RU2133826C1

RU2133826C1 - Unit for determining output of well product

Info

Publication number: RU2133826C1
Application number: RU98100130/03A
Authority: RU
Inventors: Н.Н. Хазиев; М.Г. Газизов; В.Н. Хазиев
Original assignee: Хазиев Нагим Нуриевич
Priority date: 1998-01-05
Filing date: 1998-01-05
Publication date: 1999-07-27

Abstract

FIELD: oil production industry. SUBSTANCE: unit can be used for determining recovery of liquid, gas and oil contained in product yielded from oil well. Unit is provided with device for dividing liquid flow into equal parts. By measuring only one part of flow, determined is output of liquid. Gas separator is embraced with bypass gas line. Installed in gas line is gas flow rate meter for measuring higher gas factor. Application of aforesaid embodiment of unit widens range of determining liquid output and gas factor at less expenses. Unit is of small overall dimensions. Unit allows for determining any low and any high maximal output of liquid, also any gas factor. Unit is of high reliability, and this is added with reduced capital and operating expenses. EFFECT: higher efficiency. 1 dwg

Description

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для определения дебита жидкости, газа и нефти в продукции, добываемой из нефтяной скважины. The invention relates to the oil industry and can be used to determine the flow rate of liquid, gas and oil in products extracted from an oil well.

Наиболее близким техническим решением к изобретению является установка для измерения продукции скважин (патент РФ N 2057922, кл. E 21 B 47/00 от 10.04.96 Бюл. N 10), содержащая две измерительные емкости, сообщенные в верхней и нижней частях трубопроводами и снабженные датчиками верхнего и нижнего уровней жидкости, одновременно служащими датчиками гидростатического давления столба жидкости в измерительных емкостях, а сепарационная емкость выполнена в виде отдельного блока, один выход из которого сообщен с трубопроводом, соединяющим измерительные емкости в верхней части, а другой выход из сепарационной емкости соединен через переключатель потока с трубопроводом, соединяющим измерительные емкости в нижней части. Установка позволяет определить дебит жидкости, газовый фактор жидкости, обводненность продукции скважины, и далее расчетом определяются дебит нефти и воды, газовый фактор нефти. The closest technical solution to the invention is a device for measuring well production (RF patent N 2057922, class E 21 B 47/00 dated 04/10/96 Bull. N 10), containing two measuring tanks, connected in the upper and lower parts by pipelines and equipped with sensors of the upper and lower liquid levels, which simultaneously serve as sensors for the hydrostatic pressure of the liquid column in the measuring tanks, and the separation tank is made in the form of a separate unit, one outlet from which is connected to the pipeline connecting the measuring tanks five at the top, and the other output of the separation tank through a flow switch connected to a conduit connecting the measuring vessel at the bottom. The installation allows you to determine the flow rate of the liquid, the gas factor of the liquid, the water cut of the production of the well, and then the calculation determines the flow rate of oil and water, the gas factor of oil.

Недостатком этой установки является ограниченность диапазона определений при выбранных размерах измерительных емкостей. Максимальный дебит жидкости можно определить только при соответствующих размерах измерительных емкостей. А увеличение размеров измерительных емкостей приводит к увеличению затрат при изготовлении и при эксплуатации установки. Пропускная способность по газу тоже зависит от размеров измерительных емкостей. The disadvantage of this setup is the limited definition range for the selected dimensions of the measuring capacitance. The maximum fluid flow rate can only be determined with the appropriate dimensions of the measuring tanks. And the increase in the size of the measuring capacities leads to an increase in costs in the manufacture and operation of the installation. Gas throughput also depends on the size of the measuring tanks.

Задачей предлагаемого технического решения является расширение диапазона определений дебита жидкости и газового фактора меньшими затратами при меньших размерах установки. The objective of the proposed technical solution is to expand the range of definitions of the flow rate of the liquid and gas factor at lower cost with a smaller installation.

Поставленная задача решается использованием известной установки для измерения дебита продукции скважин, содержащая две измерительные емкости, сообщенные в верхней и нижней частях трубопроводами и снабженные датчиками верхнего и нижнего уровней жидкости, одновременно служащих датчиками гидростатического давления столба жидкости в измерительных емкостях, сепарационную емкость, подключенную параллельно к измерительной линии с возможностью подключения ее снизу через переключатель потока к измерительным емкостям, а сверху подключенную к газопроводу, соединяющему измерительные емкости, в которой к измерительной линии после сепарационной емкости параллельно дополнительно подключен делитель потока жидкости на равные части, а сепарационная емкость соединена дополнительным газопроводом в обход измерительных емкостей, при этом газопровод снабжен расходомером газа. The problem is solved by using the well-known installation for measuring the production rate of wells, containing two measuring tanks communicated in the upper and lower parts of the pipelines and equipped with sensors for upper and lower liquid levels, simultaneously serving as sensors for the hydrostatic pressure of the liquid column in the measuring tanks, a separation tank connected in parallel to measuring line with the ability to connect it from below through a flow switch to measuring tanks, and connected from above to the gas pipeline connecting the measuring tanks, in which the liquid flow divider into equal parts is additionally connected to the measuring line after the separation tank, and the separation tank is connected by an additional gas pipeline bypassing the measuring tanks, while the gas pipeline is equipped with a gas flow meter.

Снабжение установки делителем потока жидкости на равные части обеспечивает определение любого максимального дебита жидкости, может быть использован делитель потока жидкости с любым числом отводов (2, 3, 4, ..., n) в зависимости от условий работы установки. При малом дебите жидкости делитель отключается и не используется. The unit is supplied with a liquid flow divider into equal parts to determine any maximum liquid flow rate; a liquid flow divider with any number of taps (2, 3, 4, ..., n) can be used depending on the operating conditions of the installation. With a small flow rate of liquid divider is disabled and not used.

При большом газовом факторе жидкости газ отделяется от жидкости в сепарационной емкости и отводится, минуя измерительные емкости по обводному газопроводу, а дебит газа определяется по расходомеру на этом газопроводе. При малом газе обводной газопровод перекрывается и газовый фактор определяется в измерительных емкостях, т.к. известные расходомеры позволяют измерять точно достаточно большие расходы газа, а в измерительных емкостях хорошо измеряется малый расход газа. Комбинация таких возможностей позволяет измерять любой расход газа. With a large liquid gas factor, the gas is separated from the liquid in the separation tank and discharged bypassing the measuring tanks through the bypass gas pipeline, and the gas flow rate is determined by the flow meter on this gas pipeline. When the gas is low, the bypass gas pipeline is closed and the gas factor is determined in the measuring tanks, because well-known flow meters allow you to measure accurately sufficiently large gas flow rates, and in the measuring tanks low gas flow rate is well measured. The combination of these features allows you to measure any gas flow.

Таким образом, обеспечивается определение дебита жидкости, газового фактора практически при любой величине. Thus, the determination of the flow rate of the liquid, the gas factor at virtually any value is provided.

На чертеже изображена предлагаемая установка. The drawing shows the proposed installation.

Установка содержит две измерительные емкости 1 и 2, датчики верхнего уровня 3 и 4, датчики нижнего уровня и гидростатического давления 5 и 6, переключателя потока жидкости 7, соединительные трубопроводы 8 и 9, газопровод 10, трубопровод 11 для подачи жидкости, трубопровод 12 для отвода жидкости и газа, датчик давления 13, датчик температуры 14, сепарационную емкость 15, газовую заслонку 16, патрубок 17 для подвода газожидкостной смеси, делитель потока жидкости 18, отводы делителя 19 и 20, центральную трубу 21, трубопровод 22, расходомер газа 23, обводной газопровод 24, запорные органы 25 - 34, выходной патрубок 35. The installation contains two measuring tanks 1 and 2, sensors of the upper level 3 and 4, sensors of the lower level and hydrostatic pressure 5 and 6, fluid flow switch 7, connecting pipelines 8 and 9, gas pipeline 10, pipe 11 for supplying liquid, pipe 12 for drainage liquid and gas, pressure sensor 13, temperature sensor 14, separation tank 15, gas damper 16, nozzle 17 for supplying a gas-liquid mixture, fluid flow divider 18, taps of the divider 19 and 20, the central pipe 21, pipeline 22, gas flow meter 23, bypass gas od 24, shut-off devices 25 - 34, the outlet 35.

Установка работает следующим образом. Installation works as follows.

Установку подключают к потоку газожидкостной смеси с помощью патрубка 17 для подвода газожидкостной смеси и выходного патрубка 35. При закрытом запорном органе 26 и открытом запорном органе 25 газожидкостная смесь поступает в сепарационную емкость 15, где газ и жидкость разделяются. Уровень жидкости в сепарационной емкости поддерживается на заданном уровне с помощью газовой заслонки 16. Жидкость из сепарационной емкости 15 при открытых запорных органах 27, 29 и закрытом запорном органе 31 по центральной трубе 21 поступает в делитель потока жидкости на равные части 18. При открытых запорных органах 28 и 30 поток жидкости делится на равные части по числу отводов. На чертеже указан вариант с двумя отводами, т.е. деление происходит на две равные части. Одна часть по отводу 19 и трубопроводу 11 для подачи жидкости через переключатель потока 7 направляется в измерительную емкость 1, а вторая часть жидкости по отводу 20 непосредственно направляется к выходному патрубку 35. При заполнении измерительной емкости измеряется время изменения уровня жидкости от нижнего до верхнего, контролируемое датчиками 5 и 3. По известной вместимости измерительной емкости и времени заполнения определяется дебит жидкости. The installation is connected to the gas-liquid mixture stream using a nozzle 17 for supplying a gas-liquid mixture and an outlet nozzle 35. With a closed shut-off element 26 and an open shut-off element 25, the gas-liquid mixture enters the separation tank 15, where gas and liquid are separated. The liquid level in the separation tank is maintained at a predetermined level using the gas damper 16. The liquid from the separation tank 15 with the open shutoff members 27, 29 and the closed shutoff body 31 through the central pipe 21 enters the fluid flow divider into equal parts 18. With the open shutoff bodies 28 and 30, the fluid flow is divided into equal parts by the number of taps. The drawing shows a variant with two taps, i.e. division occurs in two equal parts. One part of the branch 19 and the pipe 11 for supplying liquid through the flow switch 7 is sent to the measuring tank 1, and the second part of the liquid along the branch 20 is directly sent to the outlet pipe 35. When filling the measuring tank, the time of the change in the liquid level from lower to upper is measured, controlled sensors 5 and 3. Based on the known capacity of the measuring tank and the filling time, the liquid flow rate is determined.

В момент достижения жидкостью верхнего заданного уровня, нижний датчик измеряет гидростатическое давление столба жидкости известной высоты. По результатам измерения гидростатического давления столба жидкости определяется средняя плотность жидкости, состоящей из нефти и воды и при известных плотностях чистой нефти и воды рассчитывают обводненность нефти, поступающей в измерительную емкость. When the liquid reaches the upper predetermined level, the lower sensor measures the hydrostatic pressure of the liquid column of known height. According to the results of measuring the hydrostatic pressure of a liquid column, the average density of a liquid consisting of oil and water is determined and, at known densities of pure oil and water, the water cut of the oil entering the measuring tank is calculated.

При достижении верхнего уровня в измерительной емкости 1 датчик верхнего уровня 3 подает сигнал на переключение потока жидкости 7 и жидкость начинает поступать в измерительную емкость 2, а жидкость из измерительной емкости 1 вытесняется газом, поступающим из измерительной емкости 2 по газопроводу 10. В процессе вытеснения жидкости газом измеряется время изменения уровня жидкости от верхнего до нижнего, контролируемое датчиками уровня 3 и 5. По времени слива жидкости, т.е. заполнения измерительной емкости газом определяется газовый фактор жидкости в рабочих условиях (давление, температура). Пересчет газового фактора на нормальные условия производится с учетом результатов измерения давления датчиком давления 13 и температуры датчиком температуры 14. На этом разовое определение параметров завершается и далее точно такая процедура повторяется с измерительной емкостью 2. Такие циклы определений повторяются достаточное число раз. Upon reaching the upper level in the measuring tank 1, the upper level sensor 3 sends a signal to switch the fluid flow 7 and the liquid begins to flow into the measuring tank 2, and the liquid from the measuring tank 1 is displaced by the gas coming from the measuring tank 2 through the gas pipeline 10. In the process of liquid displacement gas measures the time the liquid level changes from upper to lower, controlled by level 3 and 5 sensors. By the time the liquid is drained, i.e. filling the measuring tank with gas is determined by the gas factor of the liquid under operating conditions (pressure, temperature). Recalculation of the gas factor under normal conditions is carried out taking into account the results of pressure measurement by the pressure sensor 13 and temperature by the temperature sensor 14. This completes the one-time determination of parameters and then repeats this procedure exactly with measuring capacity 2. Such determination cycles are repeated a sufficient number of times.

Вся работа установки управляется микропроцессорным контроллером по заданной программе. Отсчет времени, обработка результатов измерений датчиками уровней, давления и температуры, подача сигналов на исполнительные механизмы и обработка результатов измерений производится контроллером по заданному алгоритму и программе. All installation work is controlled by a microprocessor controller according to a given program. Time counting, processing of measurement results with level, pressure and temperature sensors, signaling to actuators and processing of measurement results is performed by the controller according to a specified algorithm and program.

При использовании делителя потока жидкости на равные части суммарный дебит жидкости находится путем умножения измерительной величины дебита на число делений делителя (число отводов). Измеренная величина газового фактора в измерительных емкостях делится на число делений делителя, т.к. газовый фактор определяется без деления газа. When using a divider of the fluid flow into equal parts, the total flow rate of the fluid is found by multiplying the measured flow rate by the number of divisions of the divider (number of taps). The measured value of the gas factor in the measuring tanks is divided by the number of divisions of the divider, because the gas factor is determined without dividing the gas.

При использовании расходомера газа 23 на обводном газопроводе 24, газовый фактор определяется с учетом результатов измерений расходомера газа 23 и измерений газового фактора в измерительных емкостях 1 и 2. В качестве расходомера газа 23 могут быть использованы сужающее устройство или скоростной расходомер, которые удовлетворительно работают при большом расходе газа. When using a gas flow meter 23 on the bypass gas pipe 24, the gas factor is determined taking into account the measurement results of the gas flow meter 23 and the gas factor measurements in the measuring tanks 1 and 2. As a gas flow meter 23, a constriction device or a high-speed flow meter can be used that work satisfactorily with a large gas flow rate.

Предлагаемая установка может работать с отключением сепарационной емкости, с отключением делителя потока жидкости на равные части и с отключением одновременно сепарационной емкости и делителя потока жидкости. При малом дебите жидкости и малом газовом факторе жидкости установка может работать с отключением сепарационной емкости и делителя потока жидкости на равные части. При необходимости, путем открытия и закрытия соответствующих задвижек эти узлы легко отключаются и подключаются в работу. Такая возможность обеспечивает универсальность установки и в зависимости от условий работы скважины установка легко настраивается на работу при широком диапазоне дебита жидкости и газового фактора. Установка имеет широкую область применения, при меньших капитальных и эксплуатационных затратах позволяет оценить работу нефтедобывающих скважин, организовать эффективную разработку нефтяных месторождений. The proposed installation can work with shutting off the separation tank, with the shutdown of the liquid flow divider into equal parts and with the shutdown of the separation tank and the liquid flow divider at the same time. With a small flow rate of the liquid and a small gas factor of the liquid, the installation can work with disconnecting the separation tank and the divider of the fluid flow into equal parts. If necessary, by opening and closing the corresponding gate valves, these nodes are easily disconnected and connected to work. This feature provides the versatility of the installation, and depending on the conditions of the well’s operation, the installation is easily tuned to work with a wide range of fluid flow rate and gas factor. The installation has a wide scope, with lower capital and operating costs it allows to evaluate the operation of oil wells, to organize the effective development of oil fields.

Claims

Installation for determining the production rate of a well, containing two measuring tanks communicated in the upper and lower parts of the pipelines and equipped with sensors for upper and lower liquid levels, which simultaneously serve as hydrostatic pressure sensors for the liquid column in the measuring tanks, a separation tank connected in parallel to the measuring line with the possibility of connection it from below through the flow switch to the measuring tanks, and from above connected to the gas pipeline connecting the measuring tanks and characterized in that the measuring line after the separation tank connected in parallel with the liquid flow divider into equal parts, and the separating capacity is connected an additional pipeline bypassing the measuring containers, wherein the pipeline gas flowmeter is provided.