RU2140538C1 - Способ измерения расхода при неравномерном движении жидкости - Google Patents
Способ измерения расхода при неравномерном движении жидкости Download PDFInfo
- Publication number
- RU2140538C1 RU2140538C1 RU98100148/03A RU98100148A RU2140538C1 RU 2140538 C1 RU2140538 C1 RU 2140538C1 RU 98100148/03 A RU98100148/03 A RU 98100148/03A RU 98100148 A RU98100148 A RU 98100148A RU 2140538 C1 RU2140538 C1 RU 2140538C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- liquid
- passage
- determined
- time
- section
- Prior art date
Links
Landscapes
- Measuring Volume Flow (AREA)
Abstract
Изобретение относится к области нефтедобычи и может быть использовано для контроля количества жидкости, протекающей по трубопроводу, и производительности нефтяных скважин, в частности добывающих, оборудованных штанговыми глубинными насосами /ШГН/. Задачей изобретения является упрощение процесса контроля расхода жидкости, протекающей по трубопроводу. Это достигается тем, что способ включает измерение времени прохождения жидкости через известное сечение, скорости этого прохождения и последующую обработку результатов. Новым является то, что время прохождения определяют по наличию акустического шума, создаваемого движением жидкости при протекании ее через известное сечение, а скорость прохождения жидкости определяют по частоте возникновения порций акустических шумов, вызываемых неравномерностью движения жидкости. Использование позволит в 3,5 раза сократить затраты на проведение технологических мероприятий по контролю производительности нефтяных скважин, повысить надежность и достоверность этого контроля. 1 ил.
Description
Изобретение относится к области нефтедобычи и может быть использовано для контроля количества жидкости, протекающей по трубопроводу, и производительности нефтяных скважин, в частности добывающих, оборудованных штанговыми глубинными насосами (ШГН).
Известен тахометрический способ измерения расхода жидкости при неравномерном ее движении, включающий измерение скорости прохождения порции жидкости через вращающийся элемент, времени прохождения каждой порции и последующую обработку результатов (Книга: Кремлевский П.П. "Расходомеры и счетчики количества", Л., "Машиностроение", 1989, стр. 259-262).
Более близок к предлагаемому "Способ измерения расхода при неравномерном движении жидкости", включающий измерение времени прохождения жидкости через известное сечение, скорости этого прохождения и последующую обработку полученных результатов, причем скорость прохождения жидкости определяют по скорости вращения подвижного элемента в трубе известного сечения, а время прохождения - пропорционально числу оборотов этого элемента. (Книга: Исакович Р. Я. и др. "Контроль и автоматизация добычи нефти и газа", М.: Недра, 1976, стр.103-105).
Аналогу и прототипу присущи общие недостатки, вытекающие из особенностей технической реализации способа. Сюда можно отнести сложность изготовления узлов вращающихся элементов измерителей, невысокую надежность эксплуатации опытных узлов вращения, необходимость установки вращающихся элементов внутри трубопроводов со средой различной степени агрессивности и вязкости, а также качественные недостатки, связанные с инерционностью работы измерительных элементов при различных скоростях прохождения порций жидкости.
Задачей изобретения является упрощение процесса контроля расхода жидкости, протекающей по трубопроводу.
Поставленная задача достигается тем, что согласно способу измерения расхода при неравномерном движении жидкости, включающему измерение времени прохождения жидкости через известное сечение, скорости этого прохождения и последующую обработку результатов, время прохождения определяют по наличию акустического шума, создаваемого движением жидкости при протекании ее через известное сечение, а скорость прохождения жидкости определяют по частоте возникновения порций акустических шумов, вызываемых неравномерностью движения жидкости.
Исследования патентной и научно-технической литературы показали, что подобная совокупность существенных признаков является новой и ранее не использовалась, а это в свою очередь позволяет сделать заключение о соответствии технического решения критерию "новизна".
На прилагаемом чертеже представлена блок-схема установки, реализующей способ.
Установка взаимодействует с нефтяной скважиной с колонной насосно-компрессорных труб (НКТ) 1, внутри которой размещена колонна штанг 2. К нижнему (по чертежу) концу колонны 2 прикреплен плунжер 3 насоса с системой клапанов 4. Верхний конец колонны 2 закреплен на станке-качалке скважины (на чертеже не показан). К верхней, устьевой части НКТ 1 подсоединена выкидная труба 5 с участком известного сечения 6, соединенная с трубопроводом 7 общей системы сбора жидкости. К внешней части трубы 5, на участке известного сечения 6, прикреплен акустический датчик-преобразователь 8, причем крепление датчика-преобразователя 8 обеспечивает акустический контакт его с жидкостью внутри трубы 5. Датчик- преобразователь 8 электрически связан с блоком обработки 9, информация с которого поступает на цифровое табло 10.
Непрерывными стрелками на чертеже указаны направления движения колонны штанг 2. Пунктирными стрелками показано направление движения жидкости по НКТ в выкидную трубу 5 и трубопровод системы сбора 7.
Измерение расхода по заявляемому способу рассмотрим на примере работы нефтяной скважины, оборудованной станком-качалкой со штанговым глубинным насосом ШГН (см. чертеж).
В режиме эксплуатации колонна штанг 2 совершает возвратно-поступательное движение в вертикальном направлении. Плунжер 3 с системой клапанов 4 перемещается в НКТ 1. При движении плунжера 3 вниз система клапанов 4 обеспечивает заполнение его жидкостью скважины, заполняющей пространство под плунжером. Во время движения вверх происходит подъем столба жидкости над плунжером 3 и выброс ее в выкидную трубу 5. Величина выбрасываемой порции жидкости зависит от степени заполнения жидкостью плунжера 3. В зависимости от технических и пластовых условий эта величина может меняться в течение каждого цикла движения колонны штанг 2.
Появление каждой порции жидкости в известном сечении 6 трубы 5 вызывает изменение частотного спектра шумов в нем и появление специфических акустических шумов (трение жидкости о стенки трубы, газопроявление и т. п.). В момент появления этих шумов датчик-преобразователь 8 воспринимает их, преобразует в электрические сигналы и посылает в блок обработки 9. По окончании прохождения порции жидкости через известное сечение 6 специфические акустические шумы пропадают и в результате этого датчик-преобразователь 8 прекращает подачу выходного электрического сигнала в блок обработки 9. По завершении временного интервала измерений блок обработки 9 выдает на табло 10 результат измерения в соответствующих единицах измерения.
Присутствие на выходе датчика-преобразователя 8 электрического сигнала определяет время прохождения порции жидкости через известное сечение участка 6. Это время зависит от скорости движения - выталкивания жидкости плунжером 3, т.е. числа качаний в минуту станка-качалки, которое задают при эксплуатации скважины, а также от наполнения плунжера 3 жидкостью, которое практически всегда неодинаково, что вызывает отличие каждой порции жидкости от другой.
За каждый временной интервал измерений через известное сечение 6 проходит количество порций жидкости со средней скоростью, пропорциональной частоте их прохождения в течение этого интервала, а так как прохождение порции определяют по наличию специфического акустического шума, то эту скорость определяют по частоте возникновения этого шума.
В течение всего временного интервала измерений блок обработки 9 преобразует каждый приходящий от датчика-преобразователя 8 электрический сигнал от соответствующей порции жидкости в пропорциональную времени ее прохождения информацию, которая затем в виде результата измерения поступает на цифровое табло 10.
Использование предлагаемого изобретения позволит в 3,5 раза сократить затраты на проведение технологических мероприятий по контролю производительности нефтяных скважин, повысить надежность и достоверность этого контроля.
Claims (1)
- Способ измерения расхода при неравномерном движении жидкости, включающий измерение времени прохождения жидкости через известное сечение, скорости этого прохождения и последующую обработку полученных результатов, отличающийся тем, что время прохождения определяют по наличию акустического шума, создаваемого движением жидкости при протекании ее через известное сечение, а скорость прохождения жидкости определяют по частоте возникновения порций акустических шумов, вызываемых неравномерностью движения жидкости.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU98100148/03A RU2140538C1 (ru) | 1998-01-08 | 1998-01-08 | Способ измерения расхода при неравномерном движении жидкости |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU98100148/03A RU2140538C1 (ru) | 1998-01-08 | 1998-01-08 | Способ измерения расхода при неравномерном движении жидкости |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2140538C1 true RU2140538C1 (ru) | 1999-10-27 |
RU98100148A RU98100148A (ru) | 1999-11-10 |
Family
ID=20200997
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU98100148/03A RU2140538C1 (ru) | 1998-01-08 | 1998-01-08 | Способ измерения расхода при неравномерном движении жидкости |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2140538C1 (ru) |
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO2014142698A1 (ru) * | 2013-03-12 | 2014-09-18 | Shumilin Sergey Vladimirovich | Способ измерения расхода многофазной жидкости |
RU2566158C2 (ru) * | 2013-10-22 | 2015-10-20 | Сергей Владимирович Шумилин | Способ измерения дебита нефтяных скважин на групповых замерных установках |
GB2546199A (en) * | 2014-12-18 | 2017-07-12 | Halliburton Energy Services Inc | Blowout rate correction methods and systems |
RU2672815C1 (ru) * | 2017-02-24 | 2018-11-19 | ЗИК Энджиниринг ГмбХ | Измерение потока ультразвуком |
-
1998
- 1998-01-08 RU RU98100148/03A patent/RU2140538C1/ru active
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
Исакович Р.Я., Кучин Б.Л., Попадько В.Е. Контроль и автоматизация добычи нефти и газа. - М.: Недра, 1976, с.103 - 105. Кремлевский П.П. Расходомеры и счетчики количества. - Л.: Машиностроение, 1989, с.259 - 262. * |
Cited By (8)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO2014142698A1 (ru) * | 2013-03-12 | 2014-09-18 | Shumilin Sergey Vladimirovich | Способ измерения расхода многофазной жидкости |
US9316518B2 (en) | 2013-03-12 | 2016-04-19 | Sergey V. SHUMILIN | Method for measuring the flow rate of a multi-phase liquid |
RU2566158C2 (ru) * | 2013-10-22 | 2015-10-20 | Сергей Владимирович Шумилин | Способ измерения дебита нефтяных скважин на групповых замерных установках |
GB2546199A (en) * | 2014-12-18 | 2017-07-12 | Halliburton Energy Services Inc | Blowout rate correction methods and systems |
GB2546199B (en) * | 2014-12-18 | 2018-01-03 | Halliburton Energy Services Inc | Blowout rate correction methods and systems |
US10415369B2 (en) | 2014-12-18 | 2019-09-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Blowout rate correction methods and systems |
RU2672815C1 (ru) * | 2017-02-24 | 2018-11-19 | ЗИК Энджиниринг ГмбХ | Измерение потока ультразвуком |
US10571320B2 (en) | 2017-02-24 | 2020-02-25 | Sick Engineering Gmbh | Flow measurement using ultrasound to detect a time of flight difference using noise measurements |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US9896927B2 (en) | Hydrocarbon well performance monitoring system | |
CA2452473C (en) | System and method for the production of oil from low volume wells | |
US4557142A (en) | Apparatus and method for real-time measurement of drilling fluid properties | |
RU98120356A (ru) | Кориолисовый автоматический контроллер опорожнения | |
US5064349A (en) | Method of monitoring and controlling a pumped well | |
US7316542B2 (en) | Fluid level control system | |
US5047950A (en) | Method and an apparatus for measuring the flow in oscillating displacement pumps | |
US9200509B2 (en) | System and method for measuring well flow rate | |
CN102159969A (zh) | 使用改进的多频液压振动器的通信方法 | |
WO2017100669A1 (en) | Controller for a rod pumping unit and method of operation | |
RU2140538C1 (ru) | Способ измерения расхода при неравномерном движении жидкости | |
US9476295B2 (en) | Plunger fall time identification method and usage | |
CA3116804A1 (en) | System and method for operating downhole pump | |
RU2532488C1 (ru) | Способ оптимизации процесса добычи нефти | |
US11643921B2 (en) | Rod pump system diagnostics and analysis | |
US10859082B2 (en) | Accurate flow-in measurement by triplex pump and continuous verification | |
EA038439B1 (ru) | Способ и установка для откачки жидкости из скважины | |
RU2700738C1 (ru) | Способ повышения достоверности контроля обводненности продукции нефтедобывающих скважин, оборудованных штанговыми глубинными насосами | |
RU2178076C1 (ru) | Способ измерения расхода при непрерывном движении жидкости в трубопроводе | |
RU2026976C1 (ru) | Поршневой дебитомер для измерения потоков продукции нефтяных скважин | |
RU2160385C1 (ru) | Система телединамометрирования глубинных штанговых насосов | |
SU775305A1 (ru) | Устройство дл измерени утечек в системе циркул ции бурового раствора | |
SU589381A1 (ru) | Глубинный дебитомер | |
RU36031U1 (ru) | Устройство для измерения объемного расхода жидкости в трубопроводе | |
RU2608642C1 (ru) | Способ измерения дебита скважины |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
QB4A | Licence on use of patent |
Effective date: 20050727 |
|
PD4A | Correction of name of patent owner | ||
PC4A | Invention patent assignment |
Effective date: 20091211 |