RU114338U1 - DEVICE FOR MEASURING OIL PRODUCING WELLS - Google Patents
DEVICE FOR MEASURING OIL PRODUCING WELLS Download PDFInfo
- Publication number
- RU114338U1 RU114338U1 RU2011143946/03U RU2011143946U RU114338U1 RU 114338 U1 RU114338 U1 RU 114338U1 RU 2011143946/03 U RU2011143946/03 U RU 2011143946/03U RU 2011143946 U RU2011143946 U RU 2011143946U RU 114338 U1 RU114338 U1 RU 114338U1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- liquid
- input
- controlled valve
- meter
- Prior art date
Links
Landscapes
- Measuring Volume Flow (AREA)
Abstract
Устройство для измерения продукции нефтедобывающих скважин, содержащее многоходовой скважинный переключатель, входы которого подключены к контролируемым скважинам, один выход которого подключен к коллектору, а другой - ко входу двухфазного газожидкостного сепаратора с преобразователем давления газа, преобразователь давления в коллекторе, выходы преобразователя давления газа и преобразователя давления в коллекторе подключены ко входам блока управления, выходы которого подключены к управляющим входам управляемых клапанов и регуляторов давления газа и уровня жидкости, измеритель температуры, расходомеры газа и жидкости, влагомер, отличающееся тем, что в него введены дополнительные расходомеры газа и жидкости, аналитический прибор, перепускные клапаны по газу и жидкости, четыре управляемых клапана, измеритель температуры жидкости, газовый выход сепаратора подключен ко входу первого управляемого клапана и входу дополнительного расходомера газа, выход первого управляемого клапана подключен ко входу второго управляемого клапана и входу расходомера газа, выходы второго управляемого клапана и дополнительного расходомера газа соединены со входом третьего управляемого клапана, выход которого соединен с выходом расходомера газа, измерителем температуры, аналитическим прибором и входами перепускного клапана по газу и регулятора давления газа, выходы которых объединены и подключены к коллектору, жидкостной выход сепаратора через влагомер подключен ко входу четвертого управляемого клапана и входу дополнительного расходомера жидкости, выход четвертого управляемого клапана подключен ко входу пятого A device for measuring the production of oil producing wells, containing a multi-way downhole switch, the inputs of which are connected to the controlled wells, one output of which is connected to the reservoir, and the other to the input of a two-phase gas-liquid separator with a gas pressure converter, a pressure converter in the reservoir, outputs of a gas pressure converter and a converter pressure in the manifold are connected to the inputs of the control unit, the outputs of which are connected to the control inputs of controlled valves and regulators of gas pressure and liquid level, a temperature meter, gas and liquid flow meters, a moisture meter, characterized in that additional gas and liquid flow meters are introduced into it, an analytical device , bypass valves for gas and liquid, four controlled valves, a liquid temperature meter, the gas outlet of the separator is connected to the input of the first controlled valve and the input of an additional gas flow meter, the output of the first controlled valve is connected to about the input of the second controlled valve and the input of the gas flow meter, the outputs of the second controlled valve and the additional gas flow meter are connected to the input of the third controlled valve, the output of which is connected to the output of the gas flow meter, temperature meter, analytical device and inputs of the gas bypass valve and gas pressure regulator, outputs which are combined and connected to the manifold, the liquid outlet of the separator through the moisture meter is connected to the inlet of the fourth controlled valve and the inlet of the additional liquid flow meter, the outlet of the fourth controlled valve is connected to the inlet of the fifth
Description
Полезная модель относится к измерительной технике и может быть использована в нефтедобывающей промышленности для измерения в режиме реального времени фракционного состава (процентного соотношения фаз) потока многофазной среды, включающей в себя нефть, газ и воду, а именно потока сырой нефти, а также для определения массового и объемного расхода нефти на объектах нефтедобычи.The utility model relates to measuring technique and can be used in the oil industry to measure in real time the fractional composition (percentage of phases) of a multiphase medium flow including oil, gas and water, namely, the flow of crude oil, as well as to determine the mass and volumetric oil consumption at oil production facilities.
Известна установка для измерения продукции нефтедобывающих скважин (АГЗУ), которая производит поочередный замер продукции группы скважин, подключенных к двухфазному сепаратору для разделения продукции измеряемой скважины на газовую и жидкостную составляющие. (RU 2168011). Однако она не обеспечивает достаточной точности в широком диапазоне значений обводненности.A well-known installation for measuring the production of oil wells (AGZU), which makes an alternate measurement of the production of a group of wells connected to a two-phase separator for dividing the production of the measured well into gas and liquid components. (RU 2168011). However, it does not provide sufficient accuracy over a wide range of water cut values.
Наиболее близкой к предложенному устройству для измерения продукции нефтедобывающих скважин является устройство, содержащее многоходовой скважинный переключатель, входы которого подключены к контролируемым скважинам, один выход которого подключен к коллектору, а другой - ко входу двухфазного газожидкостного сепаратора с измерителем давления газа, измеритель температуры газа, расходомеры газа и жидкости, влагомер, два управляемых клапана, блок управления, выходы которого подключены ко входам управляемых клапанов (полезная модель RU 69143).Closest to the proposed device for measuring the production of oil wells is a device containing a multi-way downhole switch, the inputs of which are connected to the monitored wells, one output of which is connected to the manifold, and the other to the input of a two-phase gas-liquid separator with a gas pressure meter, gas temperature meter, flow meters gas and liquid, a moisture meter, two controlled valves, a control unit, the outputs of which are connected to the inputs of controlled valves (utility model RU 691 43).
Недостатком этого технического решения является малая надежность и информативность устройства.The disadvantage of this technical solution is the low reliability and information content of the device.
Технической задачей, на решение которой направлено данное техническое решение, является повышение надежности и информативности устройства для измерения продукции нефтедобывающих скважин.The technical problem, which this technical solution is aimed at, is to increase the reliability and information content of the device for measuring the production of oil wells.
Для решения этой технической задачи предлагается устройство для измерения продукции нефтедобывающих скважин, содержащее многоходовой скважинный переключатель, входы которого подключены к контролируемым скважинам, один выход которого подключен к коллектору, а другой - ко входу двухфазного газожидкостного сепаратора с преобразователем давления газа, преобразователь давления в коллекторе, выходы преобразователя давления газа, преобразователя давления в коллекторе подключены ко входам блока управления, выходы которого подключены к управляющим входам управляемых клапанов и регуляторам давления газа и уровня жидкости, измеритель температуры, расходомеры газа и жидкости, влагомер, шесть управляемых клапанов, дополнительные расходомеры газа и жидкости, перепускные клапаны по газу и жидкости, газовый выход сепаратора подключен ко входу первого управляемого клапана и входу дополнительного расходомера газа, выход первого управляемого клапана подключен ко входу второго управляемого клапана и входу расходомера газа, выходы второго управляемого клапана и дополнительного расходомера газа соединены со входом третьего управляемого клапана, выход которого соединен с выходом расходомера газа, измерителем температуры, аналитическим прибором и входами перепускного клапана по газу и регулятора давления газа, выходы которых объединены и подключены к коллектору, жидкостной выход сепаратора через влагомер подключен ко входу четвертого управляемого клапана и входу дополнительного расходомера жидкости, выход четвертого управляемого клапана подключен ко входу пятого управляемого клапана и входу расходомера жидкости, выходы пятого управляемого клапана и дополнительного расходомера жидкости соединены со входом шестого управляемого клапана, выход которого соединен с выходом расходомера жидкости, измерителем температуры жидкости, входами перепускного клапана по жидкости и регулятора уровня жидкости, выходы которых объединены и подключены к коллектору.To solve this technical problem, a device is proposed for measuring the production of oil wells, containing a multi-way downhole switch, the inputs of which are connected to the monitored wells, one output of which is connected to the manifold, and the other to the input of a two-phase gas-liquid separator with a gas pressure transducer, a pressure transducer in the manifold, the outputs of the gas pressure transducer, the pressure transducer in the manifold are connected to the inputs of the control unit, the outputs of which are connected to the unit control valve inputs and gas pressure and liquid level controllers, temperature meter, gas and liquid flow meters, moisture meter, six controlled valves, additional gas and liquid flow meters, gas and liquid bypass valves, gas separator output connected to the input of the first controlled valve and input additional gas flow meter, the output of the first controlled valve is connected to the input of the second controlled valve and the input of the gas flow meter, the outputs of the second controlled valve and additional the gas flow meter is connected to the inlet of the third controlled valve, the output of which is connected to the gas flow meter output, a temperature meter, an analytical instrument, and the gas bypass valve and gas pressure regulator inputs, the outputs of which are combined and connected to the manifold, the liquid separator output through the moisture meter is connected to the fourth input controlled valve and the input of the additional fluid flow meter, the output of the fourth controlled valve is connected to the input of the fifth controlled valve and the input of the flow meter the outputs, the outputs of the fifth controlled valve and an additional liquid flow meter are connected to the inlet of the sixth controlled valve, the output of which is connected to the output of the liquid flow meter, a liquid temperature meter, liquid bypass valve inputs and a liquid level controller, the outputs of which are combined and connected to the collector.
Сущность полезной модели поясняется функциональной схемой примера выполнения предлагаемого устройства для измерения продукции нефтедобывающих скважин.The essence of the utility model is illustrated by a functional diagram of an example implementation of the proposed device for measuring the production of oil wells.
Хотя основные технические особенности и преимущества предложения - устройства для измерения продукции нефтедобывающих скважин - подробно описаны посредством нижеприведенного предпочтительного варианта осуществления, очевидно, объем защиты полезной модели не ограничивается вышеописанным, а включает в себя различные альтернативные конструктивные варианты, в соответствии с концепцией.Although the main technical features and advantages of the proposal — devices for measuring the production of oil wells — are described in detail by means of the preferred embodiment given below, it is obvious that the scope of protection of the utility model is not limited to the above, but includes various alternative structural options, in accordance with the concept.
На схеме обозначены многоходовой скважинный переключатель 1, входы контролируемых скважин 2, коллектор 3, двухфазный газожидкостной сепаратор 4 с преобразователем 5 давления газа, измеритель 6 температуры газа, расходомеры газа 7 и жидкости 8, влагомер 9, управляемые клапаны 10-15, блок управления (не показан), дополнительные расходомеры газа 16 и жидкости 17, аналитический прибор 18, перепускные клапаны по газу 19 и жидкости 20, регулятор 21 давления газа, регулятор 22 уровня жидкости, измеритель 23 температуры жидкости, преобразователь 24 давления в коллекторе.The diagram indicates a multi-way downhole switch 1, inputs of monitored wells 2, a manifold 3, a two-phase gas-liquid separator 4 with a gas pressure transducer 5, a gas temperature meter 6, gas and gas flow meters 7, a moisture meter 9, controlled valves 10-15, and a control unit ( not shown), additional flow meters of gas 16 and liquid 17, analytical instrument 18, gas bypass valves 19 and liquid 20, gas pressure regulator 21, liquid level regulator 22, liquid temperature meter 23, pressure transmitter 24 rector.
Устройство для измерения продукции нефтедобывающих скважин работает следующим образом:A device for measuring the production of oil wells works as follows:
С контролируемых скважин 2 газожидкостная смесь поступает на многоходовой скважинный переключатель 1 по команде от блока управления. Блок управления с терминальными панелями обеспечивает управление и визуализацию процесса, позволяет осуществлять регулирование процесса и обеспечивает безаварийную эксплуатацию. Скважина может быть выбрана из числа подключенных по порядку (все скважины) согласно заданного периода; исключая из списка определенную скважину; выбранную скважину согласно ее номера.From the monitored wells 2, the gas-liquid mixture enters the multi-way downhole switch 1 on command from the control unit. The control unit with terminal panels provides control and visualization of the process, allows for process control and ensures trouble-free operation. A well can be selected from among connected in order (all wells) according to a given period; excluding a specific well from the list; selected well according to its number.
Из выбранной (на измерение) скважины газожидкостная смесь через многоходовой скважинный переключатель 1 поступает на двухфазный газожидкостной сепаратор 4, а поток из остальных скважин через многоходовой скважинный переключатель 1 направляется в выходной коллектор 3, смешиваясь с потоком от выбранной скважины, прошедшим через сепаратор 4.From the selected well (for measurement), the gas-liquid mixture through the multi-way downhole switch 1 enters the two-phase gas-liquid separator 4, and the flow from the remaining wells through the multi-way downhole switch 1 is directed to the output manifold 3, mixing with the flow from the selected well passed through the separator 4.
Сепаратор 4 имеет циклонную головку, газовое отделение, жидкостное отделение. Входной поток в сепараторе 4 разделяется на газ и жидкость. Уровень жидкости поддерживается регулятором 22 уровня жидкости. Жидкость накапливается и сливается при достижении уровня или по времени. Давление в сепараторе 4 и перепад давлений ΔP между сепаратором 4 и выходным коллектором 3 регулируется регулятором 21 давления газа. Газ сбрасывается или при достижении заданного давления в сепараторе 4 или при достижении заданного перепада давления.The separator 4 has a cyclone head, a gas compartment, a liquid compartment. The input stream in the separator 4 is divided into gas and liquid. The fluid level is maintained by the fluid level controller 22. Fluid builds up and drains when it reaches a level or in time. The pressure in the separator 4 and the pressure difference ΔP between the separator 4 and the output manifold 3 is regulated by the gas pressure regulator 21. The gas is discharged either when the specified pressure in the separator 4 is reached or when the specified differential pressure is reached.
В случае отказа какого либо элемента системы управления и росте давления до предаварийного значения газ сбрасывается через перепускной клапан 19 газа, при росте уровня жидкости - через перепускной клапан 20 жидкости.In the event of a failure of any element of the control system and an increase in pressure to a pre-emergency value, the gas is discharged through the gas bypass valve 19, and when the liquid level rises, through the liquid bypass valve 20.
При сливе жидкости измеряется расход жидкости, плотность, температура, давление, содержание воды в жидкости. При сбросе газа измеряется: расход газа и плотность - расходомером 7 газа и/или дополнительным расходомером 16 газа, температура - преобразователем температуры 6, компонентный состав газа-аналитическим прибором (хроматографом) 18. Для измерения расходов могут использоваться: ультразвуковые расходомеры, вихревые, электромагнитные, турбинные, емкостные, на базе перепада давления. Для измерения уровня: гидростатические, емкостные, радарные, волновые уровнемеры.When draining a liquid, liquid flow rate, density, temperature, pressure, water content in the liquid are measured. When discharging gas, the following is measured: gas flow rate and density - with a gas flow meter 7 and / or with an additional gas flow meter 16, temperature - with a temperature transducer 6, gas component composition — with an analytical device (chromatograph) 18. For measuring the flow rates, ultrasonic flow meters, vortex, electromagnetic turbine, capacitive, based on differential pressure. For level measurement: hydrostatic, capacitive, radar, wave level gauges.
Переключением управляемых клапанов 10-15 обеспечивается установка контрольно-резервных линий. Контрольно-резервные линии устанавливаются для выполнения следующих задач:Switching controlled valves 10-15 provides the installation of control and backup lines. Control and backup lines are installed to perform the following tasks:
- для операции контроля показаний рабочих расходомеров, (соответственно 7 и 8), позволяя пропустить поток последовательно по рабочему 7 или 8 и контрольно-резервному (соответственно 16 и 17) расходомеру и сравнить показания;- for the operation of monitoring the readings of the working flow meters, (respectively 7 and 8), allowing you to skip the flow sequentially on the working 7 or 8 and control-backup (respectively 16 and 17) flow meter and compare the readings;
- для операций резервирования расходомеров 7 или 8, пропуская поток только по контрольно-резервному расходомеру (соответственно 16 и 17);- for backup operations of flow meters 7 or 8, passing the flow only through the control and backup flow meter (respectively 16 and 17);
- для задач расширения диапазона измерений, пропуская поток параллельно по рабочим 7 и 8 и контрольно-резервным (соответственно 16 и 17) расходомерам одновременно.- for the tasks of expanding the measurement range, passing the flow in parallel along the working 7 and 8 and control-backup (respectively 16 and 17) flow meters at the same time.
Показания расходов приводятся к нормальным показаниям, с учетом растворенного газа в жидкости и компонентного состава газа, рассчитываются средние показатели каждой скважины за заданный период времени.The readings are reduced to normal readings, taking into account the dissolved gas in the liquid and the component composition of the gas, the average values of each well for a given period of time are calculated.
Потоки газа и жидкости после замерных линий соединяются и подаются в общий коллектор 3, объединяясь с потоком других скважин.The flow of gas and liquid after the measurement lines are connected and fed into a common reservoir 3, combining with the flow of other wells.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011143946/03U RU114338U1 (en) | 2011-10-31 | 2011-10-31 | DEVICE FOR MEASURING OIL PRODUCING WELLS |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011143946/03U RU114338U1 (en) | 2011-10-31 | 2011-10-31 | DEVICE FOR MEASURING OIL PRODUCING WELLS |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU114338U1 true RU114338U1 (en) | 2012-03-20 |
Family
ID=46030390
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2011143946/03U RU114338U1 (en) | 2011-10-31 | 2011-10-31 | DEVICE FOR MEASURING OIL PRODUCING WELLS |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU114338U1 (en) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN108825208A (en) * | 2018-08-09 | 2018-11-16 | 陕西明特石油技术有限公司 | A kind of digitlization gas production wellhead separate measurement device |
| RU2764056C1 (en) * | 2020-10-02 | 2022-01-13 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | System and method for measuring the parameters of the flow of a multiphase and/or multicomponent fluid extracted from a petroleum and gas borehole with controlled change therein |
| US11808149B2 (en) | 2020-04-30 | 2023-11-07 | Schlumberger Technology Corporation | Method and system for determining the flow rates of multiphase and/or multi-component fluid produced from an oil and gas well |
-
2011
- 2011-10-31 RU RU2011143946/03U patent/RU114338U1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN108825208A (en) * | 2018-08-09 | 2018-11-16 | 陕西明特石油技术有限公司 | A kind of digitlization gas production wellhead separate measurement device |
| US11808149B2 (en) | 2020-04-30 | 2023-11-07 | Schlumberger Technology Corporation | Method and system for determining the flow rates of multiphase and/or multi-component fluid produced from an oil and gas well |
| RU2764056C1 (en) * | 2020-10-02 | 2022-01-13 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | System and method for measuring the parameters of the flow of a multiphase and/or multicomponent fluid extracted from a petroleum and gas borehole with controlled change therein |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US8516900B2 (en) | Multiphase flowmeter with batch separation | |
| WO2017133588A1 (en) | Oil-gas-water three-phase flowmeter | |
| US20240011395A1 (en) | Method and system for determining the flow rates of multiphase and/or multi-component fluid produced from an oil and gas well | |
| CN103063320B (en) | The assay method of the complicated rock gas throttle temperature of a kind of High Temperature High Pressure and gas liquid ratio | |
| CN104879094B (en) | Downhole throttling gas well shaft simulation experiment device | |
| CN100398998C (en) | Crude oil-natural gas-water three-phase flow meter | |
| CN105241528B (en) | A kind of flow sensor detection platform and its control method | |
| RU114338U1 (en) | DEVICE FOR MEASURING OIL PRODUCING WELLS | |
| CN110411521A (en) | A kind of oil well Phase Volume Fraction for Multi-phase Flow on-line metering method based on twin-jet nozzle | |
| CN102213606A (en) | Mirror image flow detection method and virtual flowmeter | |
| CN108507630A (en) | Positive displacement oil gas water three phase flow separate phase flow rate on-line measurement devices and methods therefor | |
| RU2344288C2 (en) | Method of determining production capacity of well field | |
| CN102346058B (en) | Model method for measuring flow rate of air-assisted liquid by Coriolis mass flowmeter (CMF) | |
| GB2520432A (en) | A system for production boosting and measuring flow rate in a pipeline | |
| CN204458305U (en) | A kind of detection facility of Double-liquid mud-injection pump | |
| CN2704825Y (en) | Meter regulator for oil, vapour and water output | |
| CN103245387A (en) | Small-liquid-amount gas-liquid two-phase oil well meter | |
| CN106869903B (en) | Metering device | |
| CN206095334U (en) | Two -phase flow gauge automatic switching control equipment | |
| CN103674139B (en) | Based on the two-phase flow measurement method of mass flowmeter parametric statistics feature | |
| RU2571473C1 (en) | Device for carrying out research of gas-liquid stream | |
| CN204703861U (en) | Downhole throttling gas well shaft simulation experiment device | |
| CN202886307U (en) | Novel crude oil moisture content meter | |
| CN205117328U (en) | Sled dress formula oil field individual well metering device | |
| CN102539153A (en) | Device for detecting flow capacity of passage in turbine blade by adopting fixed volume water flow |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM1K | Utility model has become invalid (non-payment of fees) |
Effective date: 20151101 |