RU1777446C - Способ измерения расхода газожидкостного потока - Google Patents
Способ измерения расхода газожидкостного потока Download PDFInfo
- Publication number
- RU1777446C RU1777446C SU4823655/10A SU4823655A RU1777446C RU 1777446 C RU1777446 C RU 1777446C SU 4823655/10 A SU4823655/10 A SU 4823655/10A SU 4823655 A SU4823655 A SU 4823655A RU 1777446 C RU1777446 C RU 1777446C
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- flow rate
- measuring
- gas
- flow
- liquid
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Measuring Volume Flow (AREA)
Abstract
Использование: контроль расхода жидкости в малодебитных скважинах. Сущность изобретения: периодически изменяют направление подачи контролируемого потока в измерительную камеру, выполненную в виде двух вертикально установленных герметичных цилиндров, соединенных между собой в верхней части трубопроводом, определяют время заполнения и время опорожнения цилиндров, по которым судят о расходе жидкой компоненты и общем расходе. 3 ил.
Description
Изобретение относится к добыче нефти и может быть использовано при измерениях количества жидкости и газа в продукции добывающих скважин и в других случаях, когда необходимо измерять количество жидкости и газа в двухфазном потоке при рабочих условиях.
Известен способ определения расхода нефтяной скважины, основанный на измерении расхода жидкости и газа, движущихся в пробковом режиме, с помощью сужающего устройства. Однако известный способ имеет большие погрешности измерения, так как сужающее устройство нормально работает только при наличии сухого газа или чистой жидкости. Кроме того, неопределенность величины пробок жидкости и газа осложняет процесс измерения.
Известен способ измерения расхода газожидкостного потока, в котором поток подают в измерительную трубу, имеющую высокий коэффициент термического расширения, затем, после нагрева трубы, замеряют температуру потока на входе и выходе и величину деформации средней части трубы, и далее определяют расход любой компоненты газожидкостного потока. Однако этот способ неприемлем для измерения воспламеняющихся сред, каковыми является продукция нефтедобывающих скважин, так как он связан с высокотемпературным нагревом.
Целью изобретения является обеспечение возможности измерения воспламеняющихся сред.
Поставленная цель достигается тем, что в известном способе измерения расхода газожидкостного потока, включающем подачу потока в измерительную камеру, измерение расхода потока и измерение расхода составляющей поток компоненты в процессе разделения потока на компоненты, согласно изобретению периодически изменяют направление подачи потока в измерительную камеру, выполненную в виде двух вертикально установленных герметичных цилиндров, соединенных между собой в верхней части трубопроводом, а расход потока и расход составляющей поток компоненты определяют соответственно по времени опорожнения и времени заполнения цилиндров.
На фиг.1-3 представлены схемы осуществления способа.
Поток газожидкостной смеси по трубе 1 через четырехходовой кран 2 поступает в измерительные емкости 3 и 4, а газ по трубопроводу 5 поступает то в одну, то в другую измерительную емкости.
В начальный момент, как указано на фиг.1, газожидкостная смесь начинает поступать в одну измерительную емкость, например, в измерительную емкость 3, где происходит разделение фаз и измерительная емкость заполняется отсепарированной при рабочем давлении и температуре жидкостью. Выделившийся газ через трубопровод 5 и измерительную емкость 4 и кран 2 поступает в трубопровод 1, по которому перекачивается газожидкостная смесь.
В момент заполнения жидкостью измерительной емкости 3 до заданного уровня кран 2 поворачивается и занимает положение, указанное на фиг.2. Газожидкостная смесь начинает поступать в измерительную емкость 4, а жидкость из измерительной емкости 3 газом вытесняется в трубопровод 1. После заполнения измерительной емкости 4 жидкостью кран 2 поворачивается и занимает положение, указанное на фиг.3, и далее процесс заполнения и опорожнения жидкостью измерительных емкостей повторяется. При этом измеряется продолжительность времени заполнения отградуированной части измерительной емкости V жидкостью τж и продолжительность времени опорожнения этой же части измерительной емкости τг
Расход жидкости Qж определяется по формуле
Qж V/ τж а газовый фактор газожидкостной смеси, как отношение объема газа на объем жидкости в потоке при рабочих условиях, рассчитывается по формуле
Гф= -1.
Расход жидкости Qж определяется по формуле
Qж V/ τж а газовый фактор газожидкостной смеси, как отношение объема газа на объем жидкости в потоке при рабочих условиях, рассчитывается по формуле
Гф= -1.
Изобретение иллюстрируется следующим примером. Проводились определения дебита жидкости и газового фактора продукции скважин на групповой замерной установке N 860.
Вместимость градуированной части измерительной емкости составляла V 50 дм3. Дебит скважины по жидкости, усредненный за время одного заполнения измерительной емкости, определялся по формуле
Qж 72/ τж где Qж дебит скважины, м3/сут;
72 постоянный коэффициент при V50 дм3;
τж продолжительность одного заполнения измерительной емкости, мин.
Qж 72/ τж где Qж дебит скважины, м3/сут;
72 постоянный коэффициент при V50 дм3;
τж продолжительность одного заполнения измерительной емкости, мин.
Дебит скважины Qж ср, усредненный за время n заполнений измерительной емкости, определялся по формуле
Q р 72 , где τж суммарная продолжитель ность заполнения измерительной емкости n раз.
Q
Измерения проводились при давлении P= 0,35 МПа и температуре жидкости t 8oC.
Результаты определения дебита скважины по жидкости и газового фактора приведены в таблице.
Claims (1)
- СПОСОБ ИЗМЕРЕНИЯ РАСХОДА ГАЗОЖИДКОСТНОГО ПОТОКА, включающий подачу потока в измерительную камеру, измерение расхода потока и измерение расхода составляющей поток компоненты в процессе разделения потока на компоненты, отличающийся тем, что, с целью обеспечения возможности измерения воспламеняющихся сред, периодически изменяют направление подачи потока в измерительную камеру, выполненную в виде двух вертикально установленных герметичных цилиндров, соединенных между собой в верхней части трубопроводом, а расход потока и расход составляющей поток компоненты определяют соответственно по времени опорожнения и времени заполнения цилиндров.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU4823655/10A RU1777446C (ru) | 1990-05-07 | 1990-05-07 | Способ измерения расхода газожидкостного потока |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU4823655/10A RU1777446C (ru) | 1990-05-07 | 1990-05-07 | Способ измерения расхода газожидкостного потока |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU1777446C true RU1777446C (ru) | 1995-05-27 |
Family
ID=30441788
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
SU4823655/10A RU1777446C (ru) | 1990-05-07 | 1990-05-07 | Способ измерения расхода газожидкостного потока |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU1777446C (ru) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2560737C1 (ru) * | 2014-05-29 | 2015-08-20 | Рауф Рахимович Сафаров | Устройство для измерения дебита нефтяных скважин |
-
1990
- 1990-05-07 RU SU4823655/10A patent/RU1777446C/ru not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (2)
Title |
---|
Авторское свидетельство СССР N 1344021, кл. G 01F 1/68, 1985. * |
Авторское свидетельство СССР N 1514921, кл. E 21B 47/10, 1989. * |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2560737C1 (ru) * | 2014-05-29 | 2015-08-20 | Рауф Рахимович Сафаров | Устройство для измерения дебита нефтяных скважин |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
JP3150706B2 (ja) | 自動油井試験システムおよび同システムを動作させる方法 | |
RU2299322C1 (ru) | Способ измерения дебита продукции нефтяных скважин в системах герметизированного сбора | |
CA2293903C (en) | Method and apparatus for determining real time liquid and gas phase flow rates | |
RU2396427C2 (ru) | Способ определения обводненности продукции нефтяных скважин "охн++" | |
RU1777446C (ru) | Способ измерения расхода газожидкостного потока | |
RU2236584C1 (ru) | Способ и устройство для измерения дебита нефти | |
RU2299321C2 (ru) | Способ измерения дебита продукции нефтяных скважин в системах герметизированного сбора и устройство для его осуществления "мера-охн" | |
RU2002133991A (ru) | Способ и устройство для измерения дебита нефти | |
RU2340772C2 (ru) | Способ определения обводненности продукции нефтяных скважин "охн+" | |
RU2733954C1 (ru) | Способ измерения продукции нефтяной скважины | |
RU2057922C1 (ru) | Установка для измерения продукции скважин | |
RU2519236C1 (ru) | Способ для определения параметров нефтегазоводяного потока | |
RU2085864C1 (ru) | Способ измерения количества компонентов продукции нефтяной скважины | |
SU905739A1 (ru) | Устройство дл определени количества газа | |
RU2131027C1 (ru) | Устройство для измерения дебита нефтяных скважин | |
US3182502A (en) | Tank gauge apparatus | |
US3009359A (en) | Automatic well testing system | |
RU66420U1 (ru) | Влагомер жидкости продукции нефтяных скважин "охно" | |
SU1700441A1 (ru) | Устройство дл измерени влагосодержани сырой нефти | |
SU1106996A1 (ru) | Способ определени объема частично содержащей жидкость емкости | |
RU2183267C1 (ru) | Способ определения дебита нефтяных скважин по жидкости | |
RU194085U1 (ru) | Устройство для измерения количества нефти, содержания воды и газа в продукции малодебитных скважин | |
RU2243536C1 (ru) | Способ определения газосодержания в жидкости | |
RU2779284C1 (ru) | Способ измерения газового фактора нефти | |
RU1811580C (ru) | Устройство дл измерени количества нефтепродуктов |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20040508 |