RU138833U1

RU138833U1 - DEVICE FOR MEASURING THE DEBIT OF PRODUCTS OF A SHEET OF OIL WELLS

Info

Publication number: RU138833U1
Application number: RU2013155231/03U
Authority: RU
Inventors: Генрих Саакович Абрамов; Алексей Васильевич Барычев; Ирек Атласович Хабипов; Фердинанд Чинжетович Назмутдинов; Николай Васильевич Тищенко; Владимир Александрович Надеин; Сергей Алексеевич Кононогов
Priority date: 2013-12-12
Filing date: 2013-12-12
Publication date: 2014-03-27

Abstract

Устройство для измерения дебита продукции куста нефтяных скважин, содержащее связанную с кустом нефтяных скважин групповую замерную установку (ГЗУ), выход которой подсоединен к нефтесборному коллектору, отличающееся тем, что устье затрубного пространства каждой скважины куста нефтяных скважин через предохранительный клапан подсоединено к промежуточному трубопроводу с установленным на нем расходомером-счетчиком суммарного по всем скважинам куста нефтяных скважин свободного газа и соединенному с выходом ГЗУ и нефтесборным коллектором соответственно через обратные клапаны.A device for measuring the production rate of an oil well cluster containing a group metering unit (GZU) connected to the oil well cluster, the outlet of which is connected to an oil recovery manifold, characterized in that the mouth of each annular space of an oil well cluster through a safety valve is connected to an intermediate pipeline with an installed on it a flowmeter-counter total for all wells of a cluster of oil wells of free gas and connected to the output of the gas storage unit and the oil collector ohm respectively through check valves.

Description

Полезная модель относится к нефтяной отрасли и может быть использована в системах измерения, сбора и транспорта нефти на эксплуатируемых месторождениях, а также при измерении и контроле дебита скважин на объектах нефтедобычи.The utility model relates to the oil industry and can be used in systems for measuring, collecting and transporting oil at exploited fields, as well as in measuring and monitoring the flow rate of wells at oil production facilities.

Нефтяные месторождения, как правило, обустраиваются следующим образом [1]. На кустовой площадке находится несколько нефтедобывающих скважин, оснащенных глубинным насосным оборудованием [2], предназначенным для откачивания продукции скважин из нефтяных пластов и доставки ее на поверхность.Oil fields, as a rule, are equipped as follows [1]. On the well pad there are several oil producing wells equipped with deep pumping equipment [2], designed to pump well products from oil reservoirs and deliver it to the surface.

С кустовых площадок продукция скважин по нефтесборному коллектору поступает на дожимные насосные станции (ДНС), где производится ряд технологических операций, в том числе частичное отделение попутного газа и (или) частичное отделение пластовой воды, с последующим повышением давления для дальнейшей транспортировки нефти до установок подготовки нефти (УПН).From the well sites, the production of wells through the oil collector goes to booster pump stations (BPS), where a number of technological operations are performed, including partial separation of associated gas and (or) partial separation of produced water, followed by an increase in pressure for further transportation of oil to treatment plants oil (UPN).

В зависимости от способа сбора и транспортировки (двухтрубный или однотрубный) [2], продукция куста нефтяных скважин в конечном итоге поступает в виде водонефтяной смеси на центральный сборный пункт (ЦСП) и, соответственно, в виде газа транспортируется до компрессорной станции или на газоперерабатывающий завод (ГПЗ).Depending on the method of collection and transportation (two-pipe or one-pipe) [2], the production of the oil well cluster ultimately comes in the form of a water-oil mixture to the central collection point (CSP) and, accordingly, is transported in the form of gas to a compressor station or to a gas processing plant (GPZ).

Нефтяные месторождения Западной Сибири обустраиваются главным образом высоконапорными однотрубными системами сбора продукции нефтяных скважин. Такие системы сбора, транспортировки продукции скважин особенно эффективны именно для нефтяных месторождений Западной Сибири, где за счет кустового разбуривания и обустройства достигнуты высокие темпы развития нефтяной промышленности [3].Oil fields in Western Siberia are mainly equipped with high-pressure single-tube systems for collecting oil well products. Such systems for collecting and transporting well products are especially effective precisely for oil fields in Western Siberia, where high rates of development of the oil industry have been achieved due to cluster drilling and construction [3].

Все добывающие скважины куста нефтяных скважин, оборудованные глубиннонасосными установками, подключаются к групповым замерным установкам (ГЗУ), обеспечивающим периодический контроль дебита каждой отдельной скважины.All producing wells of an oil well cluster equipped with deep pumping units are connected to group metering units (GZU), which provide periodic monitoring of the flow rate of each individual well.

Из всего многообразия (по принципу действия и конструктивному исполнению) в мировой практике нефтедобычи получили массовое распространение глубиннонасосные установки двух видов [4, 5]: скважинные штанговые насосные установки (СШНУ) и установки погружных центробежных насосов с электроприводом (УЭЦН).Of the variety (according to the principle of operation and design) in the world oil production, two types of deep pump units [4, 5] are widely used: well sucker rod pump units (SSHNU) and submersible centrifugal pump units with electric drive (ESP).

Большое содержание свободного газа в пластовой жидкости приводит к тому, что в цилиндре насоса СШНУ уменьшается доля объема, занятая откачиваемой жидкостью, и, соответственно, уменьшается дебит скважины. Для снижения вредного влияния свободного газа на работу скважинного штангового насоса применяют специальные глубинные устройства, называемыми газовыми якорями или газовыми сепараторами и устанавливаемыми, как правило, ниже всасывающего клапана насоса. В результате действия этих сепараторов жидкость поступает к приему насоса, а газ уходит в затрубное пространство.The high content of free gas in the reservoir fluid leads to the fact that in the cylinder of the SSHNU pump, the fraction of the volume occupied by the pumped fluid decreases, and, accordingly, the flow rate of the well decreases. To reduce the harmful effects of free gas on the operation of a borehole sucker rod pump, special deep devices are used, called gas anchors or gas separators, which are usually installed below the suction valve of the pump. As a result of the action of these separators, the liquid enters the pump intake and the gas escapes into the annulus.

При откачке продукции скважины, содержащей свободный газ, электроцентробежными насосами, происходит падение их напора, подачи (расхода) и КПД, а возможен и полный срыв подачи насоса. По этой причине УЭЦН оснащаются центробежными газосепараторами. Отделение газа от жидкости основано на разности их плотностей. Газ скапливается вблизи оси газосепаратора и выводится в затрубное пространство, а жидкие фракции отбрасываются центробежными силами к стенкам корпуса газосепаратора и направляются в нефтяной насос. Газ из затрубного пространства через обратный клапан и задвижку, а также водонефтегазовая смесь с частью свободного газа из насосно-компрессорных труб (НКТ) через соответствующую задвижку поступают в манифольдную линию, соединенную через соответствующий трубопровод с входом ГЗУ.When pumping well products containing free gas with electric centrifugal pumps, their pressure, supply (flow) and efficiency drop, and a complete disruption of the pump supply is possible. For this reason, ESPs are equipped with centrifugal gas separators. The separation of gas from liquid is based on the difference in their densities. Gas accumulates near the axis of the gas separator and is discharged into the annulus, and the liquid fractions are discarded by centrifugal forces to the walls of the gas separator body and sent to the oil pump. Gas from the annulus through a non-return valve and a valve, as well as a water-oil mixture with part of the free gas from the tubing through the corresponding valve, enter the manifold line connected through the corresponding pipeline to the inlet of the gas distribution unit.

Внутрискважинная сепарация газа, с дальнейшим его перепуском в затрубное пространство в определенных условиях приводит к пульсационным явлениям в работе скважин куста нефтяных скважин [2]. В свою очередь, пульсации давления массового расхода жидкости, обогащенной свободным и растворенным газом, каждой отдельной скважины куста нефтяных скважин существенным (негативным) образом влияют на работу групповых замерных установок. Отметим следующие составляющие (факторы) этого влияния [6]:Downhole gas separation, with its subsequent transfer to the annulus under certain conditions, leads to pulsating phenomena in the operation of oil well cluster wells [2]. In turn, pressure pulsations of the mass flow rate of the liquid enriched in free and dissolved gas of each individual well in the oil well cluster significantly (negatively) affect the operation of group metering units. We note the following components (factors) of this influence [6]:

1. на одной и той же кустовой площадке к ГЗУ могут быть подключены скважины с расходными параметрами смеси и ее отдельных компонент, отличающихся в десятки и сотни раз;1. on the same well pad to wells can be connected wells with flow rates of the mixture and its individual components, differing tens and hundreds of times;

2. резко выраженная нестационарность режима многофазных потоков продукции скважин;2. pronounced unsteadiness of the multiphase flow regime of well production;

3. при значительных скоростях газа в сепараторе (25-30 м/сек) из сепаратора вместе с газом уносится, в виде капель, нефть;3. at significant gas speeds in the separator (25-30 m / s), oil is taken away in the form of droplets from the separator together with the gas;

4. при определенных условиях: некачественная сепарация (в том числе и по причине избыточности свободного газа); активное выделение растворенного газа из жидкости (по причине уменьшения давления в измерительной емкости) на поверхности слоя нефти (жидкости) происходит активное пенообразование, которое усиливается пузырьками газа, всплывающими на поверхность нефти.4. Under certain conditions: poor-quality separation (including due to excess free gas); active release of dissolved gas from the liquid (due to a decrease in pressure in the measuring tank) on the surface of the oil (liquid) layer, active foaming occurs, which is amplified by gas bubbles floating on the surface of the oil.

Рассмотрим конкретные примеры проявления приведенных факторов влияния на работу ГЗУ.Consider specific examples of the manifestation of these factors of influence on the work of the GZU.

При наличии фактора п. 1 можно утверждать, что реально на кусте нефтяных скважин ни конструктивно, ни программно нельзя обеспечить корректные измерения расходных параметров каждой скважины с одинаковой погрешностью, в противном случае ГЗУ должна комплектоваться, например, различными типоразмерами сепараторов, мерных емкостей и т.д.In the presence of the factor of item 1, it can be argued that it is realistically neither constructively nor programmatically it is possible to provide correct measurements of the flow rate parameters of each well with the same error, otherwise the GZU should be equipped, for example, with various standard sizes of separators, measuring tanks, etc. d.

При наличии фактора п. 2 на ГЗУ, во-первых, могут возникнуть такие ситуации, когда отсепарированный газ вместе с капельной нефтью будет уходить в газовую линию, что, естественно, повлечет за собой увеличение погрешности измерения расхода и нефти, и воды. Во-вторых, в случае возникновения пробкового режима конкретной скважины, есть большая вероятность того, что в процессе измерения объемного расхода жидкости (нефти) газ, вытесняющий замеренную порцию жидкости из мерной емкости, уйдет вместе с этой жидкостью в нефтяной коллектор. И наконец, пульсации давления массового расхода жидкости и свободного газа (пробковый режим) могут привести к аварийной ситуации на ГЗУ.In the presence of the factor of Clause 2 on the gas supply unit, firstly, situations may arise when the separated gas, together with the droplet oil, goes into the gas line, which, of course, will entail an increase in the measurement error of the flow rate of both oil and water. Secondly, in the event of a plug regime of a particular well, there is a high probability that in the process of measuring the volumetric flow rate of the liquid (oil), the gas displacing the measured portion of the liquid from the measuring tank will go into the oil reservoir together with this liquid. And finally, pressure pulsations of the mass flow rate of liquid and free gas (plug mode) can lead to an emergency on the gas generator.

Относительно факторов (пункты 3 и 4) отметим, что в первом случае (п. 3) речь идет о неучтенной нефти, а во втором случае (п. 4) датчики уровня в ГЗУ воспримут верхний слой в пенообразном состоянии как жидкость, в результате чего произойдет ошибка в оценке мерного объема и, естественно, в оценке объемного расхода и по нефти, и по воде.Regarding the factors (paragraphs 3 and 4), we note that in the first case (paragraph 3) we are talking about unaccounted oil, and in the second case (paragraph 4), the level sensors in the gas reservoir will perceive the upper layer in a foamy state as a liquid, as a result of which an error will occur in the assessment of the measured volume and, naturally, in the estimation of the volumetric flow rate for both oil and water.

Известно, что проблема измерения расходных параметров добывающих нефтяных скважин решается на двух уровнях. Измерения на первом уровне преследуют две цели:It is known that the problem of measuring the flow rate parameters of producing oil wells is solved at two levels. Measurements on the first level have two goals:

- измерения расходных параметров с целью контроля эффективности эксплуатации нефтяных месторождений, а также контроля текущего технического состояния нефтяных скважин и соблюдения режимов их работы;- measurement of flow rate parameters in order to control the efficiency of oil field operation, as well as to monitor the current technical condition of oil wells and compliance with their operating modes;

- измерения с целью определения количественных оценок расходных параметров нефтяных скважин, сведения расходного баланса между эксплуатационными участниками нефтепромыслов и, главным образом, расходного баланса между промыслами и коммерческими узлами учета нефти.- measurements in order to determine quantitative estimates of the flow rates of oil wells, information on the flow balance between operating participants in the oil field and, mainly, the flow balance between the fields and commercial oil metering units.

В техническом решении [7] предложено устройство для непрерывного измерения дебита группы нефтяных скважин, в котором функции ГЗУ выполняют индивидуальные по каждой скважине преобразователи объемных расходомеров-счетчиков газа и преобразователи массовых расходомеров-счетчиков жидкости, установленные на выходе индивидуальных по каждой скважине вертикальных резервуаров-сепараторов. В данном техническом решении применен способ двойного сепарирования свободного газа по каждой скважине куста нефтяных скважин и непрерывного измерения по каждой скважине расходных параметров (по газу и жидкости). Недостаток такого технического решения состоит, во-первых, в том, что при значительном содержании свободного газа, последний вместе с капельками нефти, минуя оба сепаратора, непрерывно будет поступать через преобразователь расходомера-счетчика газа в нефтесборный коллектор. Естественно, что при этом измерения численных значений расходных параметров (и по газу, и по жидкости) будут производиться с дополнительными и неучтенными погрешностями. Во-вторых, при такой технической реализации системы измерения расходных параметров, не представляется возможным измерить отдельно расходы и по нефти, и по воде. В противном случае, появляется необходимость в доукомплектовании каждой скважины влагомером. В-третьих, и схемным решением, и конструктивно устройство перегружено измерительными приборами и сложными в исполнении металлоемкими сепараторами. К этому последнему замечанию можно добавить также и дополнительные затраты на обслуживание расходомеров (монтаж, поверка, ремонт).In the technical solution [7], a device was proposed for continuous measurement of the flow rate of a group of oil wells, in which the GDF functions are performed by individual for each well transducers of volumetric flow meters-gas meters and converters of mass flowmeters-liquid meters installed at the outlet of individual separator tanks for each well . In this technical solution, a method of double separation of free gas for each well of a cluster of oil wells and continuous measurement of flow rates for each well (gas and liquid) is applied. The disadvantage of this technical solution is, firstly, that with a significant content of free gas, the latter, together with oil droplets, bypassing both separators, will continuously flow through the converter of the gas flow meter to the oil collector. Naturally, in this case, measurements of the numerical values of the flow rate parameters (both for gas and liquid) will be made with additional and unaccounted for errors. Secondly, with such a technical implementation of the system for measuring flow rate parameters, it does not seem possible to separately measure the costs of both oil and water. Otherwise, it becomes necessary to equip each well with a hydrometer. Thirdly, both the circuit design and the design of the device are overloaded with measuring instruments and metal separators that are difficult to perform. To this last point, you can add the additional costs of servicing the flowmeters (installation, calibration, repair).

Несомненно, такое схемное решение позволит оптимальным образом настроить режим работы сепараторов с учетом и производительности скважин, и количества свободного газа. Тем не менее, объединенное в одно целое (конструктивно), такое устройство, несомненно, явится источником вредных, и с большой вероятностью, резонансных вибраций, которые в конечном итоге вызовут дополнительные вибрации трубопроводов, а также скажутся отрицательным образом на работе измерительной аппаратуры.Undoubtedly, such a circuit solution will allow you to optimally configure the operating mode of the separators, taking into account both the productivity of the wells and the amount of free gas. Nevertheless, combined into a single unit (structurally), such a device will undoubtedly be a source of harmful, and with a high probability, resonant vibrations, which will ultimately cause additional vibration of the pipelines, and also adversely affect the operation of the measuring equipment.

Наиболее близким техническим решением является устройство [8] для измерения дебита группы нефтяных скважин, содержащее групповую замерную установку, выход которой через промежуточный трубопровод-коллектор подсоединен к вертикальному резервуару-сепаратору, к выходу которого подсоединены преобразователи расходомеров-счетчиков газа и жидкости. Такое техническое решение позволяет на время измерения расходных параметров групповой измерительной установкой каждой очередной скважины по остальным скважинам куста нефтяных скважин производить измерения интегральных значений расходных параметров, что позволяет осуществлять оперативный контроль технического состояния свободных от дискретных измерений скважин.The closest technical solution is a device [8] for measuring the flow rate of a group of oil wells, containing a group metering unit, the output of which through an intermediate manifold pipe is connected to a vertical separator tank, to the output of which the converters of gas and liquid flow meters are connected. Such a technical solution allows the measurement of the integral values of the flow parameters, which allows operational monitoring of the technical condition of wells that are free from discrete measurements, for the duration of measuring the flow rate parameters by a group measuring installation of each successive well in the remaining wells of the oil well cluster.

Но и этот аналог, принятый за прототип, хотя и решает проблему осуществления оперативного контроля, но, в силу воздействия влияющих факторов (пункты. 1…4), не сможет производить корректные измерения расходных параметров нефтяных скважин куста.But this analogue, adopted as a prototype, although it solves the problem of operational control, but, due to the influence of influencing factors (paragraphs. 1 ... 4), it will not be able to make correct measurements of flow rates of oil wells in the cluster.

Задачей, на решение которой направлена заявленная полезная модель, является повышение потребительских свойств устройства для измерения дебита продукции куста нефтяных скважин за счет создания облегченного режима измерения ГЗУ, позволяющего производить более точные и корректные измеренияThe task to which the claimed utility model is directed is to increase the consumer properties of the device for measuring the production rate of oil well cluster by creating a lightweight measuring mode for gas metering, which allows more accurate and correct measurements

Технический результат достигается тем, что в устройстве для измерения дебита продукции куста нефтяных скважин, содержащем связанную с кустом нефтяных скважин групповую замерную установку, выход которой подсоединен к нефтесборному коллектору, устье затрубного пространства каждой скважины куста нефтяных скважин через предохранительный клапан подсоединено к промежуточному трубопроводу с установленным на нем расходомером-счетчиком суммарного по всем скважинам куста нефтяных скважин свободного газа и соединенному с выходом ГЗУ и нефтесборным коллектором соответственно через обратные клапаны.The technical result is achieved by the fact that in a device for measuring the production rate of an oil well cluster containing a group metering unit connected to an oil well cluster, the outlet of which is connected to an oil collecting manifold, the mouth of each annular space of an oil well cluster is connected to an intermediate pipeline with a safety valve installed on it a flowmeter-counter total for all wells of the cluster of oil wells free gas and connected to the output of gas and oil collecting collector respectively through check valves.

Подключение затрубного пространства каждой скважины куста нефтяных скважин к нефтесборному коллектору, минуя ГЗУ, с помощью промежуточного трубопровода, с установленным на нем расходомером-счетчиком газа, обеспечивает объекту более высокие потребительские свойства за счет создания благоприятных условий работы групповой измерительной установки, а именно, резкое снижение газосодержания измеряемой водонефтегазовой смеси.Connecting the annular space of each well of the oil well cluster to the oil collector, bypassing the gas distribution unit, using an intermediate pipeline, with a gas flow meter installed on it, provides the facility with higher consumer properties by creating favorable working conditions for a group measuring installation, namely, a sharp decrease the gas content of the measured oil and gas mixture.

Полезная модель поясняется графически, где на рисунке изображена схема устройства для измерения дебита продукции куста нефтяных скважин.The utility model is illustrated graphically, where the figure shows a diagram of a device for measuring the production rate of an oil well cluster.

Устройство содержит связанную с кустом 1 нефтяных скважин, групповую замерную установку 2, нефтесборный коллектор 3, предохранительные клапаны 4, промежуточный трубопровод 5, на котором установлен расходомер-счетчик газа 6. Выходы ГЗУ 2 и промежуточного трубопровода 5 соединены с нефтесборным коллектором 3 соответственно через обратные клапаны 7 и 8.The device contains associated with the well 1 of oil wells, a group metering unit 2, an oil collector 3, safety valves 4, an intermediate pipe 5 on which a gas flow meter is installed 6. The outputs of the gas supply unit 2 and the intermediate pipe 5 are connected to the oil collector 3, respectively, through the return valves 7 and 8.

Работа устройства осуществляется следующим образом.The operation of the device is as follows.

С устья каждой скважины куста нефтяных скважин 1 из насосно-компрессорной трубы продукция в виде водонефтегазовой смеси (с малой долей свободного газа, до 15% от всего объема газа) поступает через манифольдную линию (на рисунке не показано) на вход ГЗУ 2. Измеренная по раздельным дебитам (нефть, вода, свободный газ) групповой замерной установкой 2 в режиме циклического опроса, продукция каждой отдельной скважины (в момент измерения дебита отдельной скважины все остальные скважины нефтяного куста 2 подключены к нефтесборному коллектору 3) подается в нефтесборный коллектор 3. Соответственно, отсепарированный глубинными газосепараторами газ из затрубного пространства каждой скважины куста нефтяных скважин, поступает через соответствующие предохранительные клапаны 4 в промежуточный трубопровод 5, на котором расположен расходомер-счетчик газа 6, а измеренный по всем скважинам суммарный газ поступает в нефтесборный коллектор 3. Обратные клапаны 7 и 8 защищают устройство от несанкционированного обратного перетока продукции из нефтесборного коллектора.From the mouth of each well in the oil well cluster 1 from the tubing, products in the form of a water-oil mixture (with a small fraction of free gas, up to 15% of the total gas volume) are fed through a manifold line (not shown in the figure) to the inlet of the gas supply unit 2. Measured by separate flow rates (oil, water, free gas) by a group metering unit 2 in a cyclic survey mode, production of each individual well (at the time of measuring the flow rate of a separate well, all other wells of the oil cluster 2 are connected to the oil collector 3) flow into the oil recovery manifold 3. Accordingly, the gas separated by deep gas separators from the annulus of each well of the oil well cluster enters through the corresponding safety valves 4 into the intermediate pipeline 5, on which the gas flow meter 6 is located, and the total gas measured from all the wells enters oil collector 3. Check valves 7 and 8 protect the device from unauthorized return flow of products from the oil collector.

Таким образом, предложенное техническое решение позволяет значительно повысить качество измерения дебита продукции куста нефтяных скважин путем разделения продукции скважин на газожидкостную (с малым газосодержанием) и газовую составляющие. Повышается точность и надежность измерения дебитов продукции скважин соответственно по нефти, воде и газу (смотри пункты 1…4). Кроме того, улучшаются эксплуатационные характеристики технических средств (трубопроводов, запорных элементов и ГЗУ в целом).Thus, the proposed technical solution can significantly improve the quality of measuring the production rate of the oil well cluster by dividing the production of wells into gas-liquid (with low gas content) and gas components. The accuracy and reliability of measuring production rates of wells by oil, water and gas, respectively, are increased (see paragraphs 1 ... 4). In addition, the operational characteristics of technical equipment (pipelines, shut-off elements, and gas-insulated valves as a whole) are improved.

Таким образом, с учетом вышеизложенного, заявляемый объект подлежит охране как объект промышленной собственности с выдачей заявителю соответствующего охранного документа.Thus, in view of the foregoing, the claimed object is subject to protection as an industrial property object with the issuance of the relevant security document to the applicant.

ИСТОЧНИКИ ИНФОРМАЦИИ, ПРИНЯТЫЕ ВО ВНИМАНИЕ ПРИ СОСТАВЛЕНИИ ОПИСАНИЯ ПОЛЕЗНОЙ МОДЕЛИSOURCES OF INFORMATION TAKEN INTO ACCOUNT WHEN DRAWING UP A DESCRIPTION OF A USEFUL MODEL

1. Абрамов Г.С., Барычев А.В. Практическая расходометрия в нефтяной промышленности. - М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2002. - 460 с. (стр. 28, 29; 36…40, 165…171).1. Abramov G.S., Barychev A.V. Practical flow measurement in the oil industry. - M .: VNIIOENG OJSC, 2002. - 460 p. (p. 28, 29; 36 ... 40, 165 ... 171).

2. Коршак А.А., Шаммазов А.М. Основы нефтегазового дела. Учебник для ВУЗов. Издание второе, дополненное и исправленное: - Уфа.: ООО «ДизайнПолиграфСервис», 2002. - 544 с. (стр. 193…196).2. Korshak A.A., Shammazov A.M. Basics of oil and gas business. Textbook for high schools. Second edition, supplemented and amended: - Ufa .: DesignPolygraphService LLC, 2002. - 544 p. (p. 193 ... 196).

3. Пчелинцев Ю.В., Кучумов Р.Р. Эксплуатация и моделирование работы часто ремонтируемых наклонно направленных скважин. - М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2000. - 520 с. (стр. 15).3. Pchelintsev Yu.V., Kuchumov R.R. Operation and modeling of frequently repaired directional wells. - M .: VNIIOENG OJSC, 2000. - 520 p. (p. 15).

4. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти: Учебное пособие для вузов. - М: ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2003. - 816 с.(стр. 693…781).4. Mishchenko I.T. Downhole Oil Production: A Textbook for High Schools. - M: FSUE Publishing House "Oil and Gas" Russian State University of Oil and Gas. THEM. Gubkina, 2003 .-- 816 p. (Pp. 693 ... 781).

5. Андреев В.В., Уразаков К.Р., Далимов В.У. и др. Справочник по добыче нефти. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000. - 374 с. (127…217).5. Andreev V.V., Urazakov K.R., Dalimov V.U. and other Handbook of oil production. - M.: Nedra-Business Center LLC, 2000. - 374 p. (127 ... 217).

6. Материалы II Общероссийской научно-практической конференции по расходометрии. - М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2005. - 192 с. (стр. 14…27).6. Materials of the II All-Russian scientific-practical conference on flow measurement. - M .: VNIIOENG OJSC, 2005. - 192 p. (p. 14 ... 27).

7. РФ, описание полезной модели по патенту №115825, МПК E21B 47/10, G01F 1/74, приоритет 12.10.2011.7. RF, description of the utility model according to patent No. 115825, IPC E21B 47/10, G01F 1/74, priority 12.10.2011.

8. РФ, описание полезной модели по патенту №115824, МПК E21B 47/10, G01F 1/74, приоритет 12.10.2011 (прототип).8. The Russian Federation, the description of the utility model according to the patent No. 115824, IPC E21B 47/10, G01F 1/74, priority 12.10.2011 (prototype).

Claims

A device for measuring the production rate of an oil well cluster containing a group metering unit (GZU) connected to the oil well cluster, the outlet of which is connected to an oil recovery manifold, characterized in that the mouth of each annular space of an oil well cluster through a safety valve is connected to an intermediate pipeline with an installed on it a flowmeter-counter total for all wells of a cluster of oil wells of free gas and connected to the output of the gas storage unit and the oil collector ohm respectively through check valves.