RU115825U1

RU115825U1 - DEVICE FOR CONTINUOUS MEASUREMENT OF DEBT OF OIL WELL GROUP

Info

Publication number: RU115825U1
Application number: RU2011141418/03U
Authority: RU
Inventors: Генрих Саакович Абрамов; Алексей Васильевич Барычев; Михаил Иванович Зимин; Игорь Николаевич Исаченко
Original assignee: Открытое акционерное общество "Инженерно-производственная фирма "СИБНЕФТЕАВТОМАТИКА" (ОАО ИПФ "СибНА")
Priority date: 2011-10-12
Filing date: 2011-10-12
Publication date: 2012-05-10

Abstract

1. Устройство для непрерывного измерения дебита группы нефтяных скважин, содержащее ряд (по числу скважин в группе) индивидуальных вертикальных резервуаров-сепараторов, каждый из которых через два боковых патрубка, узел предварительного отбора газа и обратный клапан соединен с соответствующей нефтяной скважиной (из группы скважин), верхние и нижние патрубки резервуаров-сепараторов, предназначенные соответственно для отведения попутного газа и слива жидкости, трубопроводы отведения попутного газа и слива жидкости, соединенные одной стороной с соответствующими патрубками отведения попутного газа и слива жидкости, отличающееся тем, что на трубопроводах отведения попутного газа и слива жидкости дополнительно установлены соответственно преобразователи объемных расходомеров-счетчиков газа и преобразователи массовых расходомеров-счетчиков жидкости, а вторые стороны трубопроводов отведения попутного газа и слива жидкости через обратные клапаны соединены с дополнительным трубопроводом-коллектором, заглушенным с одной стороны, а второй стороной соединенным с нефтесборным коллектором. ! 2. Устройство для непрерывного измерения дебита группы нефтяных скважин по п.1, отличающееся тем, что типоразмеры преобразователей объемных расходомеров-счетчиков газа и преобразователей массовых расходомеров-счетчиков жидкости по диапазону измерений подбираются в каждом конкретном случае, исходя из производительности скважин по газу и по жидкости. 1. A device for continuous measurement of the flow rate of a group of oil wells, containing a number (according to the number of wells in a group) of individual vertical separator tanks, each of which through two side nozzles, a gas pre-selection unit and a check valve is connected to the corresponding oil well (from a group of wells ), the upper and lower branch pipes of the separator tanks, intended respectively for the associated gas discharge and liquid discharge, the associated gas discharge and liquid discharge pipelines connected on one side with the corresponding associated gas discharge and liquid discharge pipes, characterized in that the associated gas discharge pipelines and liquid discharge, converters of volumetric flow meters-gas meters and converters of mass flow meters-liquid meters are additionally installed, and the second sides of the pipelines for the removal of associated gas and discharge of the liquid through check valves are connected to an additional pipeline-collector ohm, plugged on one side, and connected to the oil-gathering manifold on the other side. ! 2. A device for continuous measurement of the flow rate of a group of oil wells according to claim 1, characterized in that the standard sizes of converters of volumetric flow meters-gas meters and converters of mass flow meters-liquid meters according to the measurement range are selected in each specific case, based on the productivity of wells for gas and liquids.

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 нефтегазовых скважин [2-5].Widespread, especially in recent times, have been obtained by measuring component-wise flow rates of oil wells with a vertical metering separator tank using the hydrostatic method for determining the mass flow rates of oil and gas wells [2-5].

Устройства измеряют дебит скважины путем пересчета разности гидростатических давлений в местах установки верхнего и нижнего датчиков уровня в сепараторе с использованием заранее заданных констант (таких как плотность нефти, плотность пластовой воды, площадь поперечного сечения сепаратора) и времени наполнения мерного калиброванного объема сепаратора. Подключение конкретной скважины к устройствам на замер дебита производится многоходовым переключателем скважин (ПСМ) по программе, задаваемой микропроцессором. Калиброванный мерный объем сепаратора ограничен датчиками нижнего и верхнего уровней, а измерение и вычисление дебита по жидкости и газу обеспечивается микропроцессором по информационным сигналам датчиков при работе сепаратора в режиме «наполнение-опорожнение».The devices measure the well flow rate by recalculating the difference in hydrostatic pressure at the installation sites of the upper and lower level sensors in the separator using predetermined constants (such as oil density, formation water density, cross-sectional area of the separator) and filling time of the measured calibrated volume of the separator. A specific well is connected to devices for flow rate measurement by a multi-way switch of wells (PSM) according to the program specified by the microprocessor. The calibrated measured volume of the separator is limited by the sensors of the lower and upper levels, and the measurement and calculation of the flow rate for liquid and gas is provided by the microprocessor based on the information signals of the sensors during operation of the separator in the "filling-emptying" mode.

Устройства удобны в эксплуатации и вполне обеспечивают покомпонентное (жидкость+газ) измерение дебита нефтяных скважин. Тем не менее, перечисленные выше устройства имеют ряд существенных недостатков, основными из которых являются следующие:The devices are convenient in operation and fully provide component-wise (liquid + gas) measurement of oil well flow rates. However, the above devices have a number of significant drawbacks, the main of which are the following:

1. циклический режим измерения;1. cyclic measurement mode;

2. наличие в устройствах сложных (в конструктивном плане и изготовлении) многоходовых переключателей скважин.2. the presence in the devices of complex (in terms of design and manufacturing) multi-way switch wells.

Периодический режим измерения дебита скважин изначально предполагает наличие методической погрешности в силу временной дискретизации параметра, в нашем случае - расхода по жидкости или по газу. Естественно, эта погрешность становится тем больше, чем менее стабильным будет расход скважины, что для последней является вполне естественным в силу того или иного способа доставки продукции на поверхность.The periodic mode of measuring the flow rate of wells initially assumes the presence of a methodological error due to the temporal discretization of the parameter, in our case, the flow rate for liquid or gas. Naturally, this error becomes the greater, the less stable the flow rate of the well will be, which for the latter is quite natural due to one or another way of delivering products to the surface.

Переключатель скважин ПСМ [1 (стр.11)] является металлоемким сложным механическим узлом, и при его эксплуатации возникают перетоки продукции скважин по причине негерметичности уплотняющих элементов. Это в свою очередь вносит дополнительную неопределенность при измерении дебита конкретной скважины, когда за счет перетоков к измеряемой продукции подключенной на измерение скважины добавляется продукция соседних из группы скважин.The PSM well switch [1 (p. 11)] is a metal-intensive complex mechanical unit, and during its operation flows of well production occur due to leaking sealing elements. This, in turn, introduces additional uncertainty when measuring the flow rate of a particular well, when due to overflows, the products of the neighboring wells are added to the measured production connected to the measurement well.

В техническом решении [6] переключатель скважин ПСМ выполнен отдельным моноблоком, расположенным в специальном технологическом помещении. Такая конструкция устройства позволяет осуществлять гибкую систему изготовления, метрологической аттестации, реализации продукции и ее эксплуатации. Тем не менее, без переключателя скважин ПСМ такое устройство функционально ограничено и может быть применено только для измерения дебита одиночных скважин.In the technical solution [6], the PSM well switch is made by a separate monoblock located in a special technological room. This design of the device allows for a flexible system of manufacturing, metrological certification, sales of products and their operation. However, without a PSM well switch, such a device is functionally limited and can only be used to measure the flow rate of single wells.

Наиболее близким к заявляемому техническому решению является решение-прототип в виде устройства [7] для измерения дебита нефтяных скважин, содержащее вертикальный мерный резервуар 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 по его высоте, один такой же, но промежуточный, размещенный между ними, датчик-сигнализатор, два датчика давления для измерения давления в верхней полости мерного резервуара 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 сливания жидкой фазы, соответственно управляемый контроллером трехходовой кран, входы которого соединены с трубопроводами отведения попутного газа и сливания жидкости соответственно, а его выход через обратный клапан соединен с выкидным трубопроводом от скважины, дополнительно снабжено расходомерами газа и жидкой фазы, преобразователи которых установлены соответственно в трубопроводах отведения попутного газа и сливания жидкой фазы, и влагомером, преобразователь которого установлен в трубопроводе сливания жидкой фазы, а информационные выходы расходомеров-счетчиков газа и жидкой фазы и влагомера подключены к многоканальному входу контроллера.Closest to the claimed technical solution is a prototype solution in the form of a device [7] for measuring oil flow rate, containing a vertical measuring tank with a side pipe for supplying well products, with an upper pipe for the discharge of associated gas and a lower pipe for draining the liquid , a temperature sensor in a measured tank-separator, two level-liquid sensors for limiting from below and above, respectively, the measured calibrated part (in volume units) of the tank about its height, one of the same, but intermediate, placed between them, a signaling device, two pressure sensors for measuring pressure in the upper cavity of the measuring tank and for measuring pressure at the lower level of its measured calibrated part, as well as a controller with multi-channel, by quantity sensors, an input for introducing into it the electrical information signals of these sensors and a control output, a product supply pipeline, a gas discharge pipe and a liquid phase discharge pipe, respectively controlled the controller has a three-way valve, the inputs of which are connected to the associated gas discharge and fluid drainage 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 phase flow meters, the converters of which are installed respectively in the associated gas discharge and liquid discharge pipelines phase, and a hygrometer, the converter of which is installed in the pipeline for draining the liquid phase, and the information outputs of the flow meters, gas meters and liquid ase and moisture are connected to the multichannel input controller.

Наличие в устройстве для измерения дебита нефтяных скважин дополнительных расходомеров-счетчиков жидкой фазы и газа позволило создать устройство для измерения дебита нефтяных скважин с повышенными функциональными возможностями. Отметим самые существенные из них:The presence in the device for measuring the flow rate of oil wells of additional flow meters, counters of the liquid phase and gas allowed to create a device for measuring the flow rate of oil wells with increased functionality. Note the most significant of them:

- увеличение в два раза частоты измерения дебитов по жидкости и газу за счет совмещения во времени процессов измерения жидкой и газовой фаз в одном цикле измерения;- a twofold increase in the frequency of measurement of flow rates for liquid and gas due to the combination in time of the processes of measuring the liquid and gas phases in one measurement cycle;

- повышение надежности измерения за счет его дублирования;- improving the reliability of the measurement due to its duplication;

- возможность непрерывной корректировки (уточнения) алгоритма измерения покомпонентного состава продукции скважин путем сравнения результатов измерения с использованием гидростатического метода и непосредственно расходомеров-счетчиков жидкости и газа.- the possibility of continuous adjustment (refinement) of the algorithm for measuring the component composition of well production by comparing the measurement results using the hydrostatic method and directly flow meters, liquid and gas meters.

Тем не менее, и это устройство (прототип) имеет существенный недостаток, который заключается в том, что в случае его подключения к группе скважин, дебиты которых будут сильно отличаться друг от друга, могут потребоваться в измерительных линиях по расходу жидкости и газа расходомеры-счетчики, установленные в параллель для перекрытия всего диапазона измерений предполагаемых расходов. Естественно, такое решение усложняет и конструкцию устройства и его программное обеспечение.Nevertheless, this device (prototype) has a significant drawback, which is that if it is connected to a group of wells, the production rates of which will be very different from each other, flow meters and counters may be required in the measuring lines for the flow of liquid and gas installed in parallel to cover the entire measurement range of the estimated costs. Naturally, such a solution complicates the design of the device and its software.

Таким образом, цель заявляемого объекта (иначе - требуемый технический результат) заключается в расширении функциональных возможностей устройства для обеспечения известному техническому решению более высоких потребительских свойств, а именно: оптимизации структурной схемы устройства, при которой возможно непрерывное измерение дебитов продукции скважин с широким динамическим диапазоном изменяющихся расходов и по жидкости и по газу.Thus, the purpose of the claimed object (otherwise, the required technical result) is to expand the functionality of the device to provide the well-known technical solution of higher consumer properties, namely: optimization of the structural diagram of the device, in which continuous measurement of production rates of wells with a wide dynamic range of varying expenses for both liquid and gas.

Как показывают стендовые и промышленные испытания заявляемого устройства и опыт эксплуатации прототипа-устройства, поставленная цель (технический результат) достигается тем, что в устройство для измерения дебита группы нефтяных скважин, содержащее ряд, (по числу скважин в группе) индивидуальных вертикальных резервуаров-сепараторов, каждый из которых через два боковых патрубка, узел предварительного отбора газа и обратный клапан соединен с соответствующей нефтяной скважиной (из группы скважин), верхние и нижние патрубки резервуаров-сепараторов, предназначенные соответственно для отведения попутного газа и слива жидкости, трубопроводы отведения попутного газа и слива жидкости, соединенные одной стороной с соответствующими патрубками отведения попутного газа и слива жидкости, дополнительно установлены на трубопроводах отведения попутного газа и слива жидкости соответственно преобразователи объемных расходомеров-счетчиков газа и преобразователи массовых расходомеров-счетчиков жидкости, а вторые стороны трубопроводов отведения попутного газа и слива жидкости через обратные клапаны соединены с дополнительным трубопроводом-коллектором, заглушенным с одной стороны, а второй стороной, соединенным с нефтесборным коллектором. Кроме этого, типоразмеры преобразователей объемных расходомеров-счетчиков газа и преобразователей массовых расходомеров-счетчиков жидкости подбираются в каждом конкретном случае, исходя из производительности скважин по газу и по жидкости.As bench and industrial tests of the claimed device and operating experience of the prototype device show, the goal (technical result) is achieved by the fact that the device for measuring the flow rate of a group of oil wells, containing a series (by the number of wells in a group) of individual vertical separator tanks, each of which through two side nozzles, a gas pre-sampling unit and a check valve is connected to the corresponding oil well (from the group of wells), the upper and lower nozzles of the tanks associated gas discharge and liquid discharge, associated gas discharge and liquid discharge pipelines connected on one side to the corresponding associated gas discharge and liquid discharge pipes are additionally installed on the associated gas discharge and liquid discharge pipelines, respectively, volumetric flow meter-gas flow meters and converters of mass flow meters, liquid meters, and the second sides of the pipelines for associated gas removal and liquid discharge es-return valves are connected with an additional conduit-collector plugged on the one side and a second side connected to the oil collecting reservoir. In addition, the sizes of the converters of volumetric flowmeters-gas meters and converters of mass flowmeters-liquid meters are selected in each case, based on the productivity of the wells for gas and liquid.

Требуемый технический результат обеспечен наличием в совокупности существенных признаков (характеризующих предлагаемую конструкцию устройства для непрерывного измерения дебита группы нефтяных скважин) вышеуказанных отличительных признаков, а необнаружение в общедоступных источниках патентной и технической информации эквивалентных технических решений с теми же свойствами несомненной промышленной применимостью предполагает соответствие заявляемого объекта критериям «полезной модели».The required technical result is ensured by the presence of a combination of essential features (characterizing the proposed device design for continuous measurement of the oil well group flow rate) of the above distinctive features, and the non-detection of equivalent technical solutions with the same properties of undoubted industrial applicability in public sources of patent and technical information implies that the claimed object meets the criteria "Utility model."

Устройство для непрерывного измерения дебита группы нефтяных скважин (смотри фигуру) содержит ряд (по числу скважин в группе) индивидуальных вертикальных резервуаров-сепараторов 1, каждый из которых через боковые патрубки (2 и 3), узел предварительного отбора газа 4 и обратный клапан 5 соединен с соответствующей нефтяной скважиной. Верхние и нижние патрубки (6 и 7) резервуаров-сепараторов 1, предназначенные соответственно для отведения попутного газа и слива жидкости, соединены через трубопроводы 8 и 9, на которых установлены соответственно преобразователи объемных расходомеров-счетчиков газа 10, преобразователи массовых расходомеров-счетчиков жидкости 11 и обратные клапаны 12, с дополнительным трубопроводом-коллектором 13, заглушенным с одной стороны 14. а второй стороной (открытой), соединенным с нефтесборным коллектором.A device for continuously measuring the flow rate of a group of oil wells (see the figure) contains a series (by the number of wells in a group) of individual vertical separator tanks 1, each of which is connected through a side pipe (2 and 3), a gas pre-sampling unit 4 and a check valve 5 with the corresponding oil well. The upper and lower nozzles (6 and 7) of the separator tanks 1, designed respectively for associated gas removal and liquid drain, are connected through pipelines 8 and 9, on which the transducers of volumetric flow meters-gas meters 10, and the converters of mass flowmeters-liquid meters 11 are installed and check valves 12, with an additional manifold pipe 13 plugged on one side 14. and a second side (open) connected to the oil collector.

Устройство работает следующим образом. Продукция каждой из группы скважин через обратный клапан 5, узел 4 предварительного отбора газа, патрубки 2 и 3 поступает в индивидуальные резервуары-сепараторы 1, оснащенные фильтрами-каплеуловителями и регуляторами уровня (на рисунке не показаны). Продукция скважин раздельно по фазам (газ+жидкость) через верхний и нижний патрубки 6 и 7, трубопроводы 8 и 9 отведения попутного газа и слива жидкости, преобразователи 10 объемных расходомеров-счетчиков газа и преобразователи массовых расходомеров-счетчиков жидкости 11, обратные клапаны 12 подается в дополнительный трубопровод-коллектор 13, заглушенный с одной стороны 14, а другой (открытой) стороной, подсоединенный к нефтесборному коллектору.The device operates as follows. The production of each of the group of wells through a check valve 5, a gas pre-sampling unit 4, nozzles 2 and 3 enters individual separator tanks 1 equipped with drop filters and level controls (not shown in the figure). Well production separately in phases (gas + liquid) through the upper and lower nozzles 6 and 7, pipelines 8 and 9 for associated gas removal and fluid drain, transducers 10 of volumetric flow meters, gas meters and converters of mass flow meters-liquid meters 11, check valves 12 are supplied in an additional manifold pipe 13, plugged on one side 14, and the other (open) side, connected to the oil collector.

Обратные клапаны 12 защищают устройство от несанкционированного обратного перетока продукции из нефтесборного коллектора.Check valves 12 protect the device from unauthorized reverse flow of products from the oil collector.

Преобразователи 10 и 11 осуществляют непрерывные измерения дебитов скважин соответственно по газу и по жидкости, причем, типоразмеры преобразователей по диапазону измерения подбираются в каждом конкретном случае, исходя из производительности скважин (по газу и по жидкости).The transducers 10 and 11 carry out continuous measurements of the flow rates of the wells, respectively, for gas and liquid, moreover, the standard sizes of the transducers for the measuring range are selected in each case, based on the productivity of the wells (for gas and liquid).

Заявитель также отмечает, что заявляемое устройство пространственно может быть размещено в технологическом помещении, установленным на каком-либо транспортном шасси (мобильный вариант), или может использоваться в технологическом помещении в стационарном исполнении. Опыт обустройства нефтяных месторождений в Западной Сибири и конструкторские проработки показывают, что и технологически и экономически выгодно располагать предлагаемое нами устройство в технологических помещениях, используемых в установках измерительных мобильных УЗМ (ТУ 3667-014-12530677-98), установках измерительных групповых «Спутник-М» (ТУ 3667-011-12530677-98) при условии размещения в них не более восьми индивидуальных вертикальных резервуаров-сепараторов [1, стр.17, 18]. Данное число подключаемых скважин к устройству обосновано также и наиболее часто встречающимся на практике числом скважин на кустовых площадках.The applicant also notes that the inventive device can be spatially placed in a technological room installed on any transport chassis (mobile version), or can be used in a technological room in a stationary version. The experience of arranging oil fields in Western Siberia and design studies show that it is both technologically and economically feasible to place the device we offer in technological rooms used in mobile ultrasonic measuring devices (TU 3667-014-12530677-98), group satellite installations "Sputnik-M "(TU 3667-011-12530677-98) provided that no more than eight individual vertical separator tanks are placed in them [1, p.17, 18]. This number of connected wells to the device is also justified by the most frequently encountered in practice the number of wells on cluster sites.

Совокупность существенных признаков (в том числе и 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.

Библиографические данные.Bibliographic data.

1. НТЖ «Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2003. - №4 - с.7-18.1. NTZ “Automation, telemechanization and communication in the oil industry. M .: VNIIOENG OJSC, 2003. - No. 4 - p. 7-18.

2. Абрамов Г.С., Барычев А.В., Зимин М.И. Практическая расходометрия в промышленности. - М.: ВНИИОЭНГ, 2000. - 472 с. (стр.80-88).2. Abramov G.S., Barychev A.V., Zimin M.I. Practical flow measurement in industry. - M.: VNIIOENG, 2000 .-- 472 p. (p. 80-88).

3. Абрамов Г.С., Барычев А.В. Практическая расходометрия в нефтяной промышленности. - М. ВНИИОЭНГ, 2002. - 460 с. (стр.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», 2001, №1-2 с.16-18.5. NTZ “Automation, telemechanization and communication in the oil industry”. M. JSC "VNIIOENG", 2001, No. 1-2 p.16-18.

6. РФ, описание полезной модели по патенту №61344, МПК Е21В 47/10 приоритет 01.09.2006.6. RF, description of the utility model according to patent No. 61344, IPC ЕВВ 47/10 priority 01.09.2006.

7. РФ, описание полезной модели по патенту №77348, МПК Е21В 47/10, приоритет 11.06.2008 (прототип).7. RF, description of the utility model according to patent No. 77348, IPC ЕВВ 47/10, priority 11.06.2008 (prototype).

Claims

1. A device for continuously measuring the flow rate of a group of oil wells, containing a series (according to the number of wells in a group) of individual vertical separator tanks, each of which is connected through two side pipes, a gas pre-sampling unit and a check valve to the corresponding oil well (from the group of wells ), the upper and lower pipes of the separator tanks, designed respectively for the associated gas discharge and liquid discharge, the associated gas discharge and liquid drain pipelines connected by one a casing with corresponding branch pipes for associated gas discharge and liquid discharge, characterized in that the associated gas discharge and liquid discharge pipelines additionally have transducers of volumetric flow meters-gas meters and converters of mass flow meters-liquid meters, and the second sides of the associated gas discharge and liquid discharge pipelines through non-return valves are connected to an additional manifold pipe, which is plugged on one side, and the second side connected to oil collector.

2. The device for continuous measurement of the flow rate of a group of oil wells according to claim 1, characterized in that the standard sizes of the transducers of volumetric flow meters-gas meters and converters of mass flowmeters-liquid meters according to the measurement range are selected in each case, based on the productivity of the gas wells and liquids.