RU108801U1 - DEVICE FOR MEASURING OIL WELL DEBIT - Google Patents
DEVICE FOR MEASURING OIL WELL DEBIT Download PDFInfo
- Publication number
- RU108801U1 RU108801U1 RU2011110472/03U RU2011110472U RU108801U1 RU 108801 U1 RU108801 U1 RU 108801U1 RU 2011110472/03 U RU2011110472/03 U RU 2011110472/03U RU 2011110472 U RU2011110472 U RU 2011110472U RU 108801 U1 RU108801 U1 RU 108801U1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- liquid
- pipe
- measuring
- well
- separator
- Prior art date
Links
Abstract
Устройство для измерения дебита нефтяных скважин, содержащее вертикальный мерный резервуар-сепаратор с боковым патрубком для подачи в него продукции скважины, с верхним патрубком для отведения выделяющегося попутного газа и нижним патрубком для слива жидкости, датчик температуры в мерном резервуаре-сепараторе, два датчика-сигнализатора уровня (жидкости) для ограничения снизу и сверху соответственно мерной калиброванной части (в единицах объема) резервуара-сепаратора по его высоте, один такой же, но промежуточный, размещенный между ними датчик-сигнализатор, один датчик давления для измерения избыточного или абсолютного давления в верхней полости мерного резервуара-сепаратора и два датчика дифференциального давления для измерения гидростатического давления на нижнем и верхнем уровнях его мерной калиброванной части, а также контроллер с многоканальным по количеству датчиков входом для введения в него электрических информационных сигналов этих датчиков и управляющим выходом, трубопровод подачи продукции, трубопровод отведения попутного газа и трубопровод слива жидкости, соответственно управляемый контроллером трехходовой кран (основной), входы которого соединены с трубопроводами отведения попутного газа и слива жидкости соответственно, а его выход через обратный клапан соединен с выкидным трубопроводом от скважины, расходомеры-счетчики газа и жидкости, преобразователи которых установлены соответственно в трубопроводах отведения попутного газа и слива жидкости, и влагомер, преобразователь которого установлен в трубопроводе слива жидкости, а информационные выходы расходомеров-счетчиков газа A device for measuring the flow rate of oil wells, containing a vertical metering tank separator with a side pipe for supplying well products to it, with an upper pipe for discharging associated gas and a lower pipe for draining fluid, a temperature sensor in the measuring tank separator, two signaling sensors level (liquid) to limit the bottom and top respectively measured calibrated part (in volume units) of the separator tank by its height, one is the same, but intermediate, located between it and a sensor-alarm device, one pressure sensor for measuring excess or absolute pressure in the upper cavity of the measured separator tank and two differential pressure sensors for measuring hydrostatic pressure at the lower and upper levels of its measured calibrated part, as well as a controller with an input multi-channel for the number of sensors for introducing into it the electrical information signals of these sensors and the control output, the product supply pipe, the associated gas discharge pipe, and the liquid drain pipe bones, respectively, controlled by the controller, a three-way valve (main), the inputs of which are connected to the associated gas discharge and fluid discharge pipelines, respectively, and its output through the check valve is connected to the discharge pipe from the well, gas and liquid flow meters, the transducers of which are installed respectively in the pipelines associated gas discharge and liquid discharge, and a hygrometer, the transducer of which is installed in the liquid discharge pipeline, and the information outputs of gas flow meters
Description
Полезная модель относится к нефтепромысловому оборудованию и может быть использована при измерении и контроле дебита скважин на объектах нефтедобычи.The utility model relates to oilfield equipment and can be used to measure and control the flow rate of wells at oil production facilities.
Для определения расходных параметров продукции нефтяных скважин (одиночных и групповых) применяются бессепарационные и сепарационные измерительные устройства [1]. Сепарационные устройства для измерения покомпонентного расхода (нефть+газ+вода) являются самыми распространенными в мире, и реализуются они по классическим схемам трехфазных или двухфазных измерителей дебита нефтяных скважин.To determine the flow rate parameters of the production of oil wells (single and group), non-separation and separation measuring devices are used [1]. Separating devices for measuring component flow rates (oil + gas + water) are the most common in the world, and they are implemented according to the classical schemes of three-phase or two-phase flow meters of oil wells.
Широкое распространение, особенно в последнее время, получили измерители покомпонентного расхода нефтяных скважин с вертикальным мерным резервуаром-сепаратором, использующие гидростатический метод определения массовых расходов продукции нефтяных скважин [2-5].Widespread, especially in recent times, have been obtained by measuring component-wise flow rates of oil wells with a vertical measuring tank-separator, using the hydrostatic method for determining the mass flow rates of oil production [2-5].
Известны устройства [6, 7] для измерения дебита нефтяных скважин, содержащие вертикальный цилиндрический сепаратор и использующие гидростатический метод измерения массовых расходов продукции нефтяных скважин.Known devices [6, 7] for measuring the flow rate of oil wells, containing a vertical cylindrical separator and using the hydrostatic method for measuring the mass flow rates of oil production.
Устройства измеряют дебиты скважины путем пересчета разности гидростатических давлений в местах установки верхнего и нижнего датчиков уровня в резервуаре-сепараторе с использованием заранее заданных констант (таких как плотность нефти, плотность пластовой воды, площадь поперечного сечения резервуара-сепаратора) и времени наполнения мерного калиброванного объема резервуара-сепаратора. Калиброванный мерный объем резервуара-сепаратора ограничен датчиками нижнего и верхнего уровней, а измерение и вычисление дебита по жидкости и газу обеспечивается микропроцессором по информационным сигналам датчиков при работе резервуара-сепаратора в режиме «наполнение-опорожнение».Devices measure well flow rates by recalculating the difference in hydrostatic pressures at the installation sites of the upper and lower level sensors in the separator tank using predetermined constants (such as oil density, formation water density, cross-sectional area of the separator tank) and the measured filling time of the calibrated tank volume -separator. The calibrated measured volume of the separator tank is limited by the lower and upper level sensors, and the measurement and calculation of the liquid and gas flow rate is provided by the microprocessor based on the information signals of the sensors when the separator tank is in the "filling-emptying" mode.
Общим для технических решений таких устройств для измерения дебита нефтяных скважин является импульсный режим измерения. При таком режиме образуются временные области, во время которых дебиты скважины не измеряются. Практика эксплуатации данных устройств на объектах нефтедобычи показывает, что перепад давлений в циклах «налив - слив», периодическая работа скважины, влияние настройки обратного клапана в устьевой обвязке скважинной арматуры - все это приводит к значительной погрешности измерения дебита нефтяных скважин. Данный недостаток устраняется путем монтажа в устройстве расходомеров-счетчиков по жидкости и по газу, при этом производится измерение и учет всей добываемой продукции скважины.Common to the technical solutions of such devices for measuring the flow rate of oil wells is a pulsed measurement mode. In this mode, temporary areas are formed during which well production rates are not measured. The practice of operating these devices at oil production facilities shows that the pressure drop in the “fill-drain” cycles, the periodic operation of the well, the influence of the check valve settings in the wellhead well piping, all this leads to a significant error in measuring the flow rate of oil wells. This drawback is eliminated by installing in the device flow meters-counters for liquid and gas, while measuring and accounting for all produced well products.
Известно устройство, близкое к заявляемому техническому решению, решение-прототип [8], для измерения дебита нефтяных скважин, содержащее вертикальный мерный резервуар-сепаратор с боковым патрубком для подачи в него продукции скважины, с верхним патрубком для отведения выделяющегося попутного газа и нижним патрубком для слива жидкости, датчик температуры в мерном резервуаре-сепараторе, два датчика-сигнализатора уровня (жидкости) для ограничения снизу и сверху соответственно мерной калиброванной части (в единицах объема) резервуара-сепаратора по его высоте, один такой же, но промежуточный, размещенный между ними, датчик-сигнализатор, два датчика давления для измерения давления в верхней полости мерного резервуара-сепаратора и для измерения давления на нижнем уровне его мерной калиброванной части, а также контроллер с многоканальным, по количеству датчиков, входом для введения в него электрических информационных сигналов этих датчиков и управляющим выходом, трубопровод подачи продукции, трубопровод отведения попутного газа и трубопровод слива жидкости, соответственно управляемый контроллером трехходовой кран, входы которого соединены с трубопроводами отведения попутного газа и слива жидкости соответственно, а его выход через обратный клапан соединен с выкидным трубопроводом от скважины, дополнительно снабжено расходомерами-счетчиками газа и жидкости, преобразователи которых установлены соответственно в трубопроводах отведения попутного газа и слива жидкости, и влагомером, преобразователь которого установлен в трубопроводе слива жидкости, а информационные выходы расходомеров-счетчиков газа и жидкости и влагомера подключены к многоканальному входу контроллера. Данное устройство изготавливается в мобильном варианте (размещено на транспортном шасси) и предназначено, преимущественно, для измерения дебита одиночных нефтяных скважин.A device is known that is close to the claimed technical solution, a prototype solution [8], for measuring the flow rate of oil wells, containing a vertical metering separator tank with a side pipe for supplying well products to it, with an upper pipe for the discharge of associated gas and a lower pipe for liquid discharge, temperature sensor in a measured tank-separator, two level sensor sensors (liquid) to limit the lower and top respectively measured calibrated part (in volume units) of the sep tank the height of the atom, one same, but intermediate, placed between them, a signaling device, two pressure sensors for measuring pressure in the upper cavity of a measured separator tank and for measuring pressure at the lower level of its measured calibrated part, as well as a controller with multi-channel , by the number of sensors, an input for introducing into it the electrical information signals of these sensors and a control output, a product supply pipe, a gas associated gas discharge pipe, and a liquid drain pipe, respectively a three-way valve controlled by the controller, the inputs of which are connected to the associated gas discharge and liquid discharge pipelines, respectively, and its outlet through the check valve is connected to the flow line from the well, is additionally equipped with gas and liquid flow meters, the converters of which are installed respectively in the associated gas discharge pipelines and liquid discharge, and a hygrometer, the transducer of which is installed in the liquid discharge pipeline, and the information outputs of the gas flow meters and meters fluids and moisture meters are connected to the multi-channel input of the controller. This device is manufactured in a mobile version (placed on a transport chassis) and is intended primarily for measuring the flow rate of single oil wells.
Устройство удобно в эксплуатации и вполне обеспечивает покомпонентное (жидкость, газ) измерение дебита нефтяных скважин, однако это устройство недостаточно адаптивно к условиям работы:The device is convenient in operation and fully provides component-wise (liquid, gas) measurement of oil production rates, however, this device is not adaptive enough to operating conditions:
1. в импульсном режиме измерения, при опорожнении мерного резервуара-сепаратора, расход жидкости по линии слива жидкости, в основном, обусловлен поступающим в резервуар-сепаратор дебитом газа, который вытесняет жидкость из резервуара-сепаратора в линию слива жидкости. При высоком дебите газа со скважины, возможны ситуации, при которых расход жидкости по линии слива жидкости превышает предел измерения расходомера-счетчика жидкости, и измерения расходомером-счетчиком становятся невозможны;1. in the pulse mode of measurement, when emptying the metering tank separator, the fluid flow through the liquid drain line is mainly due to the flow of gas entering the separator tank, which displaces the liquid from the separator tank to the liquid drain line. With a high flow rate of gas from the well, situations are possible in which the flow rate of the liquid along the drain line exceeds the measurement limit of the flow meter-liquid counter, and measurements by the flow meter-counter become impossible;
2. при высокой вязкости жидкости (эмульсии) во время опорожнения резервуара-сепаратора, в линии слива жидкости, где установлены расходомер-счетчик и влагомер, создаются относительно большие гидравлические потери, вследствие чего возрастает давление в резервуаре-сепараторе во время слива, что в свою очередь приводит к дополнительной погрешности измерения дебита жидкости методом гидростатического взвешивания;2. at high viscosity of the liquid (emulsion) during the emptying of the separator tank, relatively large hydraulic losses are created in the liquid discharge line where the flow meter and moisture meter are installed, as a result of which the pressure in the separator tank increases during discharge, which in turn the queue leads to an additional error in measuring fluid flow rate by hydrostatic weighing;
3. в настоящее время, на нефтепромыслах России, все большее применение находят станции управления электродвигателем центробежного насоса с защитой от срыва подачи насоса, путем изменения частоты питающего напряжения электродвигателя таким образом, что продукция скважины на дневную поверхность поступает порциями («газ» и «газ+жидкость»). Такие скважины можно рассматривать как периодические с малым временем простоя. Если скважина периодическая, то импульсный режим измерения на скважине имеет большие погрешности;3. At present, in the oil fields of Russia, centrifugal pump electric motor control stations with protection against pump cut-off are finding more and more use by changing the frequency of the electric motor supply voltage in such a way that the well production enters the portions in portions (“gas” and “gas” + liquid "). Such wells can be considered periodic with low downtime. If the well is periodic, then the pulse mode of measurement at the well has large errors;
4. в случае измерения дебитов нефтяных скважин с высокой обводненностью сырой нефти (нестойкие эмульсии) появляется дополнительная погрешность измерения плотности жидкости. Жидкость из резервуара-сепаратора через нижний патрубок поступает в камеру поплавкового уровнемера, в котором установлены датчики-сигнализаторы уровня. При условии расслоения нестойкой эмульсии в резервуаре-сепараторе соотношение компонентов «вода-нефть» в камере уровнемера не соответствует соотношению в резервуаре-сепараторе, что, естественно, приводит к дополнительной погрешности при измерении плотности жидкости.4. In the case of measuring the flow rates of oil wells with high water cut of crude oil (unstable emulsions), an additional error in measuring the density of the liquid appears. The liquid from the separator tank through the lower pipe enters the chamber of the float level meter, in which level sensors are installed. If the unstable emulsion is stratified in the separator tank, the water-oil component ratio in the level meter chamber does not correspond to the ratio in the separator tank, which, of course, leads to an additional error in the measurement of the liquid density.
Таким образом, цель заявляемого объекта (иначе - требуемый технический результат) заключается в расширении функциональных возможностей устройства для придания известному техническому решению более высоких потребительских свойств, а именно: оптимизация схемы устройства, при которой становятся возможны измерения на скважинах:Thus, the purpose of the claimed object (otherwise, the required technical result) is to expand the functionality of the device to give the well-known technical solution higher consumer properties, namely: optimization of the device scheme, in which measurements at the wells become possible:
- с высоким дебитом газа;- with a high gas rate;
- с высокой вязкостью жидкости;- with high fluid viscosity;
- с периодической системой подачи продукции;- with a periodic supply system;
- с высокой обводненностью сырой нефти.- with high water cut of crude oil.
Как показывают стендовые и промышленные испытания заявляемого устройства и опыт эксплуатации прототипа-устройства, поставленная цель (технический результат) достигается тем, что устройство для измерения дебита нефтяных скважин, содержащее вертикальный мерный резервуар-сепаратор с боковым патрубком для подачи в него продукции скважины, с верхним патрубком для отведения выделяющегося попутного газа и нижним патрубком для слива жидкости, датчик температуры в мерном резервуаре-сепараторе, два датчика-сигнализатора уровня (жидкости) для ограничения снизу и сверху соответственно мерной калиброванной части (в единицах объема) резервуара-сепаратора по его высоте, один такой же, но промежуточный, размещенный между ними, датчик-сигнализатор, один датчик давления для измерения избыточного или абсолютного давления в верхней полости мерного резервуара-сепаратора и два датчика дифференциального давления для измерения гидростатического давления на нижнем и верхнем уровнях его мерной калиброванной части, а также контроллер с многоканальным, по количеству датчиков, входом для введения в него электрических информационных сигналов этих датчиков и управляющим выходом, трубопровод подачи продукции, трубопровод отведения попутного газа и трубопровод слива жидкости, соответственно управляемый контроллером трехходовой кран (основной), входы которого соединены с трубопроводами отведения попутного газа и слива жидкости соответственно, а его выход через обратный клапан соединен с выкидным трубопроводом от скважины, расходомеры-счетчики газа и жидкости, преобразователи которых установлены соответственно в трубопроводах отведения попутного газа и слива жидкости и влагомер, преобразователь которого установлен в трубопроводе слива жидкости, а информационные выходы расходомеров-счетчиков газа и жидкости и влагомера подключены к многоканальному входу контроллера, дополнительно снабжено двумя запорно-регулирующими элементами, первый из которых установлен на первом дополнительном трубопроводе, соединяющим трубопровод отведения попутного газа и вход обратного клапана, а второй - на выкидном трубопроводе от скважины, соединяющим вход обратного клапан и выход трехходового крана (основного), и трехходовым краном, вход которого соединен трубопроводом слива жидкости с патрубком слива жидкости, а выходы его (трехходового крана) соединены с входом трехходового крана (основного), причем, первый выход соединен через второй дополнительный трубопровод, а второй выход соединен трубопроводом слива жидкости с установленными на нем преобразователями расходомера-счетчика жидкости и влагомера.As shown by bench and industrial tests of the inventive device and operating experience of the prototype device, the goal (technical result) is achieved by the fact that the device for measuring the flow rate of oil wells, containing a vertical metering tank separator with a side pipe for supplying well products with the upper a nozzle for the discharge of associated gas and a lower nozzle for draining the liquid, a temperature sensor in the measuring tank-separator, two level signal sensors (liquid) for restrictions from below and above, respectively, of the calibrated measured part (in volume units) of the separator tank by its height, one is the same, but intermediate, placed between them, an alarm device, one pressure sensor for measuring excess or absolute pressure in the upper cavity of the measuring tank - a separator and two differential pressure sensors for measuring hydrostatic pressure at the lower and upper levels of its measured calibrated part, as well as a controller with a multichannel, by the number of sensors, input for supplying electrical information signals of these sensors and a control output to it, a product supply pipeline, a gas discharge pipe and a liquid drain pipe, respectively, a three-way valve (main) controlled by a controller, whose inputs are connected to a gas pipe and a liquid drain pipe, respectively, and its output through a non-return valve connected to the flow line from the well, flow meters-gas and liquid meters, the converters of which are installed respectively in the pipe associated gas discharge and liquid discharge and a hygrometer, the transducer of which is installed in the liquid discharge pipeline, and the information outputs of the gas and liquid flow meters and meters are connected to the multi-channel input of the controller, it is additionally equipped with two shut-off and regulating elements, the first of which is installed on the first additional the pipeline connecting the associated gas discharge pipeline and the check valve inlet, and the second - on the flow line from the well connecting the check valve input n and the output of a three-way valve (main), and a three-way valve, the input of which is connected by a liquid drain pipe to a liquid drain pipe, and its outputs (three-way valve) are connected to the inlet of a three-way valve (main), and the first output is connected through a second additional pipeline, and the second outlet is connected by a liquid discharge pipe to the transducers of a liquid flow meter, a moisture meter and a moisture meter mounted thereon.
Требуемый технический результат обеспечен наличием в совокупности существенных признаков (характеризующих предлагаемую конструкцию устройства для измерения нефтяных скважин) вышеуказанных отличительных признаков, а необнаружение в общедоступных источниках патентной и технической информации эквивалентных технических решений с теми же свойствами при несомненной промышленной применимости предполагает соответствие заявляемого объекта критериям «полезной модели».The required technical result is ensured by the presence of the essential features (characterizing the proposed design of the device for measuring oil wells) of the above distinctive features, and the non-detection in patent sources of patent and technical information of equivalent technical solutions with the same properties with undoubted industrial applicability implies that the claimed object meets the criteria of “useful models. "
На фигуре приведена принципиальная схема устройства для измерения дебита нефтяных скважин.The figure shows a schematic diagram of a device for measuring the flow rate of oil wells.
Устройство (см. фигуру) состоит из вертикального мерного резервуара-сепаратора 1 с боковым патрубком 2 для подачи в него продукции скважины, с верхним патрубком 3 для отведения выделяющегося попутного газа и нижним патрубком 4 для слива жидкости. Содержит датчик температуры 5 в мерном резервуаре-сепараторе 1, датчики-сигнализаторы уровня (жидкости) 6 и 7 для ограничения снизу и сверху соответственно мерной калиброванной части (в единицах объема) резервуара-сепаратора 1 по его высоте Н, промежуточный датчик-сигнализатор уровня 8, датчик давления 9 для измерения избыточного или абсолютного давления в верхней полости мерного резервуара-сепаратора 1, заполненного газом, и два датчика дифференциального давления 10 и 11 для измерения гидростатического давления на нижнем и верхнем уровнях его мерной калиброванной части, а также контроллер 12 с многоканальным, по количеству датчиков, входом 13 для введения в него электрических информационных сигналов этих датчиков и управляющим выходом 14, трубопровод подачи продукции 15, трубопровод отведения попутного газа 16, трубопровод слива жидкости 17 и управляемый контроллером 12 трехходовой кран (основной) 18, вход «б» которого соединен с трубопроводом отведения попутного газа 16, вход «а» соединен с трубопроводом слива жидкости 17, а его выход «в» через обратный клапан 19 соединен с выкидным трубопроводом от скважины 20. Преобразователи расходомеров-счетчиков газа 21 и жидкости 22 установлены соответственно в трубопроводах отведения попутного газа 16 и слива жидкости 17, а преобразователь влагомера 23 установлен в трубопроводе слива жидкости 17. Информационные выходы расходомеров-счетчиков газа 21, жидкости 22 и влагомера 23 подключены к многоканальному входу 13 контроллера 12. Запорно-регулирующие элементы 24 и 25 установлены на трубопроводе 26, соединяющим трубопровод отведения попутного газа 16 и вход обратного клапана 19, и на выкидном трубопроводе от скважины 20, соединяющим вход обратного клапан 19 и выход трехходового крана (основного) 18. Вход «г» трехходового крана 27 соединен трубопроводом слива жидкости с патрубком слива жидкости 4, а выходы его (трехходового крана 27) соединены с входом трехходового крана (основного) 18, причем, первый выход «е» соединен через второй дополнительный трубопровод 28, а второй выход «д» соединен трубопроводом слива жидкости 17с установленными на нем преобразователями расходомера-счетчика жидкости 22 и влагомера 23.The device (see the figure) consists of a vertical measuring reservoir-separator 1 with a side pipe 2 for supplying well products to it, with an upper pipe 3 for exhausting associated gas and a lower pipe 4 for draining the liquid. It contains a temperature sensor 5 in the measured tank separator 1, level sensors (liquid) 6 and 7 to limit the lower and top respectively measured calibrated part (in volume units) of the tank separator 1 by its height H, an intermediate level sensor 8 , a pressure sensor 9 for measuring excess or absolute pressure in the upper cavity of a metering separator tank 1 filled with gas, and two differential pressure sensors 10 and 11 for measuring hydrostatic pressure at the lower and upper levels of its about the measured calibrated part, as well as the controller 12 with a multichannel, by the number of sensors, input 13 for introducing electric information signals of these sensors into it and a control output 14, product supply pipe 15, associated gas discharge pipe 16, liquid discharge pipe 17 and controlled by the controller 12 is a three-way valve (main) 18, the input "b" of which is connected to the associated gas discharge pipe 16, the input "a" is connected to the liquid discharge pipe 17, and its output "c" through the check valve 19 is connected to the discharge valve by piping from the well 20. Converters of gas flow meters 21 and liquid 22 are installed respectively in the associated gas discharge pipes 16 and liquid discharge 17, and the moisture meter transducer 23 is installed in the liquid discharge pipeline 17. Information outputs of gas flow meters 21, liquid 22 and moisture meter 23 are connected to the multi-channel input 13 of the controller 12. The shut-off and control elements 24 and 25 are installed on the pipe 26 connecting the associated gas discharge pipe 16 and the inlet of the non-return valve 19, and on the discharge valve the pipeline from the well 20 connecting the inlet of the non-return valve 19 and the outlet of the three-way valve (main) 18. The inlet “g” of the three-way valve 27 is connected by the liquid drain pipe to the liquid discharge pipe 4, and its outputs (three-way valve 27) are connected to the inlet of the three-way valve ( main) 18, moreover, the first outlet "e" is connected through a second additional pipeline 28, and the second outlet "e" is connected by a liquid discharge pipe 17c with transducers of a liquid flow meter-counter 22 and a moisture meter 23 mounted thereon.
Устройство для измерения дебита нефтяных скважин позволяет реализовать два режима измерения параметров скважины:A device for measuring the flow rate of oil wells allows you to implement two modes of measuring well parameters:
- импульсный;- pulse;
- проточный.- flowing.
При импульсном режиме измерения жидкость и газ из резервуара-сепаратора 1 в выкидной трубопровод от скважины 20 поступают через трехходовой кран 18 порциями, разнесенными во времени.In the pulsed measurement mode, liquid and gas from the separator tank 1 to the flow line from the well 20 enter through the three-way valve 18 in portions spaced in time.
Импульсный режим измерения может быть реализован в двух вариантах:The pulse measurement mode can be implemented in two versions:
- измерение массовых дебитов скважины (жидкости и нефти) методом гидростатического взвешивания и прямыми методами динамических измерений (расходомер-счетчик жидкости и влагомер);- measurement of mass flow rates of a well (liquid and oil) by hydrostatic weighing and direct methods of dynamic measurements (flow meter, liquid counter and moisture meter);
- измерение массовых дебитов скважины только методом гидростатического взвешивания.- measurement of mass production rates of a well only by hydrostatic weighing.
При измерении дебитов скважины в импульсном режиме запорно-регулирующий элемент 24 (это может быть как шаровой кран, так и вентильная или шиберная задвижка) находится в положении «закрыто», запорно-регулирующий элемент 25 находится в положении «открыто». Измерение производится в автоматическом режиме посредством управления трехходовым краном 18 контроллером 12.When measuring well flow rates in a pulsed mode, the shutoff-regulating element 24 (it can be either a ball valve or a gate or slide gate valve) is in the closed position, the shutoff-regulating element 25 is in the open position. The measurement is performed automatically by controlling the three-way valve 18 by the controller 12.
Вариант реализации импульсного режима с измерением массовых дебитов скважины методом гидростатического взвешивания и прямыми методами динамических измерений.An implementation option for a pulsed mode with the measurement of mass production rates of a well by hydrostatic weighing and direct methods of dynamic measurements.
Устройство работает следующим образом. Продукция скважины через трубопровод подачи продукции 15, который как в устройстве-прототипе оборудован узлом предварительного отбора газа (этот узел на фигуре изображен, но отдельной позицией не обозначен), поступает в мерный резервуар-сепаратор 1, где происходит ее частичное разгазирование. Запорно-регулирующий элемент 24 в дополнительном трубопроводе 26 закрыт. Трехходовой кран 27 находится в положении, при котором открыт его вход «г» и выход «д». Трехходовой кран (основной) 18 находится в положении, при котором открыты вход «б» крана и его выход «в». Попутный газ, под имеющимся избыточным давлением в мерном резервуаре-сепараторе 1, через трубопровод отведения попутного газа 16, преобразователь расходомера-счетчика газа 21, вход «б» трехходового крана (основного) 18 и его выход «в» направляется в выкидной трубопровод от скважины 20, а жидкость начинает заполнять полость мерного резервуара-сепаратора 1 заданного объема.The device operates as follows. Well production through the product supply pipe 15, which, as in the prototype device, is equipped with a gas pre-sampling unit (this unit is shown in the figure, but is not indicated by a separate position), enters the graduated measuring tank-separator 1, where it is partially degassed. The locking and regulating element 24 in the additional pipe 26 is closed. The three-way valve 27 is in a position in which its input “g” and output “d” are open. The three-way valve (main) 18 is in the position at which the crane input “b” and its output “c” are open. Associated gas, under the existing overpressure in the metering tank separator 1, through the associated gas discharge pipe 16, the gas flow meter-meter converter 21, the input “b” of the three-way valve (main) 18 and its outlet “c” is directed to the flow line from the well 20, and the liquid begins to fill the cavity of the measuring tank separator 1 of a given volume.
При достижении жидкостью начального отсчетного уровня контроллер 12, по сигналу датчика-сигнализатора 6 включает таймер контроллера и начинается отсчет времени измерения, то есть контролируется и учитывается продолжительность наполнения жидкостью соответствующей мерной части резервуара-сепаратора 1 от датчика-сигнализатора уровня 6 до датчика-сигнализатора уровня 8, а гидростатическое давление столба жидкости P1 определяется по значению выходного тока I1 датчика дифференциального давления 10.When the liquid reaches the initial reference level, the controller 12, according to the signal of the signaling device 6, starts the controller timer and starts the countdown of the measurement time, that is, the filling time of the corresponding measured part of the separator tank 1 from the level sensor 6 to the level sensor is monitored and taken into account 8, and the hydrostatic pressure of the liquid column P 1 is determined by the value of the output current I 1 of the differential pressure sensor 10.
При достижении жидкостью уровня датчика-сигнализатора 8 контроллер по длительности времени налива определяет какую часть калиброванного мерного объема V задействовать исходя из условия обеспечения устройством минимально возможного времени tц измерения. При достижении жидкостью второго (заданного) отсчетного уровня контроллер 12, по сигналу соответствующего датчика-сигнализатора (7 или 8 в зависимости от выбранного мерного объема) контроллер фиксирует время наполнения tн и гидростатическое давление столба жидкости Р2 по значению выходного тока I2 датчика дифференциального давления 10. Затем, по известному алгоритму [3, 4], контроллер вычисляет массовый расход жидкости. Одновременно с этим контроллер 12 фиксирует гидростатическое давление столба жидкости Р3 по значению выходного тока I3 датчика дифференциального давления 11 (только при использовании мерного объема резервуара-сепаратора 1 до датчика-сигнализатора 7) и по разнице гидростатических давлений Р2 и Р3 определяет плотность жидкости:When the liquid reaches the level of the sensor-signaling device 8, the controller determines the part of the calibrated measuring volume V to be used based on the condition for the device to provide the minimum possible measurement time t c . When the liquid reaches the second (predetermined) reference level, the controller 12, by the signal of the corresponding sensor-signaling device (7 or 8, depending on the selected measured volume), the controller fixes the filling time t n and the hydrostatic pressure of the liquid column P 2 by the value of the output current I 2 of the differential sensor pressure 10. Then, according to the well-known algorithm [3, 4], the controller calculates the mass flow rate of the liquid. At the same time, the controller 12 captures the hydrostatic pressure of the liquid column P 3 by the value of the output current I 3 of the differential pressure sensor 11 (only when using the measured volume of the separator tank 1 to the sensor-alarm 7) and determines the density by the difference in the hydrostatic pressures P 2 and P 3 liquids:
где h - высота между точками подключения датчиков дифференциального давления 10 и 11 соответственно.where h is the height between the connection points of the differential pressure sensors 10 and 11, respectively.
При выборе контроллером мерного объема резервуара-сепаратора 1 до датчика-сигнализатора 8, измерение плотности жидкости происходит по известному алгоритму [3, 4].When the controller selects the measured volume of the separator tank 1 to the sensor-detector 8, the measurement of fluid density occurs according to the well-known algorithm [3, 4].
После окончания процесса наполнения жидкостью полости мерного объема резервуара-сепаратора 1 от минимального уровня до максимального 7 (или промежуточного 8) трехходовой кран 18 по команде с контроллера 12 переключается в положение «слив жидкости», и жидкость начинает вытесняться из мерной части калиброванного резервуара-сепаратора сжатым газом, имеющимся в его верхней части», и через вход «г» и выход «д» трехходового крана 27, преобразователь расходомера-счетчика жидкости 22, преобразователь влагомера 23, где измеряется количество жидкости и нефти, вход «а» и выход «в» трехходового крана 18 поступает в выкидной трубопровод от скважины 20. Расход газа вычисляется методом замещения известного (калиброванного) объема в процессе вытеснения газом жидкости в коллектор. Одновременно с измерением объемного расхода газа по алгоритму, данному в работах [3, 4], расходомер-счетчик жидкости 22 измеряет плотность и количество жидкости, вытесняемой газом из мерного резервуара-сепаратора 1. Влагомер 23 измеряет процентное содержание воды в продукции скважины. Вместе с тем отметим, что в контролер 12 заложена программа, алгоритм которой дан в работе [4], обеспечивающая вычисление массовых расходов воды и нефти по измеренному значению плотности жидкости и приведенных к рабочим условиям плотностей воды и нефти, занесенных предварительно в контроллер 12.After the process of filling the volumetric cavity of the measured volume of the separator tank 1 from the minimum level to the maximum 7 (or intermediate 8), the three-way valve 18 switches to the "liquid drain" position upon the command from the controller 12, and the liquid begins to be displaced from the measured part of the calibrated separator tank compressed gas available in its upper part ", and through the input" g "and the output" d "of the three-way valve 27, the converter of the flow meter-liquid counter 22, the transducer of the moisture meter 23, where the amount of liquid is measured and oil, input “a” and output “c” of the three-way valve 18 enters the flow line from the well 20. The gas flow rate is calculated by replacing a known (calibrated) volume in the process of gas displacing a liquid into a reservoir. Simultaneously with the measurement of gas volumetric flow according to the algorithm given in [3, 4], a liquid flow meter 22 measures the density and amount of liquid displaced by the gas from the measuring tank separator 1. The moisture meter 23 measures the percentage of water in the well production. At the same time, we note that controller 12 contains a program whose algorithm is given in [4], which provides the calculation of the mass flow rates of water and oil from the measured value of the liquid density and the water and oil densities reduced to the operating conditions that were previously entered into the controller 12.
После слива жидкости ниже датчика-сигнализатора уровня 6, контроллер 12 переключает трехходовой кран 18 в положение «налив» и цикл повторяется.After draining the liquid below the level 6 sensor, the controller 12 switches the three-way valve 18 to the “filling” position and the cycle repeats.
Вариант реализации импульсного режима с измерением массовых дебитов скважины методом гидростатического взвешивания.Variant of implementation of the pulsed mode with the measurement of mass well production by hydrostatic weighing.
Данный вариант рекомендуется использовать для снижения дополнительной погрешности измерения в случае высокой вязкости жидкости (эмульсии). Для реализации данного варианта импульсного режима измерения необходимо и достаточно переключить трехходовой кран 27 (дистанционно с пульта или вручную) в такое положение, при котором его вход «г» соединен с выходом «е». При этом жидкость во время опорожнения резервуара-сепаратора 1, минуя преобразователи расходомера-счетчика жидкости 22 и влагомера 23, по дополнительному трубопроводу 28 направляется на вход «а» трехходового крана 18. Далее установка работает как и в первом варианте реализации импульсного режима измерения. Массовые дебиты жидкости и нефти измеряются только методом гидростатического взвешивания (по показаниям датчиков дифференциального давления 10 и 11).This option is recommended to be used to reduce the additional measurement error in case of high viscosity of the liquid (emulsion). To implement this version of the pulse measurement mode, it is necessary and sufficient to switch the three-way valve 27 (remotely from the remote control or manually) to a position in which its input “g” is connected to the output “e”. At the same time, the liquid during the emptying of the separator tank 1, bypassing the converters of the liquid flow meter-counter 22 and the moisture meter 23, is sent through an additional pipe 28 to the inlet “a” of the three-way valve 18. Further, the installation works as in the first embodiment of the pulse measurement mode. Mass flow rates of liquid and oil are measured only by hydrostatic weighing (according to the readings of differential pressure sensors 10 and 11).
Реализация проточного режима измерения.Realization of a flow mode of measurement.
Для реализации проточного режима измерения контроллер 12 переводит трехходовой кран 18 в положение, при котором его вход «а» открыт и соединен с выходом «в», вход «б» закрыт. В таком положении трехходовой кран 18 находится в течение всего времени измерения в проточном режиме.To implement the flow measurement mode, the controller 12 puts the three-way valve 18 into the position at which its input "a" is open and connected to the output "c", the input "b" is closed. In this position, the three-way valve 18 is in the flow mode during the entire measurement time.
С помощью запорно-регулирующих элементов 24 и 25, установленных в дополнительном трубопроводе 26 и выкидном трубопроводе 20 соответственно, достигается такое состояние, при котором уровень жидкости в резервуаре-сепараторе 1 находится между датчиками-сигнализаторами уровня 7 и 8.By means of locking and regulating elements 24 and 25 installed in the additional pipe 26 and discharge pipe 20, respectively, a state is achieved in which the liquid level in the separator tank 1 is between the level sensors 7 and 8.
В этом случае газ после отделения в резервуаре-сепараторе 1 проходит через патрубок отведения газа 3 по трубопроводу отведения попутного газа 16, преобразователь расходомера-счетчика газа 21, дополнительный трубопровод 26, запорно-регулирующий элемент 24, обратный клапан 19 и направляется в выкидной трубопровод от скважины 20. Дебит газа измеряется расходомером-счетчиком газа 21.In this case, the gas after separation in the separator tank 1 passes through the gas discharge pipe 3 through the associated gas discharge pipe 16, the gas flow meter-meter converter 21, an additional pipeline 26, a shut-off-control element 24, a check valve 19 and is sent to the discharge pipe from wells 20. The gas flow rate is measured by a flow meter-gas meter 21.
Жидкость из резервуара-сепаратора 1 через патрубок слива жидкости 4, вход «г» и выход «д» трехходового крана 27, по трубопроводу слива жидкости 17, преобразователь расходомера-счетчика жидкости 22, преобразователь влагомера 23, вход «а» и выход «в» трехходового крана 18, запорно-регулирующий элемент 25 и обратный клапан 19 поступает в выкидной трубопровод 20. Дебит жидкости и ее плотность измеряются расходомером-счетчиком жидкости 22, а объемное содержание воды в сырой нефти влагомером 23.The liquid from the separator tank 1 through the fluid discharge pipe 4, the inlet “g” and the outlet “d” of the three-way valve 27, through the liquid discharge pipe 17, the converter of the flow meter-liquid counter 22, the transducer of the moisture meter 23, the input “a” and the output “to "A three-way valve 18, a shut-off and control element 25 and a check valve 19 enters the flow line 20. The flow rate and density of the liquid are measured by a liquid flow meter-counter 22, and the volumetric water content of the crude oil with a moisture meter 23.
Для скважин, работающих с постоянной подачей, зафиксировать постоянство уровня жидкости в резервуаре-сепараторе 1 с помощью запорно-регулирующих элементов 24 и 25 удается за две-три попытки (итерации). Для скважин, работающих с периодической подачей, установить уровень жидкости в резервуаре-сепараторе 1 на постоянное значение не удается, поэтому измерение производится в другом варианте реализации проточного режима, при котором с помощью запорно-регулирующего элемента 25 в выкидном трубопроводе 20 уровень жидкости в резервуаре-сепараторе 1 не поддерживается постоянным, а периодически поднимается и опускается, в зависимости от притока жидкости со скважины. Во время отсутствия подачи жидкости со скважины запорно-регулирующий элемент 25 закрывается.For wells operating with a constant supply, it is possible to fix the constancy of the liquid level in the separator tank 1 using the shut-off and regulating elements 24 and 25 in two or three attempts (iteration). For wells operating with periodic supply, it is not possible to set the liquid level in the separator tank 1 to a constant value, therefore, the measurement is carried out in another embodiment of the flow mode, in which, with the help of the shut-off-regulating element 25 in the flow line 20, the liquid level in the tank is separator 1 is not kept constant, but periodically rises and falls, depending on the flow of fluid from the well. During the absence of fluid supply from the well, the shut-off and control element 25 closes.
Обратный клапан 19 защищает устройство от несанкционированного обратного перетока продукции.The check valve 19 protects the device from unauthorized reverse flow of products.
Пересчет фиксируемых контроллером (по информационным сигналам датчиков) параметров состояния продукции в мерной части резервуара-сепаратора в величину дебита скважины контроллер 12 осуществляет по общеизвестным зависимостям, заложенным в его штатное программное обеспечение (свидетельства РФ на Пр. ЭВМ №№990761 и 990762), разработанное сотрудниками заявителя ранее и усовершенствованное на дату подачи настоящей заявки.Recalculation of the parameters of the state of production recorded by the controller (according to the information signals of the sensors) in the measured part of the separator tank to the well production rate, controller 12 performs according to well-known dependencies embedded in its standard software (RF certificates on other computers No. 990761 and 990762), developed the applicant’s staff earlier and improved on the filing date of this application.
Заявитель также отмечает, что заявляемое устройство предназначено, преимущественно, для размещения на каком-либо транспортном шасси, то есть изготавливается в мобильном варианте.The applicant also notes that the inventive device is intended primarily for placement on any transport chassis, that is, it is manufactured in a mobile version.
Реализация проточного режима измерения дебита нефтяных скважин позволяет избежать перегрузки расходомера-счетчика жидкости при высоком дебите газа со скважины, поскольку в данном режиме расход жидкости через расходомер-счетчик жидкости обусловлен дебитом жидкости со скважины, а не дебитом газа как в импульсном режиме. Проточный режим позволяет также производить измерения на скважинах с периодической подачей продукции.The implementation of the flow mode for measuring the flow rate of oil wells allows to avoid overloading the flow meter-liquid counter with a high gas rate from the well, since in this mode the flow rate of the liquid through the flow meter-counter is determined by the flow rate of the well and not the flow rate of gas as in the pulsed mode. Flow mode also allows you to make measurements on wells with periodic flow of products.
Реализация импульсного режима измерения дебита нефтяных скважин с вариантом измерения параметров только методом гидростатического взвешивания позволяет производить измерения на скважинах с повышенной вязкостью жидкости.The implementation of the pulsed mode of measuring the flow rate of oil wells with the option of measuring parameters only by hydrostatic weighing allows measurements to be made in wells with increased fluid viscosity.
Реализация в устройстве схемы измерения плотности на двух датчиках дифференциального давления, позволяет производить корректные измерения плотности жидкости на скважинах с высокой обводненностью.The implementation in the device of the density measurement scheme on two differential pressure sensors allows correct measurements of the density of the fluid in wells with high water cut.
Совокупность существенных признаков (в том числе отличительных) заявляемого устройства для измерения дебита нефтяных скважин обеспечивает достижение требуемого технического результата, соответствует критериям «полезной модели» и подлежит защите охранным документом (патентом) РФ в соответствии с просьбой заявителя.The set of essential features (including distinguishing ones) of the claimed device for measuring oil flow rates ensures the achievement of the required technical result, meets the criteria of the “utility model” and is subject to protection by a title of protection of the Russian Federation in accordance with the request of the applicant.
Источники информации, принятые во внимание при оформлении настоящей заявки:Sources of information taken into account when filling out this application:
1. НТЖ «Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2003. - №4 - с. 17-18.1. NTZ “Automation, telemechanization and communication in the oil industry. M .: VNIIOENG OJSC, 2003. - No. 4 - p. 17-18.
2. Абрамов Г.С., Барычев А.В., Зимин М.И. Практическая расход ометрия в промышленности. - М.: ВНИИОЭНГ, 2000. - 427 с. (с.80-88).2. Abramov G.S., Barychev A.V., Zimin M.I. Practical consumption ometric in industry. - M.: VNIIOENG, 2000 .-- 427 p. (p. 80-88).
3. Абрамов Г.С., Барычев А.В. Практическая расходометрия в нефтяной промышленности. - М.: ВНИИОЭНГ, 2002. - 460 с. (с.378-385).3. Abramov G.S., Barychev A.V. Practical flow measurement in the oil industry. - M.: VNIIOENG, 2002 .-- 460 p. (p. 378-385).
4. НТЖ «Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2004. - №9 - с.8-15.4. NTZ “Automation, telemechanization and communication in the oil industry. M .: VNIIOENG OJSC, 2004. - No. 9 - p. 8-15.
5. НТЖ «Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2003. - №4 - с.4-18.5. NTZ “Automation, telemechanization and communication in the oil industry. M .: VNIIOENG OJSC, 2003. - No. 4 - p. 4-18.
6. РФ, описание полезной модели по свидетельству №9478, МПК6 Е21В 47/10, приоритет 17.03.1997 г.6. RF, description of the utility model according to certificate No. 9478, IPC 6 ЕВВ 47/10, priority 03/17/1997
7. НТЖ «Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2001. - №1-2 - с.16-18.7. NTZ “Automation, telemechanization and communication in the oil industry. M .: JSC "VNIIOENG", 2001. - No. 1-2 - p.16-18.
8. РФ, описание полезной модели по патенту №77348, МПК Е21В 47/10 приоритет 11.06.2008 (прототип).8. The Russian Federation, the description of the utility model according to patent No. 77348, IPC ЕВВ 47/10 priority 11.06.2008 (prototype).
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011110472/03U RU108801U1 (en) | 2011-03-18 | 2011-03-18 | DEVICE FOR MEASURING OIL WELL DEBIT |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011110472/03U RU108801U1 (en) | 2011-03-18 | 2011-03-18 | DEVICE FOR MEASURING OIL WELL DEBIT |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU108801U1 true RU108801U1 (en) | 2011-09-27 |
Family
ID=44804398
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2011110472/03U RU108801U1 (en) | 2011-03-18 | 2011-03-18 | DEVICE FOR MEASURING OIL WELL DEBIT |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU108801U1 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2541991C1 (en) * | 2014-02-18 | 2015-02-20 | Рауф Рахимович Сафаров | Method of measuring well flow rate of oil well products and device to this end |
| CN110080748A (en) * | 2019-06-13 | 2019-08-02 | 新疆成和天利能源科技股份有限公司 | A kind of vehicle calibration metering device |
-
2011
- 2011-03-18 RU RU2011110472/03U patent/RU108801U1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2541991C1 (en) * | 2014-02-18 | 2015-02-20 | Рауф Рахимович Сафаров | Method of measuring well flow rate of oil well products and device to this end |
| CN110080748A (en) * | 2019-06-13 | 2019-08-02 | 新疆成和天利能源科技股份有限公司 | A kind of vehicle calibration metering device |
| CN110080748B (en) * | 2019-06-13 | 2023-11-14 | 新疆成和天利能源科技股份有限公司 | Vehicle-mounted calibration metering device |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2504653C1 (en) | Method of defining oil associated gas and water discharge | |
| RU2386811C1 (en) | Adaptive method of definition of residual (free) gas content at group gage units | |
| RU108801U1 (en) | DEVICE FOR MEASURING OIL WELL DEBIT | |
| RU76070U1 (en) | DEVICE FOR MEASURING OIL WELL PRODUCTS | |
| RU86659U1 (en) | DEVICE FOR MEASURING OIL WELL DEBIT | |
| RU2552511C1 (en) | Method to measure oil well capacity on group meter stations | |
| RU2382195C1 (en) | Device for oil wells oil recovery rate measurements | |
| RU61344U1 (en) | DEVICE FOR MEASURING OIL WELL DEBIT | |
| RU115825U1 (en) | DEVICE FOR CONTINUOUS MEASUREMENT OF DEBT OF OIL WELL GROUP | |
| RU77348U1 (en) | DEVICE FOR MEASURING OIL WELL DEBIT | |
| RU2220282C1 (en) | Process measuring production rate of oil wells in systems of sealed gathering and gear for its implementation | |
| RU2733954C1 (en) | Method of measuring production of oil well | |
| WO2010098741A1 (en) | Well gauging system and method | |
| RU2340772C2 (en) | Method of evaluation of water cuttings of well production of oil wells "охн+" | |
| RU2519236C1 (en) | Method for determining parameters of oil-gas-water flow | |
| RU115824U1 (en) | DEVICE FOR MEASURING THE DEBIT OF A GROUP OF OIL WELLS | |
| RU168317U1 (en) | INSTALLATION FOR MEASURING OIL WELL PRODUCTS | |
| RU86976U1 (en) | ADAPTIVE DEVICE FOR MEASURING OIL WELL DEBIT | |
| RU64281U1 (en) | DEVICE FOR MEASURING THE DEBIT OF A GROUP OF OIL WELLS | |
| CN103162754A (en) | Liquid mass and flow measuring device | |
| RU2212534C1 (en) | Adaptive method of measurement and control of production rate of group of oil wells and device for method embodiment | |
| RU194085U1 (en) | Device for measuring the amount of oil, water and gas in the production of low-yield wells | |
| RU36858U1 (en) | DEVICE FOR MEASURING OIL WELL DEBIT | |
| RU73915U1 (en) | DEVICE FOR MEASURING THE DEBIT OF A GROUP OF OIL WELLS | |
| RU2131027C1 (en) | Device for measuring production rate of oil wells |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM1K | Utility model has become invalid (non-payment of fees) |
Effective date: 20170319 |