перемещения прибора разность или сумму их линейных скоростей. А по резкому изменению разницы скоростей судят о наличии поглощения или притока в пласте на данной глубине. Для детального исследования профиля поглощения (притока) пласта производят измерения «в точке», то есть при неподвижном приборе, с дальнейшим его опусканием (подъемом) и остановкой. Наличие поглощения (притока) можно подтвердить изменяющимся при этом направлением вращения шара, о чем говорилось выше. Естественно, что при проведении всех этих операций центраторы-пакеры должны быть в раскрытом состоянии. Наличие в расходомере реверсивного завихрителя и второго узла съема информационного сигнала значительно расширяет его функциональные возможности, что является особенностью заявляемой конструкции.In this mode, flow measurements are made in a cased hole, in a production casing, in the area of perforation holes during continuous movement of a deep flow meter (up and down), in which the formation is examined in order to obtain a formation absorption profile or flow profile at a sufficiently long depth (tens of meters ) of the studied formation. Naturally, the downhole flowmeter must be lowered (i.e., exit the tubing cavity) to the required depth, in the area of perforation holes. With a known speed of descent (rise) of the device, and therefore, a known linear velocity of the measured flow (determined through the ratio of flow rate and flow area of the cased column), the ground unit determines the difference or the sum of their linear speeds depending on the ratio of the flow direction and the direction of movement of the device. And by a sharp change in the speed difference, one judges the presence of absorption or inflow in the reservoir at a given depth. For a detailed study of the absorption profile (inflow) of the formation, measurements are made "at a point", that is, when the device is stationary, with its further lowering (lifting) and stopping. The presence of absorption (inflow) can be confirmed by changing the direction of rotation of the ball, as mentioned above. Naturally, during all these operations, centralizers-packers should be in the open state. The presence in the flow meter of a reversing swirler and a second node for picking up an information signal significantly expands its functionality, which is a feature of the claimed design.
Таким образом, с учетом вышеизложенного, заявляемый объект подлежит охране как объект промышленной собственности с выдачей заявителю соответствующего охранного документа.Thus, in view of the foregoing, the claimed object is subject to protection as an industrial property object with the issuance of the relevant security document to the applicant.
Источники информацииInformation sources
1. Абрамов Г.С., Барычев А.В., Зимин М.И. Практическая расходометрия в промышленности. М., ОАО «ВНИИОЭНГ», 2000. - С.104-109.1. Abramov G.S., Barychev A.V., Zimin M.I. Practical flow measurement in industry. M., JSC "VNIIOENG", 2000. - P.104-109.
2. СССР, а.с. 320713, G01F 1/00, 1971.2. USSR, A.S. 320713, G01F 1/00, 1971.
3. СССР, а.с. 435458, G01F 1/00, 1974.3. USSR, A.S. 435458, G01F 1/00, 1974.
4. СССР, а.с. 518630, G01F 1/05, 1976.4. USSR, A.S. 518630, G01F 1/05, 1976.
5. СССР, а.с. 720295, G01F 1/075, 1980.5. USSR, A.S. 720295, G01F 1/075, 1980.
6. РФ, патент 2278969, Е21В 47/10, G01F 1/06, 2004, прототип.6. RF, patent 2278969, ЕВВ 47/10, G01F 1/06, 2004, prototype.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2007117437/03A RU2346154C1 (en) | 2007-05-10 | 2007-05-10 | Down-hole flow meter |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2007117437/03A RU2346154C1 (en) | 2007-05-10 | 2007-05-10 | Down-hole flow meter |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2007117437A RU2007117437A (en) | 2008-11-20 |
| RU2346154C1 true RU2346154C1 (en) | 2009-02-10 |
Family
ID=40240915
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2007117437/03A RU2346154C1 (en) | 2007-05-10 | 2007-05-10 | Down-hole flow meter |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2346154C1 (en) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2014084759A1 (en) * | 2012-11-28 | 2014-06-05 | Закрытое Акционерное Общество "Новомет-Пермь" (Зао "Новомет-Пермь") | Velocity flow meter (variants) |
| RU2585298C1 (en) * | 2015-04-06 | 2016-05-27 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Башкирский государственный университет" | Method of determining phase flow in oil producing wells |
| RU214738U1 (en) * | 2022-08-19 | 2022-11-11 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Башкирский государственный университет" | DEVICE FOR DETERMINING FLUID FLOW RATE IN A WELL |
-
2007
- 2007-05-10 RU RU2007117437/03A patent/RU2346154C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2014084759A1 (en) * | 2012-11-28 | 2014-06-05 | Закрытое Акционерное Общество "Новомет-Пермь" (Зао "Новомет-Пермь") | Velocity flow meter (variants) |
| RU2524916C2 (en) * | 2012-11-28 | 2014-08-10 | Закрытое Акционерное Общество "Новомет-Пермь" | Tachometric flow meter (versions) |
| RU2585298C1 (en) * | 2015-04-06 | 2016-05-27 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Башкирский государственный университет" | Method of determining phase flow in oil producing wells |
| RU214738U1 (en) * | 2022-08-19 | 2022-11-11 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Башкирский государственный университет" | DEVICE FOR DETERMINING FLUID FLOW RATE IN A WELL |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2007117437A (en) | 2008-11-20 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EP1395734B1 (en) | Conductive fluid flow logging tool | |
| US10012072B2 (en) | Multi-phase flow meter and methods for use thereof | |
| US20190120048A1 (en) | Using fluidic devices to estimate water cut in production fluids | |
| EP3494278B1 (en) | Monitoring hydrocarbon fluid flow | |
| AU2014342687A1 (en) | Method and system for monitoring fluid flow in a conduit | |
| US8731848B2 (en) | Monitoring flow of single or multiple phase fluids | |
| US5831177A (en) | Fluid driven siren flowmeter | |
| US2333164A (en) | Fluid flow meter mechanism | |
| RU2346154C1 (en) | Down-hole flow meter | |
| EP3343184B1 (en) | Multiphase vortex flow meter | |
| RU66421U1 (en) | DEPTH WELL FLOW METER | |
| GB2469488A (en) | Tracer Logging Tool | |
| RU76681U1 (en) | WELL INSTRUMENT FOR MEASURING FLOW AND VISCOSITY | |
| US11603733B2 (en) | Wellbore flow monitoring using a partially dissolvable plug | |
| RU2379632C1 (en) | Method for measurement of liquid medium characteristics, namely volumetrical flow and viscosity, and device for its realisation | |
| RU2132946C1 (en) | Device for measuring radial inflows of liquid in operating oil wells | |
| Al-Arnaout et al. | Optimizing Production in Maximum Reservoir Contact Wells with Intelligent Completions and Optical Downhole Monitoring System | |
| Solbau et al. | The development and use of a high temperature downhole flowmeter for geothermal well logging | |
| Ouyang | Production And Injection Profiling? Challenges And New Opportunities | |
| Knudsen et al. | Flow-induced noise in fiber-optic 3C seismic sensors for permanent tubing-conveyed installations | |
| RU76975U1 (en) | DEPTH WELL FLOW METER | |
| Yulong | Well Logging Interpretation Method for Oil-Water Two Phase Flow |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20140511 |