RU2023986C1 - Method of quantitative assessment of gas-fluid mixture - Google Patents
Method of quantitative assessment of gas-fluid mixture Download PDFInfo
- Publication number
- RU2023986C1 RU2023986C1 SU4889703A RU2023986C1 RU 2023986 C1 RU2023986 C1 RU 2023986C1 SU 4889703 A SU4889703 A SU 4889703A RU 2023986 C1 RU2023986 C1 RU 2023986C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- liquid
- mixture
- measuring tank
- measuring
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Control Of Non-Electrical Variables (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтепромысловому делу и может быть использовано при добыче геотермальных вод. The invention relates to the oil field and can be used in the extraction of geothermal water.
Известен способ определения газового фактора флюида как отношения измеренных объемов газа и жидкости, выводимых скважиной в единицу времени [1] . There is a method of determining the gas factor of a fluid as the ratio of the measured volumes of gas and liquid discharged by the well per unit time [1].
Недостатком указанного способа является то, что определение газового фактора производят после разделения исходного флюида на газовый и жидкостный потоки и измерения производительности отдельных потоков соответствующими приборами, например дифманометрами. The disadvantage of this method is that the determination of the gas factor is carried out after separation of the source fluid into gas and liquid flows and measuring the performance of individual flows with appropriate instruments, for example differential pressure gauges.
При небольшом количестве скважин измерение производительности отдельной скважины по жидкости производят путем тарировки устройства, в котором производится сепарация (отделение газа) флюида [1]. With a small number of wells, the measurement of the productivity of an individual well in the liquid is carried out by calibrating the device in which the fluid is separated (gas is separated) [1].
И в этом случае остается необходимость раздельного измерения производительности по газу, а значит, и снаряжение линии, по которой отводится газ, соответствующими измерительными приборами. And in this case, there remains the need for separate measurement of gas productivity, and hence the equipment of the line along which the gas is discharged, with appropriate measuring instruments.
Наиболее близким является способ количественной оценки газожидкостной смеси, включающий подачу смеси в мерную емкость, разделение ее на газовую и жидкостную фазы и измерение расхода каждой фазы [2]. The closest is a method for quantifying a gas-liquid mixture, including feeding the mixture into a measured tank, separating it into gas and liquid phases and measuring the flow rate of each phase [2].
Недостатком известного способа является недостаточная информативность, так как не определяется газовый фактор. The disadvantage of this method is the lack of information, since the gas factor is not determined.
Цель изобретения - повышение информативности за счет дополнительного определения газового фактора. The purpose of the invention is to increase the information content due to the additional determination of the gas factor.
Цель достигается тем, что при подаче смеси определяют ее давление и температуру, при изменении расхода каждой фазы доводят уровень жидкости в мерной емкости до верхнего предела, прекращают отвод газа в атмосферу, увеличивают отвод жидкости и измеряют время τ1 ее истечения от верхнего до нижнего предела, обеспечивая постоянное давление газа в мерной емкости, открывают выход газа в атмосферу, прекращают отвод жидкости из мерной емкости и измеряют время τ2 наполнения мерной емкости жидкостью от нижнего до верхнего предела, в газовый фактор вычисляют по формуле
ГФ=K , где Р, Т - давление и температура двухфазной смеси;
ρo , ρt - плотность жидкости соответственно при нормальных условиях и при условиях, в которых производится измерение;
K = .The goal is achieved by the fact that when the mixture is supplied, its pressure and temperature are determined, when the flow rate of each phase is changed, the liquid level in the measuring tank is brought to the upper limit, the gas withdrawal to the atmosphere is stopped, the liquid discharge is increased and its expiration time τ 1 is measured from the upper to the lower limit providing a constant gas pressure in a measuring vessel, a gas outlet open to the atmosphere, stop fluid discharge from measuring container and the time τ 2 dimensional filling containers with liquid from the lower to the upper limit, in GOR ychislyayut formula
GF = K where P, T - pressure and temperature of a two-phase mixture;
ρ o , ρ t are the liquid density, respectively, under normal conditions and under the conditions in which the measurement is made;
K = .
Cпособ осуществляется следующим образом. The method is as follows.
Определяется газовый фактор путем обратного деления дебита жидкости, определенного как скорость наполнения объема дегазатора сепаратора, ограниченного датчиками верхнего и нижнего уровней (ДВУ и ДНУ), за некоторое время на дебит газа, выделенного из жидкости за это же время, дебит газа определяется на стационарном режиме работы скважины на том же оборудовании по вновь установившемуся давлению при увеличении выпуска жидкости из него за время ее источника от ДВУ до ДНУ. The gas factor is determined by backdividing the liquid flow rate, defined as the filling rate of the separator degasser volume, limited by the upper and lower level sensors (TLD and DNU), for some time to the flow rate of gas released from the liquid during the same time, the gas flow rate is determined in stationary mode well operation on the same equipment for the newly established pressure with an increase in the output of fluid from it during its source from TLD to DNU.
Измерение дебита жидкости очевидно: на стационарном режиме в емкость дегазатор-сепаратор, имеющий ДВУ и ДНУ, поступает флюид и измеряется время наполнения емкости от ДНУ до ДВУ. Дебит равен
gt = , м3/c, где S - площадь поперечного сечения емкости, м2;
h - расстояние между датчиками, м;
τ2 - время заполнения объема между ДНУ и ДВУ, с.Measurement of the fluid flow rate is obvious: in stationary mode, a degasser-separator having a TLD and a DND receives fluid and the time it takes to fill the tank from the DNU to the TLD is measured. The debit is equal
gt = , m 3 / s, where S is the cross-sectional area of the tank, m 2 ;
h is the distance between the sensors, m;
τ 2 - the time of filling the volume between DNU and TLD, s.
Затем, увеличивая дебит отводимой из дегазатора жидкости, например, дополнительной заслонкой, установленной в нижней его части, и закрыв кран газоотвода, начинают выпуск жидкости из емкости. При достижении уровня ДВУ начинают отсчет времени. Регулируя открытие задвижки, отводящей жидкость из емкости, и заслонки, добиваются, чтобы снижение уровня происходило при постоянном давлении, особенно вблизи ДНУ. На уровне ДНУ отсчет времени прекращают. Then, increasing the flow rate of the liquid discharged from the degasser, for example, by an additional shutter installed in its lower part, and closing the gas vent valve, the liquid is discharged from the tank. When the TLD level is reached, the time begins. By adjusting the opening of the gate valve, which drains the liquid from the tank, and the shutters, they ensure that the level decreases at constant pressure, especially near the DNU. At the DNU level, the countdown is stopped.
Дебит газа определяется следующим образом:
v = = , м3/c, где τ1 - время опорожнения объема жидкости, заключенного между ДВУ и ДНУ, с.The gas flow rate is determined as follows:
v = = , m 3 / s, where τ 1 is the time of emptying the volume of liquid enclosed between the TLD and DNU, s.
Далее объемы приводятся к н.у. Next, the volumes are reduced to nu
vo = , м3/c.v o = , m 3 / s.
Исходя из того, что масса жидкости постоянна, можно записать
gt ˙ ρt = go ˙ ρo ;
go = = , м3/c.Based on the fact that the fluid mass is constant, we can write
g t ˙ ρ t = g o ˙ ρ o ;
g o = = , m 3 / s.
Газовый фактор равен
ГФ = = = , м3/м3. Для воды, поскольку ρ100o C отличается от ρ20o C меньше, чем на 5%, можно упростить
ГФ = , т.е., зная температуру жидкости и давление и замерив время наполнения и опорожнения заданного объема, можно вычислить газовый фактор флюида.The gas factor is
GF = = = , m 3 / m 3 . For water, since ρ 100 o C differs from ρ 20 o C less than 5%, you can simplify
GF = , i.e., knowing the temperature of the liquid and the pressure and measuring the time of filling and emptying a given volume, it is possible to calculate the gas factor of the fluid.
На чертеже представлено устройство, реализующее предлагаемое ТР. The drawing shows a device that implements the proposed TR.
Устройство состоит из емкости 1, где происходит разделение фаз, патрубка для отвода газа с вентилем 2, патрубка для отвода жидкости, снабженного задвижкой 3, патрубком для увеличения отвода жидкости с заслонкой 4, входного патрубка с задвижкой 5 и двух датчиков верхнего и нижнего уровней. Скважина с помощью задвижки 5 подключается к емкости 1, которая имеет связь с атмосферой через вентиль 2, с нагрузкой через задвижку 3, со сбросным амбаром через заслонку 4. The device consists of a tank 1, where the phase separation occurs, a pipe for venting gas with a
Рассмотрим работу устройства при измерении газового фактора геотермальных вод. Устройство работает как дегазатор, который может быть использован для измерения газового фактора. Consider the operation of the device when measuring the gas factor of geothermal waters. The device works as a degasser, which can be used to measure the gas factor.
В стационарном режиме уровень воды в дегазаторе поддерживается на определенной высоте за счет установившегося давления газов над уровнем воды и равенства масс входящих и выходящих в дегазатор масс газов и воды. Исходные данные для расчета газового фактора определяются в следующем порядке. In stationary mode, the water level in the degasser is maintained at a certain height due to the steady-state gas pressure above the water level and the equality of masses of the masses of gases and water entering and leaving the degasser. The initial data for calculating the gas factor are determined in the following order.
Доводят уровень воды в дегазаторе по ДВУ, для чего, если он выше ДВУ, приоткрывают или задвижку 3, или заслонку 4, если уровень ниже ДВУ, то прикрывают задвижку 3, при достижении ДВУ закрывают вентиль отвода газа и открывают полностью заслонку, начинают отсчет времени. The water level in the degasser is adjusted through the TLD, for which, if it is higher than the TLD, open either the
Начавшееся снижение уровня воды в дегазаторе регулируют отводом воды задвижкой 3 таким образом, чтобы оно происходило при постоянном давлении, особенно при приближении к ДНУ. The begun decrease in the water level in the degasser is controlled by the drainage of the
По достижении ДНУ засекают время τ1 и давление, закрывают заслонку 4 и задвижку 3, открывают вентиль отвода газов и вновь начинают отсчет времени, но уже для наполняющейся емкости.Upon reaching the DND, time τ 1 and pressure are detected, the
При достижении ДВУ засекают время τ2 открывают задвижку 3 и выводят дегазатор на стационарный режим работы.Upon reaching the TLD, the time τ 2 is detected, the
Claims (1)
ГФ=K
где P, T - давление и температура двухфазной смеси;
ρo , ρt - плотность жидкости соответственно при нормальных условиях и при условиях, в которых производится измерение;
K = .METHOD FOR QUANTITATIVE EVALUATION OF A GAS-LIQUID MIXTURE, which includes feeding the mixture into a measured tank, separating it into gas and liquid phases and measuring the flow rate of each phase, characterized in that, in order to increase the information content by additionally determining the gas factor, its pressure is determined when the mixture is supplied and temperature, when measuring the flow rate of each phase, bring the liquid level in the measuring tank to the upper limit, stop the gas discharge to the atmosphere, increase the liquid discharge and measure the time τ 1 of its expiration from the upper to the lower limit, providing a constant gas pressure in the measuring tank, open the gas outlet to the atmosphere, stop the liquid from the measuring tank and measure the time τ 2 filling the measuring tank with liquid from the lower to the upper limit, and the gas factor is calculated by the formula
GF = K
where P, T - pressure and temperature of a two-phase mixture;
ρ o , ρ t are the liquid density, respectively, under normal conditions and under the conditions in which the measurement is made;
K = .
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU4889703 RU2023986C1 (en) | 1990-12-10 | 1990-12-10 | Method of quantitative assessment of gas-fluid mixture |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU4889703 RU2023986C1 (en) | 1990-12-10 | 1990-12-10 | Method of quantitative assessment of gas-fluid mixture |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2023986C1 true RU2023986C1 (en) | 1994-11-30 |
Family
ID=21549324
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
SU4889703 RU2023986C1 (en) | 1990-12-10 | 1990-12-10 | Method of quantitative assessment of gas-fluid mixture |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2023986C1 (en) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2589452C2 (en) * | 2014-06-17 | 2016-07-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Завод нефтегазового оборудования "ТЕХНОВЕК" | Three position control method and device of liquid level in separator reservoir |
-
1990
- 1990-12-10 RU SU4889703 patent/RU2023986C1/en active
Non-Patent Citations (2)
Title |
---|
1. Медведев В.Ф. Сбор и подготовка нефти и воды. М.: Недра, 1986, с.221. * |
2. Справочник по нефтепромысловому оборудованию. Под ред.Е.И.Бухаленко. М.: Недра, 1983, с.327-329, рис.133. * |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2589452C2 (en) * | 2014-06-17 | 2016-07-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Завод нефтегазового оборудования "ТЕХНОВЕК" | Three position control method and device of liquid level in separator reservoir |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US6182505B1 (en) | Method and apparatus for studying the properties of a multiphase fluid under pressure flowing in a duct, such as a petroleum stream | |
RU2299322C1 (en) | Method for oil and gas-condensate well production measurement in air-tight oil collection systems | |
US5205310A (en) | System and method for flow control for high watercut oil production | |
RU98114252A (en) | AUTOMATED WELL TEST SYSTEM AND METHOD OF ITS OPERATION | |
WO1991015738A1 (en) | Improvements to two and three-phase flow measurement | |
US4549432A (en) | Metering separator for determining the liquid mass flow rate in a gas-liquid oilfield production stream | |
US6257070B1 (en) | Method and apparatus for determining real time liquid and gas phase flow rates | |
RU2023986C1 (en) | Method of quantitative assessment of gas-fluid mixture | |
RU2236584C1 (en) | Method and device for measuring oil debit | |
RU2131027C1 (en) | Device for measuring production rate of oil wells | |
RU2405935C2 (en) | Method for efficient measurement of liquid debit in oil or gas condensate well and device for its realisation | |
RU2220282C1 (en) | Process measuring production rate of oil wells in systems of sealed gathering and gear for its implementation | |
RU2664530C1 (en) | Device and method for measuring the flow rate of oil wells | |
RU2340772C2 (en) | Method of evaluation of water cuttings of well production of oil wells "охн+" | |
RU2401384C2 (en) | Method of measuring oil well products and device to this end | |
RU2691255C1 (en) | Device for measuring flow rate of oil wells | |
CN208136194U (en) | Gas well three phase metering separator | |
CA1201789A (en) | Metering separator for determining the liquid mass flow rate in a gas-liquid oilfield production stream | |
RU2253099C1 (en) | Method and device for measuring water concentration in water-oil-gas mixture | |
RU2355883C2 (en) | Method of assessment of well yield | |
RU2273828C2 (en) | Method and device for measuring mass flow of gas-liquid mixture | |
RU2325520C2 (en) | Method for determination of production rate of wells' production | |
RU168317U1 (en) | INSTALLATION FOR MEASURING OIL WELL PRODUCTS | |
CN210768733U (en) | Well head viscous crude differential pressure constant volume weighing metering device | |
RU2269650C1 (en) | Oil production well output measuring device |