RU2008135064A - ADAPTIVE METHOD FOR DETERMINING RESIDUAL (FREE) GAS CONTENT IN GROUP MEASURING INSTALLATIONS - Google Patents

ADAPTIVE METHOD FOR DETERMINING RESIDUAL (FREE) GAS CONTENT IN GROUP MEASURING INSTALLATIONS Download PDF

Info

Publication number
RU2008135064A
RU2008135064A RU2008135064/03A RU2008135064A RU2008135064A RU 2008135064 A RU2008135064 A RU 2008135064A RU 2008135064/03 A RU2008135064/03 A RU 2008135064/03A RU 2008135064 A RU2008135064 A RU 2008135064A RU 2008135064 A RU2008135064 A RU 2008135064A
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
oil
gas
mass
residual
water
Prior art date
Application number
RU2008135064/03A
Other languages
Russian (ru)
Other versions
RU2386811C1 (en
Inventor
Генрих Саакович Абрамов (RU)
Генрих Саакович Абрамов
Алексей Васильевич Барычев (RU)
Алексей Васильевич Барычев
Владимир Александрович Надеин (RU)
Владимир Александрович Надеин
Original Assignee
Открытое акционерное общество "Инженерно-производственная фирма "СИБНЕФТЕАВТОМАТИКА" (ОАО ИПФ "СибНА") (RU)
Открытое акционерное общество "Инженерно-производственная фирма "СИБНЕФТЕАВТОМАТИКА" (ОАО ИПФ "СибНА")
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Открытое акционерное общество "Инженерно-производственная фирма "СИБНЕФТЕАВТОМАТИКА" (ОАО ИПФ "СибНА") (RU), Открытое акционерное общество "Инженерно-производственная фирма "СИБНЕФТЕАВТОМАТИКА" (ОАО ИПФ "СибНА") filed Critical Открытое акционерное общество "Инженерно-производственная фирма "СИБНЕФТЕАВТОМАТИКА" (ОАО ИПФ "СибНА") (RU)
Priority to RU2008135064/03A priority Critical patent/RU2386811C1/en
Publication of RU2008135064A publication Critical patent/RU2008135064A/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2386811C1 publication Critical patent/RU2386811C1/en

Links

Landscapes

  • Measuring Volume Flow (AREA)

Abstract

1. Адаптивный способ определения остаточного (свободного) газосодержания на групповых замерных установках, заключающийся в поочередном, по заданной программе, измерении массы и плотности, предварительно отсепарированной от газа жидкости, массы газа и объемной доли воды и нефти каждой скважины, прошедших соответственно через массовые счетчики жидкости, газа и поточный влагомер за фиксированный интервал времени, с пересчетом в суточную производительность соответственно по массовому расходу сырой нефти (водонефтяной смеси), массовому расходу нефти и объемному расходу нефтяного газа, отличающийся тем, что вычисляется расчетное значение плотности сырой нефти по формуле: ! , ! где ρн и ρв - плотности, соответственно, нефти и воды, измеренные лабораторным путем по каждой скважине; ! W - средняя обводненность водонефтяной смеси, определенная по ряду измеренных поточным влагомером мгновенных значений Wi, ! на основании ряда мгновенных значений плотности сырой нефти по каждой подключенной для измерения нефтяной скважине определяется среднее значение плотности , при этом, если разность и изменяется на величину Δρ≥Δρабс (где Δ ρабс - абсолютная погрешность измерения плотномера), то остаточное газосодержание сырой нефти определяют по формуле: ! . ! 2. Адаптивный способ определения остаточного (свободного) газосодержания на групповых замерных установках по п.1, отличающийся тем, что численное значение Кг может быть использовано для корректировки массы нефти Мнг в нефтеводогазовой смеси и объема Vг остаточного свободного газа в смеси соответственно по формулам: ! ; ! .1. An adaptive method for determining the residual (free) gas content in group metering units, which consists in alternating, according to a given program, measurement of mass and density pre-separated from the gas fluid, the mass of gas and the volume fraction of water and oil of each well, passed through mass meters, respectively liquids, gas and flow hydrometer for a fixed period of time, with conversion to daily output, respectively, according to the mass flow rate of crude oil (oil-water mixture), mass course of oil and gas volumetric flow rate, characterized in that the calculated estimated density value of the crude oil by the formula: ! where ρн and ρв are the densities, respectively, of oil and water, measured by laboratory methods for each well; ! W is the average water-oil mixture water cut, determined from a number of instantaneous values Wi,! on the basis of a number of instantaneous values of the density of crude oil for each oil well connected for measurement, the average density value is determined, and if the difference changes by Δρ≥Δρabs (where Δ ρabs is the absolute error of the density meter), the residual gas content of crude oil is determined by formula:! . ! 2. The adaptive method for determining the residual (free) gas content in group metering facilities according to claim 1, characterized in that the numerical value of Kg can be used to adjust the mass of oil Mng in the oil-gas mixture and the volume Vg of residual free gas in the mixture, respectively, according to the formulas:! ; ! .

Claims (2)

1. Адаптивный способ определения остаточного (свободного) газосодержания на групповых замерных установках, заключающийся в поочередном, по заданной программе, измерении массы и плотности, предварительно отсепарированной от газа жидкости, массы газа и объемной доли воды и нефти каждой скважины, прошедших соответственно через массовые счетчики жидкости, газа и поточный влагомер за фиксированный интервал времени, с пересчетом в суточную производительность соответственно по массовому расходу сырой нефти (водонефтяной смеси), массовому расходу нефти и объемному расходу нефтяного газа, отличающийся тем, что вычисляется расчетное значение плотности сырой нефти по формуле:1. An adaptive method for determining the residual (free) gas content in group metering units, which consists in alternating, according to a given program, measurement of mass and density pre-separated from the gas fluid, the mass of gas and the volume fraction of water and oil of each well, passed through mass meters, respectively liquids, gas and flow hydrometer for a fixed period of time, with conversion to daily output, respectively, according to the mass flow rate of crude oil (oil-water mixture), mass course of oil and gas volumetric flow rate, characterized in that the calculated estimated density value of the crude oil by the formula:
Figure 00000001
,
Figure 00000001
, где ρн и ρв - плотности, соответственно, нефти и воды, измеренные лабораторным путем по каждой скважине;where ρ n and ρ in are the densities, respectively, of oil and water, measured by laboratory methods for each well; W - средняя обводненность водонефтяной смеси, определенная по ряду измеренных поточным влагомером мгновенных значений Wi,W is the average water content of the oil-water mixture, determined from a number of instantaneous values of W i measured by the flow hydrometer, на основании ряда мгновенных значений плотности сырой нефти по каждой подключенной для измерения нефтяной скважине определяется среднее значение плотности
Figure 00000002
, при этом, если разность
Figure 00000003
и
Figure 00000004
изменяется на величину Δρ≥Δρабс (где Δ ρабс - абсолютная погрешность измерения плотномера), то остаточное газосодержание сырой нефти определяют по формуле:on the basis of a series of instantaneous values of the density of crude oil for each connected to measure the oil well, the average density value is determined
Figure 00000002
Moreover, if the difference
Figure 00000003
and
Figure 00000004
changes by Δρ≥Δρ abs (where Δ ρ abs is the absolute measurement error of the density meter), then the residual gas content of crude oil is determined by the formula:
Figure 00000005
.
Figure 00000005
. 2. Адаптивный способ определения остаточного (свободного) газосодержания на групповых замерных установках по п.1, отличающийся тем, что численное значение Кг может быть использовано для корректировки массы нефти Мнг в нефтеводогазовой смеси и объема Vг остаточного свободного газа в смеси соответственно по формулам:2. The adaptive method for determining the residual (free) gas content in group metering plants according to claim 1, characterized in that the numerical value of K g can be used to adjust the mass of oil M ng in the oil-gas mixture and the volume V g of residual free gas in the mixture, respectively formulas:
Figure 00000006
;
Figure 00000006
;
Figure 00000007
.
Figure 00000007
.
RU2008135064/03A 2008-08-27 2008-08-27 Adaptive method of definition of residual (free) gas content at group gage units RU2386811C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2008135064/03A RU2386811C1 (en) 2008-08-27 2008-08-27 Adaptive method of definition of residual (free) gas content at group gage units

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2008135064/03A RU2386811C1 (en) 2008-08-27 2008-08-27 Adaptive method of definition of residual (free) gas content at group gage units

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2008135064A true RU2008135064A (en) 2010-03-10
RU2386811C1 RU2386811C1 (en) 2010-04-20

Family

ID=42134717

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2008135064/03A RU2386811C1 (en) 2008-08-27 2008-08-27 Adaptive method of definition of residual (free) gas content at group gage units

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2386811C1 (en)

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN112272731A (en) * 2018-06-14 2021-01-26 “西布涅弗捷玛什”股份公司 Method for thermochemical treatment of oil reservoirs
RU2763193C1 (en) * 2020-12-14 2021-12-28 Илья Анатольевич Тарусин Method for determining the proportion of petroleum (associated) gas in crude petroleum

Families Citing this family (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2513892C1 (en) * 2012-09-10 2014-04-20 Артур Маратович Галимов Method for determination of residual gas content in fluid
RU2625130C1 (en) * 2016-03-10 2017-07-11 Публичное Акционерное Общество "Нефтеавтоматика" Method for determining the proportion of free and dissolved gas in crude oil at metering stations
RU2632691C1 (en) * 2016-06-23 2017-10-09 Общество С Ограниченной Ответственностью "Газпром Добыча Надым" Method for determining the separation coefficient
RU2647539C1 (en) * 2017-01-10 2018-03-16 Акционерное Общество "Нефтеавтоматика" Method of measuring the debit of oil well production

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN112272731A (en) * 2018-06-14 2021-01-26 “西布涅弗捷玛什”股份公司 Method for thermochemical treatment of oil reservoirs
RU2763193C1 (en) * 2020-12-14 2021-12-28 Илья Анатольевич Тарусин Method for determining the proportion of petroleum (associated) gas in crude petroleum

Also Published As

Publication number Publication date
RU2386811C1 (en) 2010-04-20

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2012109105A (en) METHOD FOR MEASURING MULTIPHASIC FLUID IN A WELL
RU2008135064A (en) ADAPTIVE METHOD FOR DETERMINING RESIDUAL (FREE) GAS CONTENT IN GROUP MEASURING INSTALLATIONS
CN201818297U (en) Oil-gas-water three phase automatic metering device
RU2014107737A (en) MULTI-PHASE FLOW METER AND METHOD FOR CORRECTION OF INDICATIONS OF THE INDICATED MULTI-PHASE FLOW METER
WO2018175503A3 (en) Simultaneous real-time measurement of composition, flow, attenuation, density, and pipe-wall thickness in multiphase fluids
RU2011139114A (en) BUNKER FUEL TRANSFER
EA031936B1 (en) System for multiphase flow metering accounting for dissolved gas
WO2014018002A8 (en) Method and apparatus for analyzing multiphase fluid flow using a multivariate optical element calculation device
CN108507630A (en) Positive displacement oil gas water three phase flow separate phase flow rate on-line measurement devices and methods therefor
RU2552511C1 (en) Method to measure oil well capacity on group meter stations
RU2532490C1 (en) Method and installation for flow rate measurement of products from gas-condensate and oil wells
CN103924961A (en) Oil well oil-gas-water three-phase automatic metering system
GB2466405A (en) Measure of quantities of oil and water in multiphase flows
CN208140194U (en) Positive displacement oil gas water three phase flow separate phase flow rate on-line measurement device
CN104215306A (en) Method and device for calibrating steam-water two-phase fluid measuring instrument for oil field steam injection
RU2647539C1 (en) Method of measuring the debit of oil well production
RU114338U1 (en) DEVICE FOR MEASURING OIL PRODUCING WELLS
CN202886307U (en) Novel crude oil moisture content meter
RU35824U1 (en) SEPARATORY INSTALLATION FOR MEASURING OIL WELL DEBIT
RU2502052C1 (en) Method to detect volume of separated associated oil gas
RU132837U1 (en) INSTALLATION FOR DETERMINING PRODUCT PARAMETERS PRODUCED FROM OIL WELLS
RU2578065C2 (en) Measurement of oil and gas production wells products
RU2513891C1 (en) Oil well gauging device
RU2622068C1 (en) Method for measuring flow rate of oil wells on group measuring units and device for its implementation
RU2396519C1 (en) Liquid-gas mixture flow metre