RU179828U1 - DEVICE FOR DETERMINING THE OIL GAS FACTOR - Google Patents
DEVICE FOR DETERMINING THE OIL GAS FACTOR Download PDFInfo
- Publication number
- RU179828U1 RU179828U1 RU2017115280U RU2017115280U RU179828U1 RU 179828 U1 RU179828 U1 RU 179828U1 RU 2017115280 U RU2017115280 U RU 2017115280U RU 2017115280 U RU2017115280 U RU 2017115280U RU 179828 U1 RU179828 U1 RU 179828U1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- oil
- tank
- determining
- valve
- Prior art date
Links
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 11
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 9
- 239000011521 glass Substances 0.000 claims abstract description 5
- 229910001220 stainless steel Inorganic materials 0.000 claims abstract description 4
- 239000010935 stainless steel Substances 0.000 claims abstract description 4
- 239000008398 formation water Substances 0.000 claims abstract description 3
- 238000005070 sampling Methods 0.000 claims 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 11
- 239000000463 material Substances 0.000 abstract description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 2
- 238000009827 uniform distribution Methods 0.000 abstract description 2
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 27
- 235000019198 oils Nutrition 0.000 description 21
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 9
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 8
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 8
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 5
- 238000007872 degassing Methods 0.000 description 4
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 4
- 235000019476 oil-water mixture Nutrition 0.000 description 3
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 3
- 230000010190 G1 phase Effects 0.000 description 1
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 description 1
- 238000010835 comparative analysis Methods 0.000 description 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 230000002085 persistent effect Effects 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/10—Locating fluid leaks, intrusions or movements
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
- E21B49/08—Obtaining fluid samples or testing fluids, in boreholes or wells
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Sampling And Sample Adjustment (AREA)
Abstract
Полезная модель относится к нефтедобыче, а именно к устройствам для определения газового фактора.Техническим результатом полезной модели является сокращение материальных затрат и упрощение процедуры определения газового фактора.Для этого устройство содержит сепаратор и вентили подвода водонефтегазовой смеси, отвода нефтяного газа и пластовой воды. Сепаратор выполнен в виде калиброванной измерительной емкости из толстостенного стекла, заглушенной с торцов фланцами из нержавеющей стали. Ось емкости расположена перпендикулярно горизонтальной поверхности. Вентиль подвода водонефтегазовой смеси подсоединен к нижнему фланцу емкости. Емкость в нижней части оснащена узлом равномерного распределения смеси. Вентиль отвода нефтяного газа подсоединен к верхнему фланцу емкости. Верхний фланец емкости оснащен манометром, термометром и датчиком уровня. Вентиль отвода пластовой воды подсоединен к нижнему фланцу емкости. 1 ил.The utility model relates to oil production, namely, devices for determining the gas factor. The technical result of the utility model is to reduce material costs and simplify the procedure for determining the gas factor. For this, the device contains a separator and valves for supplying oil and gas mixture, removal of oil gas and produced water. The separator is made in the form of a calibrated measuring vessel made of thick-walled glass, muffled from the ends by stainless steel flanges. The axis of the tank is perpendicular to the horizontal surface. The valve for supplying the oil and gas mixture is connected to the lower flange of the tank. The container at the bottom is equipped with a uniform distribution unit. The oil gas vent valve is connected to the top flange of the tank. The top flange of the tank is equipped with a pressure gauge, thermometer and level sensor. The formation water drain valve is connected to the bottom flange of the tank. 1 ill.
Description
Полезная модель относится к нефтедобыче, а именно к устройствам для определения газового фактора.The utility model relates to oil production, and in particular to devices for determining the gas factor.
Известна установка согласно способу определения дебитов нефти, попутного газа и воды [1].A known installation according to the method for determining the flow rates of oil, associated gas and water [1].
Установка производит заполнение продукцией скважины измерительной емкости, а после достижения максимального уровня водонефтяной смеси производит закрытие входного крана измерительной емкости и выдержку во времени для сепарации свободного газа из жидкости. После определения дебита водонефтяной смеси по скорости заполнения и объему сепарированной жидкости производят постепенный отбор газовой фазы из верхней части измерительной емкости компрессором через понижающий до атмосферного давления редуктор. Компрессор при этом закачивает отбираемый газ в коллектор скважины. Откачку газа производят до тех пор, пока давление в измерительной емкости не снизится до атмосферного значения. Газовый фактор рассчитывается по производительности компрессора и времени его работы.The installation fills the measuring tank with well products and, after reaching the maximum level of the oil-water mixture, closes the inlet tap of the measuring tank and holds in time to separate free gas from the liquid. After determining the flow rate of the oil-water mixture by the filling speed and the volume of the separated liquid, the gas phase is gradually taken from the upper part of the measuring container by the compressor through a reducer reducing to atmospheric pressure. In this case, the compressor pumps the sampled gas into the well reservoir. Gas is pumped out until the pressure in the measuring tank drops to atmospheric value. The gas factor is calculated by compressor performance and its operating time.
Недостаток установки состоит в необходимости использования большого количества оборудования (компрессор, датчик уровней), а так же низкая точность в случае измерения стойких водонефтяных эмульсий.The disadvantage of the installation is the need to use a large amount of equipment (compressor, level sensor), as well as low accuracy in the case of measuring persistent oil-water emulsions.
Известна мобильная установка [2] для измерения дебитов жидкости и газа УГФ 2,5-200, включающая два газосепаратора, приемную емкость дегазированной жидкости, насос откачки жидкости в нефтесборный коллектор и разъемную факельную линию со стояком для сжигания газа. Установка подключается к устью скважины или АГЗУ «Спутник» и позволяет проводить непрерывный замер дебита жидкости (водонефтяной смеси) и газа. Газожидкостная смесь, поступившая в установку, проходит трехступенчатую сепарацию.A well-known mobile installation [2] for measuring the flow rates of liquid and gas UGF 2.5-200, including two gas separators, a receiving tank of degassed liquid, a pump for pumping liquid into the oil collector and a detachable flare line with a riser for burning gas. The installation is connected to the wellhead or AGZU Sputnik and allows continuous measurement of the flow rate of the liquid (oil-water mixture) and gas. The gas-liquid mixture entering the unit undergoes a three-stage separation.
Недостатками известной установки для измерения дебитов жидкости и газа являются:The disadvantages of the known installation for measuring flow rates of liquid and gas are:
сложность конструкции, высокие эксплуатационные затраты;design complexity, high operating costs;
неполное разгазирование нефти в сепараторах, остаточное содержание растворенного газа приводит к существенным ошибкам и погрешностям измерений, составляющим 4…6%.incomplete degassing of oil in the separators, the residual content of dissolved gas leads to significant errors and measurement errors of 4 ... 6%.
Наибольшее распространение имеет методика комплексного исследования состава и свойств пластовых нефтей [3], которая включает отбор глубинных и рекомбинированных проб пластовых флюидов, перевод отобранных проб в PVT установки и приведение их к пластовым условиям, разгазирование пробы при заданных температурах и давлениях. При этом измеряются газовые факторы при условиях разгазирования.The most widely used methodology is a comprehensive study of the composition and properties of reservoir oils [3], which includes the selection of deep and recombined samples of reservoir fluids, transferring selected samples to PVT installations and bringing them to reservoir conditions, sample degassing at given temperatures and pressures. In this case, gas factors are measured under degassing conditions.
Недостатком способа является то, что реализация методики требует значительных затрат, связанных с отбором и доставкой проб, переводом их в установку и дальнейших исследований.The disadvantage of this method is that the implementation of the method requires significant costs associated with the selection and delivery of samples, transferring them to the installation and further research.
Технической задачей, стоящей перед полезной моделью, является сокращение материальных затрат, упрощение процедуры определения газового фактора.The technical problem facing the utility model is to reduce material costs, simplify the procedure for determining the gas factor.
Для этого устройство содержит сепаратор и вентили подвода водонефтегазовой смеси, отвода нефтяного газа и пластовой воды. Сепаратор выполнен в виде калиброванной измерительной емкости из толстостенного стекла, заглушенной с торцов фланцами из нержавеющей стали. Ось емкости расположена перпендикулярно горизонтальной поверхности. Вентиль подвода водонефтегазовой смеси подсоединен к нижнему фланцу емкости. Емкость в нижней части оснащена узлом равномерного распределения смеси. Вентиль отвода нефтяного газа подсоединен к верхнему фланцу емкости. Верхний фланец емкости оснащен манометром, термометром и датчиком уровня. Вентиль отвода пластовой воды подсоединен к нижнему фланцу емкости.To this end, the device comprises a separator and valves for supplying the oil and gas mixture, removal of oil gas and produced water. The separator is made in the form of a calibrated measuring vessel made of thick-walled glass, muffled from the ends by stainless steel flanges. The axis of the tank is perpendicular to the horizontal surface. The valve for supplying the oil and gas mixture is connected to the lower flange of the tank. The container at the bottom is equipped with a uniform distribution unit. The oil gas vent valve is connected to the top flange of the tank. The top flange of the tank is equipped with a pressure gauge, thermometer and level sensor. The formation water drain valve is connected to the bottom flange of the tank.
На фиг. 1 показано устройство для определения газового фактора.In FIG. 1 shows a device for determining the gas factor.
Устройство для определения газового фактора содержит калиброванную измерительную емкость 7 из толстостенного стекла и заглушенную с торцов фланцами из нержавеющей стали, вентиль подвода водонефтегазовой смеси 1 с перфорированным патрубком 6, вентили отвода нефтяного газа 3 и пластовой воды 2, манометр 4, термометр 5, датчик уровня 8, регулировочные винты 9.The device for determining the gas factor contains a calibrated
Перед началом измерения устройство устанавливается вертикально при помощи регулировочных винтов 9 и датчика уровня 8 и заполняется раствором хлористого натрия плотностью 1,18-1,20 г/см3.Before starting the measurement, the device is installed vertically using the adjusting
Водогазонефтяная смесь из трубопровода поступает в устройство для определения газового фактора через вентиль 1 и перфорированный патрубок 6. Газонефтяная смесь, удельный вес которой меньше, чем у раствора хлористого натрия, поднимается в верхнюю часть сепаратора. При этом содержащаяся в нефти вода отделяется при прохождении через слой минерализованной воды. Перфорированный патрубок дробит общий поток водогазонефтяной смеси, обеспечивая больший контакт с минерализованной водой.The water-gas-oil mixture from the pipeline enters the device for determining the gas factor through the valve 1 and the perforated
Необходимое для измерения давление в устройстве поддерживается открытием-закрытием вентиля 2 и контролируется манометром 4. В верхней части устройства происходит выделение газа из нефти.The pressure required for measurement in the device is maintained by opening and closing the
После поступления в устройство нефти высотой столба более 1 см по градуировке на стеклянном корпусе, вентили 1 и 2 закрывают, выдерживают содержимое устройства 10 мин и записывают показания высоты столба газовой VГ1 фазы, давление PС1 и температуру tС1.After entering the device oil column height 1 cm on the graduation on the glass body,
Затем, открывая вентиль 2, снижают давление в устройстве до заданной величины РС2 и вновь снимают показания высоты столба газа VГ2. В зависимости от заданного количества ступеней разгазирования операции повторяют до достижения в устройстве атмосферного давления Р0, при этом фиксируя объемы газа на каждой ступени сепарации и объем нефти после последней ступени сепарации Vнn. Пробу нефти для определения остаточной обводненности отбирают при освобождении устройства или вытесняют необходимое количество через вентиль 3, создавая давление через вентиль 1.Then, opening the
Газовый фактор на ступени сепарации вычисляют по формуле:The gas factor at the separation stage is calculated by the formula:
, ,
где - объем выделившегося газа на n-ступени сепарации при стандартных условиях, см3;Where - the amount of gas released at the n-stage of separation under standard conditions, cm 3 ;
mн - масса нефти, г;m n is the mass of oil, g;
вычисляют по формуле: calculated by the formula:
, ,
где VГn - объем выделившегося газа на n-ступенях сепарации, см3;where V Гn is the volume of gas released at the n-stages of separation, cm 3 ;
VГn-1 - объем выделившегося газа на n-1 ступени сепарации, см3;V Гn-1 - the amount of gas released at the n-1 stage of separation, cm 3 ;
А - коэффициент приведения газа к стандартным условиям (температура 20°C, давление 0,1013 МПа).A is the coefficient of bringing the gas to standard conditions (temperature 20 ° C, pressure 0.1013 MPa).
Величину mн вычисляют по формуле:The value of m n is calculated by the formula:
mн=(Vнn-Vв)×ρн,m n = (V nn -V c ) × ρ n ,
где Vнn - объем нефти после последней ступени сепарации (Р0=0,1013 МПа), см3;where V nn is the volume of oil after the last stage of separation (P 0 = 0,1013 MPa), cm 3 ;
Vв - объем остаточной воды в нефти, см;V in - the volume of residual water in oil, cm;
ρн - плотность нефти при нормальных условиях, г/см3.ρ n - oil density under normal conditions, g / cm 3 .
Таким образом, заявляемое изобретение позволяет сократить материальные затраты и упростить процедуру определения газового фактора нефти.Thus, the claimed invention allows to reduce material costs and simplify the procedure for determining the gas factor of oil.
Источники информацииInformation sources
1. Патент РФ №2504653. Способ определения дебитов нефти, попутного газа и воды. Заявл. 30.01.2012 г., опубл. 20.01.2014 г.1. RF patent No. 2504653. A method for determining the flow rates of oil, associated gas and water. Claim 01/30/2012, publ. January 20, 2014
2. М.Д. Валеев и др. Сравнительный анализ измерительных установок для определения газового фактора. «Нефтяное хозяйство» №1, 2011.2. M.D. Valeev et al. Comparative analysis of measuring installations for determining the gas factor. “Oil industry” No. 1, 2011.
3. В.Н. Мамуна и др. Экспериментальное исследование пластовых нефтей. - М. ГОСНИНТИ. 1960.3. V.N. Mamuna et al. Experimental study of reservoir oils. - M. GOSNINTI. 1960.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2017115280U RU179828U1 (en) | 2017-04-28 | 2017-04-28 | DEVICE FOR DETERMINING THE OIL GAS FACTOR |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2017115280U RU179828U1 (en) | 2017-04-28 | 2017-04-28 | DEVICE FOR DETERMINING THE OIL GAS FACTOR |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU179828U1 true RU179828U1 (en) | 2018-05-25 |
Family
ID=62203067
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2017115280U RU179828U1 (en) | 2017-04-28 | 2017-04-28 | DEVICE FOR DETERMINING THE OIL GAS FACTOR |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU179828U1 (en) |
Citations (9)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU62293A1 (en) * | 1941-04-23 | 1942-11-30 | К.П. Козин | Device for determining the oil content of passable rocks by the luminescence method |
SU611137A1 (en) * | 1976-05-19 | 1978-06-15 | Всесоюзный научно-исследовательский институт природных газов | Bomb for investigating equilibrium process in liquid-gas mixtures |
SU1688020A1 (en) * | 1989-06-15 | 1991-10-30 | Грозненский Нефтяной Институт Им.Акад.М.Д.Миллионщикова | Device for sampling and observation of thermodynamic state of gas-liquid mixture |
SU1747918A1 (en) * | 1990-02-08 | 1992-07-15 | Ленинградский Технологический Институт Им.Ленсовета | Measuring tank |
RU2054536C1 (en) * | 1992-07-28 | 1996-02-20 | Тимано-Печорское отделение Всероссийского нефтяного научно-исследовательского геолого-разведочного института | Device for investigation of formation fluids |
US6182505B1 (en) * | 1996-11-22 | 2001-02-06 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for studying the properties of a multiphase fluid under pressure flowing in a duct, such as a petroleum stream |
RU63936U1 (en) * | 2006-09-25 | 2007-06-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | DEVICE FOR DETERMINING THE PRESSURE OF SATURATED VAPORS, THE CONTENT OF FREE AND DISSOLVED GASES IN OIL AND OIL PRODUCTS |
RU2422796C1 (en) * | 2010-03-16 | 2011-06-27 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Procedure for sampling gas-liquid medium and device for its implementation |
RU2448246C1 (en) * | 2010-08-10 | 2012-04-20 | Открытое акционерное общество "Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт имени академика А.П. Крылова" (ОАО "ВНИИнефть") | Crude oil investigation device (pvt) |
-
2017
- 2017-04-28 RU RU2017115280U patent/RU179828U1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (9)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU62293A1 (en) * | 1941-04-23 | 1942-11-30 | К.П. Козин | Device for determining the oil content of passable rocks by the luminescence method |
SU611137A1 (en) * | 1976-05-19 | 1978-06-15 | Всесоюзный научно-исследовательский институт природных газов | Bomb for investigating equilibrium process in liquid-gas mixtures |
SU1688020A1 (en) * | 1989-06-15 | 1991-10-30 | Грозненский Нефтяной Институт Им.Акад.М.Д.Миллионщикова | Device for sampling and observation of thermodynamic state of gas-liquid mixture |
SU1747918A1 (en) * | 1990-02-08 | 1992-07-15 | Ленинградский Технологический Институт Им.Ленсовета | Measuring tank |
RU2054536C1 (en) * | 1992-07-28 | 1996-02-20 | Тимано-Печорское отделение Всероссийского нефтяного научно-исследовательского геолого-разведочного института | Device for investigation of formation fluids |
US6182505B1 (en) * | 1996-11-22 | 2001-02-06 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for studying the properties of a multiphase fluid under pressure flowing in a duct, such as a petroleum stream |
RU63936U1 (en) * | 2006-09-25 | 2007-06-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | DEVICE FOR DETERMINING THE PRESSURE OF SATURATED VAPORS, THE CONTENT OF FREE AND DISSOLVED GASES IN OIL AND OIL PRODUCTS |
RU2422796C1 (en) * | 2010-03-16 | 2011-06-27 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Procedure for sampling gas-liquid medium and device for its implementation |
RU2448246C1 (en) * | 2010-08-10 | 2012-04-20 | Открытое акционерное общество "Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт имени академика А.П. Крылова" (ОАО "ВНИИнефть") | Crude oil investigation device (pvt) |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US9114332B1 (en) | Multiphase flow measurement apparatus utilizing phase separation | |
RU2504653C1 (en) | Method of defining oil associated gas and water discharge | |
RU2405933C1 (en) | Method for survey of gas and gas-condensate wells | |
CN104777071A (en) | Water-containing thickened oil PVT experiment method | |
CN110261571A (en) | The simulator and experimental method of condensate gas constant volume depletion in tight porous media | |
RU2396427C2 (en) | Method for determination of water cuttings of oil well production "ohn++" | |
RU2520251C1 (en) | Method for determination of product water cut in oil producing well | |
RU76070U1 (en) | DEVICE FOR MEASURING OIL WELL PRODUCTS | |
RU179828U1 (en) | DEVICE FOR DETERMINING THE OIL GAS FACTOR | |
CN110529100A (en) | High temperature and pressure pit shaft salt crust physical simulating device and its analogy method | |
RU2016103269A (en) | INSTALLATION FOR SEPARATE MEASUREMENT OF DEBIT OF OIL WELLS ON OIL, GAS AND WATER | |
RU2661209C1 (en) | Method of the oil well oil, gas and water productions measurement | |
MX2011003287A (en) | Process for measuirng the dynamic viscosity in heavy crude oil from the oil well pressure to the atmospheric pressure, including the bubble poin pressure, based on an electromagnetic viscometer. | |
RU2299321C2 (en) | Method and device for oil and gas-condensate well production measurement in air-tight oil collection systems | |
RU2562628C1 (en) | Method of liquid dynamic level determination in well | |
US3023606A (en) | Method and apparatus for the determination of the gas-liquid effective permeabilityratio of core samples | |
RU155020U1 (en) | INSTALLATION FOR MEASURING THE DEBIT OF OIL WELL PRODUCTS | |
RU2340772C2 (en) | Method of evaluation of water cuttings of well production of oil wells "охн+" | |
NO20111734A1 (en) | Multistage sampling vessel | |
US2640358A (en) | Sampler | |
RU2220282C1 (en) | Process measuring production rate of oil wells in systems of sealed gathering and gear for its implementation | |
US3009359A (en) | Automatic well testing system | |
RU72722U1 (en) | DEVICE FOR MEASURING THE DEBIT OF OIL WELL PRODUCTS "SATELLITE-POWER MASSOMER" ("SATELLITE-SM") | |
RU2397453C1 (en) | Method of measuring volume of liquid in closed reservoir | |
RU2630014C1 (en) | Method for determining mass of solvent in oil-producing well |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM9K | Utility model has become invalid (non-payment of fees) |
Effective date: 20180527 |