RU2085864C1 - Способ измерения количества компонентов продукции нефтяной скважины - Google Patents
Способ измерения количества компонентов продукции нефтяной скважины Download PDFInfo
- Publication number
- RU2085864C1 RU2085864C1 RU94008780A RU94008780A RU2085864C1 RU 2085864 C1 RU2085864 C1 RU 2085864C1 RU 94008780 A RU94008780 A RU 94008780A RU 94008780 A RU94008780 A RU 94008780A RU 2085864 C1 RU2085864 C1 RU 2085864C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- measuring
- well
- liquid
- volume
- product
- Prior art date
Links
Landscapes
- Measuring Volume Flow (AREA)
Abstract
Сущность способа: при измерении количества компонентов продукции нефтяной скважины последовательно заполняют две измерительные емкости, соединенные в верхней части трубопроводом, исследуемой продукцией и опорожняют. Для опорожнения используют промежуточную незамерзающую маловязкую жидкость, разделенную от продукции скважины в измерительных емкостях гибкой мембраной. Измеряют массу каждой измерительной емкости после заполнения ее продукцией скважины, время ее заполнения и плотность жидкости, по которым определяет объем и расход жидкости, объем и расход свободного газа и обводненность продукции скважины. 1 ил.
Description
Изобретение относится к области добычи нефти и может быть использовано при измерениях количества нефти, газа и воды в продукции скважин.
Известен способ измерения массы жидкости путем взвешивания в емкости (Павловский А. Н. Измерение расхода и количества жидкостей, газа и пара, М. Изд-во ст-тов, 1967). Однако этот способ не позволяет производить непрерывные измерения и реализуется только при наличии достаточно свободного газа в продукции скважины для вытеснения жидкости из измерительной емкости или требуется использование специального откачивающего жидкость насоса, при котором сильно изменяется давление потока, что приводит к вскипанию газожидкостной смеси.
Известен также способ измерения количества жидкости на потоке с двумя мерными баками с автоматическим управлением (Павловский А.Н. Измерение расхода и количества жидкости, газа и пара, М. Изд-во ст-тов, 1967, с. 49-51, рис. 26), включающий последовательное заполнение двух измерительных емкостей исследуемой продукцией и их опорожнение. Недостатком этого способа измерения является то, что он позволяет измерять количество только однокомпонентного потока, т.е. однородной жидкости, и не может быть использован в случаях газожидкостной смеси.
Цель настоящего изобретения обеспечение измерения количества нефти, воды и свободного газа в случаях, когда количество свободного газа мало или вообще отсутствует в продукции скважины и без применения откачивающего насоса, т.е. без изменения давления газожидкостного потока. Поставленная цель достигается тем, что в известном способе измерения газожидкостного потока, включающем подачу измеряемой жидкости последовательно то в одну, то в другую измерительную емкость с последующим опорожнением, одна из измерительных емкостей заполняется промежуточной незамерзающей маловязкой жидкостью, которая отделена от измеряемой продукции гибкой мембраной, а при заполнении этой измерительной емкости измеряемой продукцией промежуточная жидкость вытесняется в другую измерительную емкость, где также промежуточная жидкость отделяется от измеряемой продукции гибкой мембраной. При этом измеряется масса измерительной емкости до и после заполнения продукцией, время заполнения, плотность жидкости в продукции скважины и при заранее известных величинах плотностей нефти, воды, свободного газа находятся объем и расход жидкости в продукции скважины, объем и расход свободного газа или газовый фактор и обводненность продукции скважины.
На чертеже представлена схема осуществления способа измерения количества компонентов продукции нефтяной скважины.
Схема включает скважину 1, малогабаритный сепаратор 2, плотномер жидкости 3, переключатель потока 4, измерительные емкости 5 и 6 с гибкими мембранами 7 и 8 внутри, измерительные емкости соединяются между собой трубопроводом 9 с гибкими вставками, емкости имеют массоизмерительные устройства 10 и 11, переключение измерительных емкостей на заполнение и опорожнение управляется датчиками 12 и 13 гибких мембран.
Способ реализуется следующим образом.
Продукция скважины 1 поступает в малогабаритный сепаратор 2, где имеющийся в продукции свободный газ отделяется от жидкости, плотность жидкости после сепаратора измеряется плотномером 3, за плотномером жидкость и свободный газ поступают в один трубопровод и через переключатель потока 4 поступают в одну из измерительных емкостей. До начала измерения одна из измерительных емкостей выше гибкой мембраны заполняется промежуточной жидкостью. Для обеспечения работы и в холодное время промежуточная жидкость должна быть незамерзающей и иметь малую вязкость. В качестве такой жидкости может служить, например керосин, охлаждающая жидкость "Тосол". В начальный момент измерения гибкие мембраны должны находиться так, чтобы при подаче измеряемой продукции скважины в одну измерительную емкость с промежуточной жидкостью, например в измерительную емкость 5 промежуточная жидкость должна перетекать через трубопровод 7 в другую измерительную емкость 6 и занять пространство выше гибкой мембраны. При достижении гибкой мембраной верхнего положения датчик 12 подает команду на привод переключателя потока, переключатель потока 4 срабатывает и продукция скважины начинает поступать в другую измерительную емкость.
В момент достижения гибкой мембраной верхнего положения определяется масса измерительной емкости с заполненной продукцией скважины с помощью массоизмерительного устройства 11. Масса продукции скважины в измерительной емкости определяется измерением массы емкости до и после заполнения продукцией скважины. До заполнения масса измерительной емкости определяется без промежуточной жидкости. Массоизмерительное устройство представляет собой гидравлическую систему, где величина массы измерительной емкости преобразуется в давление, которое измеряется с помощью преобразователя давления. При каждом заполнении измерительной емкости измеряется время заполнения.
Измерению подвергаются масса продукции скважины в измерительной емкости, время заполнения каждой измерительной емкости, плотность жидкости (смеси нефти и воды). Плотность нефти, воды и свободного газа являются постоянными известными величинами для каждой скважины и определяются до начала процесса измерения в лаборатории по пробам нефти, воды и газа.
Процесс измерения настоящим способом происходит автоматически с помощью микропроцессора. Результаты измерений обрабатываются и по заданной программе и алгоритму находятся необходимые величины.
Объем и расход жидкости, объем и расход свободного газа или газовый фактор и обводненность продукции скважины находятся по формулам
где Vж объем жидкости, м3;
Qж расход жидкости, м3 /сут;
Vг- объем свободного газа, м3;
Qг- расход свободного газа, м3/сут;
Гф- газовый фактор, м3/м3;
W обводненность нефти, объемная доля воды в нефти;
M масса продукции (жидкость и газ) в измерительной емкости;
V вместимость измерительной, емкости, м3;
ρг плотность свободного газа, кг/м3;
ρж плотность жидкости, кг/м3;
ρв плотность воды в продукции скважины, кг/м3;
ρн плотность нефти в продукции скважины, кг/м3;
τ время заполнения измерительной емкости, сут
Таким образом, способ измерения позволяет определить количественные параметры нефти, воды и свободного газа в продукции скважины при малом количестве свободного газа в продукции скважины и при его отсутствия без значительного изменения давления потока продукции в процессе заполнения и опорожнения измерительной емкости. Давление при заполнении и опорожнении измерительной емкости может отличаться только на величину высоты столба жидкости в измерительной емкости, которая составляет пренебрежимо малую величину.
где Vж объем жидкости, м3;
Qж расход жидкости, м3 /сут;
Vг- объем свободного газа, м3;
Qг- расход свободного газа, м3/сут;
Гф- газовый фактор, м3/м3;
W обводненность нефти, объемная доля воды в нефти;
M масса продукции (жидкость и газ) в измерительной емкости;
V вместимость измерительной, емкости, м3;
ρг плотность свободного газа, кг/м3;
ρж плотность жидкости, кг/м3;
ρв плотность воды в продукции скважины, кг/м3;
ρн плотность нефти в продукции скважины, кг/м3;
τ время заполнения измерительной емкости, сут
Таким образом, способ измерения позволяет определить количественные параметры нефти, воды и свободного газа в продукции скважины при малом количестве свободного газа в продукции скважины и при его отсутствия без значительного изменения давления потока продукции в процессе заполнения и опорожнения измерительной емкости. Давление при заполнении и опорожнении измерительной емкости может отличаться только на величину высоты столба жидкости в измерительной емкости, которая составляет пренебрежимо малую величину.
Claims (1)
- Способ измерения количества компонентов продукции нефтяной скважины, включающий последовательное заполнение двух измерительных емкостей исследуемой продукцией и их опорожнение, отличающийся тем, что для опорожнения измерительных емкостей от продукции скважины используют промежуточную незамерзающую маловязкую жидкость, разделенную от продукции скважины в измерительных емкостях, соединенных между собой в верхней части трубопроводом, гибкой мембраной, измеряют массу каждой измерительной емкости после заполнения ее продукцией скважины, время ее заполнения и плотность жидкости, по которым определяют объем и расход жидкости, объем и расход свободного газа и обводненность продукции скважины.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU94008780A RU2085864C1 (ru) | 1994-03-14 | 1994-03-14 | Способ измерения количества компонентов продукции нефтяной скважины |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU94008780A RU2085864C1 (ru) | 1994-03-14 | 1994-03-14 | Способ измерения количества компонентов продукции нефтяной скважины |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU94008780A RU94008780A (ru) | 1995-11-20 |
RU2085864C1 true RU2085864C1 (ru) | 1997-07-27 |
Family
ID=20153471
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU94008780A RU2085864C1 (ru) | 1994-03-14 | 1994-03-14 | Способ измерения количества компонентов продукции нефтяной скважины |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2085864C1 (ru) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2595103C1 (ru) * | 2015-07-08 | 2016-08-20 | Ринат Раисович Хузин | Способ определения обводненности продукции нефтяной скважины |
CN108412479A (zh) * | 2018-02-06 | 2018-08-17 | 常州大学 | 一种用于驱替实验的油水分离计量装置和方法 |
-
1994
- 1994-03-14 RU RU94008780A patent/RU2085864C1/ru active
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
Павловский А.Н. Измерение расхода и количества жидкости, газа и пара. - М.: Изд-во стандартов, 1967, с. 49 - 51, рис.26. * |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2595103C1 (ru) * | 2015-07-08 | 2016-08-20 | Ринат Раисович Хузин | Способ определения обводненности продукции нефтяной скважины |
CN108412479A (zh) * | 2018-02-06 | 2018-08-17 | 常州大学 | 一种用于驱替实验的油水分离计量装置和方法 |
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 (ru) | Способ измерения дебита продукции нефтяных скважин в системах герметизированного сбора | |
US20020020215A1 (en) | Apparatus and method to obtain representative samples of oil well production | |
US4720998A (en) | Crude oil sampling system | |
RU2504653C1 (ru) | Способ определения дебитов нефти, попутного газа и воды | |
CA2293903C (en) | Method and apparatus for determining real time liquid and gas phase flow rates | |
RU2236584C1 (ru) | Способ и устройство для измерения дебита нефти | |
RU2085864C1 (ru) | Способ измерения количества компонентов продукции нефтяной скважины | |
RU2396427C2 (ru) | Способ определения обводненности продукции нефтяных скважин "охн++" | |
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 | |
RU2131027C1 (ru) | Устройство для измерения дебита нефтяных скважин | |
RU2220282C1 (ru) | Способ измерения дебита продукции нефтяных скважин в системах герметизированного сбора и устройство для его осуществления | |
US2460258A (en) | Tank pump-out method | |
RU2779284C1 (ru) | Способ измерения газового фактора нефти | |
RU2807959C1 (ru) | Способ определения обводненности продукции нефтяных скважин | |
US2936618A (en) | Apparatus for measuring rate of flow and oil and water production of wells | |
US3009359A (en) | Automatic well testing system | |
RU2779533C1 (ru) | Способ измерения содержания пластовой воды в продукции нефтяной скважины | |
RU2051333C1 (ru) | Способ измерения дебита нефти и устройство для его осуществления | |
SU1716386A1 (ru) | Устройство дл градуировок влагомеров нефти и нефтепродуктов | |
RU2253099C1 (ru) | Способ и устройство для измерения концентрации воды в водонефтегазовой смеси | |
RU2249204C2 (ru) | Способ и устройство для измерения концентрации воды в водонефтегазовой смеси |