RU2277635C2 - Method and device to determine liquid output from oil well - Google Patents
Method and device to determine liquid output from oil well Download PDFInfo
- Publication number
- RU2277635C2 RU2277635C2 RU2004124412/03A RU2004124412A RU2277635C2 RU 2277635 C2 RU2277635 C2 RU 2277635C2 RU 2004124412/03 A RU2004124412/03 A RU 2004124412/03A RU 2004124412 A RU2004124412 A RU 2004124412A RU 2277635 C2 RU2277635 C2 RU 2277635C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- liquid
- measuring
- gas
- foam
- hydrostatic pressure
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к измерению объемного и массового расхода газожидкостных смесей (ГЖС) и может быть использовано в любых технологических процессах, требующих определения расхода смеси, склонной к пенообразованию, в частности в нефтедобывающей промышленности для определения дебита нефтяной скважины.The invention relates to the measurement of volumetric and mass flow rate of gas-liquid mixtures (GHS) and can be used in any technological processes requiring determination of the flow rate of a mixture prone to foaming, in particular in the oil industry to determine the flow rate of an oil well.
Способы определения объемного и массового расхода газонефтяных смесей путем периодического заполнения калиброванной измерительной емкости с датчиками гидростатического давления (или двух емкостей поочередно) используются в установках для измерения дебита скважин (пат. RU №№2069264, 2100596 и др.). Эти способы не учитывают пену, образующуюся в процессе сепарации по газу, и не позволяют с достаточной точностью определять дебит скважин для газожидкостных смесей, склонных к пенообразованию.Methods for determining the volume and mass flow rate of gas-oil mixtures by periodically filling a calibrated measuring tank with hydrostatic pressure sensors (or two tanks in turn) are used in installations for measuring the flow rate of wells (US Pat. RU No. 2069264, 2100596, etc.). These methods do not take into account the foam formed in the process of gas separation, and do not allow with sufficient accuracy to determine the flow rate of wells for gas-liquid mixtures prone to foaming.
Известен способ [1] измерения дебита нефтяной скважины по жидкости, реализованный в установке по патенту RU №2133826, в которой газожидкостную смесь сепарируют по газу в сепарационной емкости и поочередно подают ее в две измерительные емкости, сообщенные в верхней и нижней частях трубопроводами и снабженные датчиками верхнего и нижнего уровней жидкости, одновременно служащими датчиками гидростатического давления (ГСД) столба жидкости. В известном способе использован гидростатический метод взвешивания измерительного столба жидкости (нефть, вода). Дебит скважины рассчитывают по известной вместимости емкости и времени ее заполнения. Массу жидкости определяют с использованием преобразователя ГСД, при этом измеряют время изменения уровня жидкости от нижнего до верхнего.The known method [1] measuring the flow rate of an oil well by liquid, implemented in the installation according to patent RU No. 2133826, in which the gas-liquid mixture is separated by gas in a separation tank and alternately serves it in two measuring tanks, communicated in the upper and lower parts of the pipelines and equipped with sensors upper and lower liquid levels, simultaneously serving as sensors of hydrostatic pressure (GSD) of a liquid column. In the known method, the hydrostatic method of weighing a measuring column of liquid (oil, water) is used. The flow rate of the well is calculated by the known capacity of the tank and the time of its filling. The mass of the liquid is determined using the GDS converter, while the time the liquid level changes from lower to upper is measured.
Этот способ обладает низкой точностью измерения дебита, его погрешность существенно зависит от продолжительности процесса сепарации нефти по газу, которая продолжается в измерительной области во время измерения. Дополнительно в известном способе возникает погрешность измерения дебита для скважин, нефть которых обладает свойством вспениваться при сепарации, поскольку масса пены не учитывается.This method has a low accuracy in measuring the flow rate, its error significantly depends on the duration of the process of oil separation by gas, which continues in the measuring region during the measurement. Additionally, in the known method there is an error in measuring the flow rate for wells whose oil has the property of foaming during separation, since the foam mass is not taken into account.
Наиболее близким аналогом заявляемого изобретения по технической сущности и достигаемому результату является способ [2] измерения дебита нефтяных скважин по жидкости (нефть, вода) по патенту RU №2183267, в котором ГЖС от нефтяной скважины периодически направляют в измерительную калиброванную емкость (булит), где ее подвергают сепарации по газу, измеряют давление столба жидкости нижним и верхним гидростатическими преобразователями давления, ведут отсчет времени заполнения измерительной калиброванной емкости и прекращают отсчет времени после заполнения измерительной емкости и достижения газожидкостной смесью фиксированных уровней. При этом отключают подачу газожидкостной смеси в измерительную емкость, и жидкости, склонные к вспениванию, выдерживают в измерительной емкости требуемое время до достижения стабильности показаний гидростатических преобразователей давления. После этого фиксируют показания преобразователей давления и осуществляют сброс газожидкостной смеси, завершая тем самым измерительный цикл. Дебит нефтяных скважин по жидкости определяют в массовых единицах расхода по разности ГСД и времени заполнения калиброванной емкости, при этом разность гидростатических давлений определяют по установившимся показаниям нижнего и верхнего гидростатических преобразователей давления (способ выбран за прототип).The closest analogue of the claimed invention in terms of technical nature and the achieved result is a method [2] for measuring the flow rate of oil wells by liquid (oil, water) according to RU patent No. 2183267, in which the hydraulic oil supply unit from an oil well is periodically sent to a calibrated measuring tank (bulit), where it is subjected to gas separation, the liquid column pressure is measured by the lower and upper hydrostatic pressure transducers, the time for filling the measuring calibrated tank is counted, and the countdown time is stopped To fill the measuring tank and achieve a fixed level of gas-liquid mixture. In this case, the gas-liquid mixture is turned off in the measuring tank, and liquids prone to foaming are kept in the measuring tank for the required time until the readings of the hydrostatic pressure transducers are stable. After that, the readings of the pressure transducers are recorded and the gas-liquid mixture is discharged, thereby completing the measurement cycle. The flow rate of oil wells in liquid is determined in mass flow units by the difference between the GDS and the filling time of the calibrated capacity, while the difference in hydrostatic pressures is determined by the steady-state readings of the lower and upper hydrostatic pressure transducers (the method was chosen for the prototype).
Способ по изобретению-прототипу обладает низкой точностью измерения дебита, поскольку не учитывает массу пенной структуры в измерительной емкости, которая содержит значительную часть нефти (иногда до 25%). Образовавшаяся пена может сохраняться на поверхности жидкости от несколько часов до суток, особенно для газоводонефтяных смесей с высоким содержанием асфальто-смолистых веществ (АСВ). Авторы способа-прототипа отмечают, что из-за наличия над верхним уровнем жидкости пены величина гидростатического давления, измеряемая верхним гидростатическим преобразователем давления, не является представительной (по плотности) по отношению ко всему столбу, измеряемому нижним гидростатическим преобразователем давления. По мысли авторов, вычитание непредставительной части (с заниженным значением) гидростатического столба, замеренного верхним гидростатическим преобразователем давления из всего гидростатического столба, замеренного нижним гидростатическим преобразователем, исключает значительную погрешность, возникающую из-за наличия пены в верхней части емкости. Однако это не так, поскольку объем пены в известном способе не фиксируется, плотность ее не определяется, и по показаниям верхнего датчика нельзя судить о массе пены.The method according to the invention prototype has a low accuracy of measuring flow rate, because it does not take into account the mass of the foam structure in the measuring tank, which contains a significant part of the oil (sometimes up to 25%). The resulting foam can remain on the surface of the liquid from several hours to a day, especially for gas-oil mixtures with a high content of asphalt-resinous substances (ASV). The authors of the prototype method note that due to the presence of foam above the upper liquid level, the hydrostatic pressure value measured by the upper hydrostatic pressure transducer is not representative (in density) with respect to the entire column measured by the lower hydrostatic pressure transducer. According to the authors, the subtraction of the non-representative part (with an underestimated value) of the hydrostatic column measured by the upper hydrostatic pressure transducer from the entire hydrostatic column measured by the lower hydrostatic transducer eliminates a significant error arising from the presence of foam in the upper part of the tank. However, this is not so, since the volume of the foam in the known method is not fixed, its density is not determined, and the weight of the foam cannot be judged by the readings of the upper sensor.
Вторым существенным недостатком способа-прототипа является необходимость выдерживать измеряемый объем до стабилизации показаний датчиков давления и, как следствие, низкая оперативность измерений.The second significant disadvantage of the prototype method is the need to withstand the measured volume until the pressure sensor readings are stabilized and, as a consequence, the low measurement efficiency.
Кроме того, в способе-прототипе пренебрегают зависимостью плотности измеряемой жидкости от высоты, что вносит дополнительную погрешность в результаты измерений.In addition, in the prototype method, the dependence of the density of the measured liquid on the height is neglected, which introduces an additional error in the measurement results.
В основу изобретения положена задача разработать более оперативный и более точный способ измерения дебита нефтяных скважин по жидкости, основанный на измерении величины давления газожидкостной среды на заданных уровнях при заполнении контрольного объема, не требующий разрушения пенной структуры, снижающий время сепарации по газу примерно на порядок с соответствующим уменьшением габаритов оборудования, учитывающий массу образующейся пены и неоднородность плотности жидкости по высоте измерительного устройства.The basis of the invention is the task of developing a more efficient and more accurate method of measuring oil well flow rates by liquid, based on measuring the pressure of a gas-liquid medium at predetermined levels when filling a control volume, not requiring the destruction of the foam structure, and reducing the gas separation time by about an order of magnitude with the corresponding reducing the dimensions of the equipment, taking into account the mass of the resulting foam and the heterogeneity of the liquid density along the height of the measuring device.
Поставленная задача решается тем, что в известном способе измерения дебита нефтяных скважин по жидкости, включающем периодическую подачу газожидкостной смеси в измерительный булит, сепарацию смеси по газу, отсчет времени достижения газожидкостной смесью измерительных уровней упомянутого булита, измерение гидростатического давления газожидкостной смеси на упомянутых уровнях и определение дебита в единицах массового расхода, сепарацию осуществляют до образования выраженной границы раздела жидкость-пена, затем подают газожидкостную смесь в измерительный участок булита без разрушения границы жидкость-пена и без образования дополнительной пены, определяют отдельно скорости перемещения границ раздела пена-газ и жидкость-пена по моментам достижения упомянутыми границами не менее двух измерительных уровней булита, а дебит нефтяной скважины по жидкости в единицах массового расхода определяют с учетом массы жидкости в пене, которую определяют по скоростям перемещения указанных границ раздела и показаниям датчиков гидростатического давления.The problem is solved in that in the known method for measuring the flow rate of oil wells by liquid, including the periodic supply of a gas-liquid mixture to the measuring boolite, separation of the mixture by gas, counting down the time it takes for the gas-liquid mixture to reach the measuring levels of the said boule, measuring the hydrostatic pressure of the gas-liquid mixture at the mentioned levels and determining flow rate in mass flow units, separation is carried out until a pronounced liquid-foam interface is formed, then gas-liquid is fed the mixture into the measuring section of the bouleite without destroying the liquid-foam boundary and without the formation of additional foam, the velocities of the movement of the foam-gas and liquid-foam interfaces are determined separately at the moments when the said boundaries reach at least two measuring levels of boule and the oil flow rate in units of mass flow rate is determined taking into account the mass of liquid in the foam, which is determined by the speeds of movement of the indicated interfaces and the readings of hydrostatic pressure sensors.
Упомянутая выраженная (фиксируемая) граница раздела жидкость-пена образуется сравнительно быстро, что существенно снижает требования к глубине сепарации измеряемой смеси по газу. Такую сепарацию можно осуществить, не прерывая массовый поток смеси от скважины и задавшись некоторым критерием, при достижении которого граница считается фиксируемой, а измеряемые параметры позволяют рассчитать дебит скважины с приемлемой точностью.The mentioned pronounced (fixed) liquid-foam interface is formed relatively quickly, which significantly reduces the requirements for the depth of separation of the measured mixture in gas. Such separation can be carried out without interrupting the mass flow of the mixture from the well and setting some criteria, upon reaching which the boundary is considered fixed, and the measured parameters allow to calculate the flow rate of the well with acceptable accuracy.
В зависимости от выбранного критерия газожидкостной среде присущи и вполне определенные параметры, характерные для данного нефтяного месторождения или скважины, в частности объемные плотности жидкости и пены, необходимые для расчетов, что позволяет отказаться от отключения подачи газожидкостной смеси в калиброванную измерительную емкость и от затрат времени на выдерживание жидкости в измерительной емкости до ее стабилизации, как в способе-прототипе. Другим важным признаком является контроль за перемещением границ пена-газ и жидкость-пена, что позволяет определить раздельно объем, плотность и массу как жидкости, так и пены.Depending on the chosen criterion, a gas-liquid medium is also characterized by well-defined parameters typical of a given oil field or well, in particular, the bulk density of the fluid and foam necessary for the calculations, which makes it possible to refuse to turn off the supply of a gas-liquid mixture to a calibrated measuring tank and to save time keeping the liquid in the measuring tank until it is stabilized, as in the prototype method. Another important feature is the control of the movement of the boundaries of the foam-gas and liquid-foam, which allows you to determine separately the volume, density and mass of both liquid and foam.
Ряд признаков заявленного способа можно конкретизировать.A number of features of the claimed method can be specified.
а) Средняя плотность пены в несколько раз ниже, чем средняя плотность жидкости. При перемещении слоя пены, а затем жидкости гидростатическое давление ведет себя по разному, поэтому в варианте способа моменты времени прохождения измерительного уровня вышеописанными границами жидкость-пена и пена-газ определяют по изменению темпа нарастания гидростатического давления, характеризуемого изменением величины производной от функции гидростатического давления по времени. Если параллельно аналоговой обработке сигнала датчика записывать кривую давления самопишущим прибором, то в этот момент графическая линия давления как функции времени P(t) претерпевает характерный излом.a) The average density of the foam is several times lower than the average density of the liquid. When moving the foam layer, and then the liquid, the hydrostatic pressure behaves differently, therefore, in the method variant, the times of passage of the measuring level by the above-described liquid-foam and foam-gas boundaries are determined by the change in the rate of rise of hydrostatic pressure, characterized by a change in the derivative of the hydrostatic pressure function with respect to time. If in parallel with analog processing of the sensor signal the pressure curve is recorded with a recording device, then at this moment the graphical pressure line as a function of time P (t) undergoes a characteristic kink.
б) Момент прохождения границы раздела сред через измерительный уровень может быть достаточно точно определен, например, аналоговыми датчиками или преобразователями гидростатического давления, предел срабатывания которых является их паспортной величиной, а вырабатываемый сигнал может непрерывно обрабатываться контроллером (логическим устройством) и/или записываться самопишущим устройством. Точная фиксация момента достижения измерительного уровня упомянутой границей весьма важна для точности заявленного способа в целом. Этому мешают, во-первых, инерционность датчика и его инструментальная погрешность; во-вторых, не идеальная плоскость раздела сред. Таким образом, функция давления от времени имеет некоторый переходный участок. Однако темп нарастания давления для пены и для жидкости разный, и в варианте способа эту неопределенность преодолевают, линеаризовав функцию давления и положив, что искомый момент времени соответствует пересечению двух полученных прямых. Еще большую точность дает экстраполяция функции P(t) по нескольким точкам в виде полинома требуемой степени.b) The moment of passage of the interface between the media through the measuring level can be quite accurately determined, for example, by analog sensors or hydrostatic pressure transducers, the response limit of which is their passport value, and the generated signal can be continuously processed by the controller (logical device) and / or recorded by a recording device . Accurate fixation of the moment of reaching the measuring level by the mentioned boundary is very important for the accuracy of the claimed method as a whole. This is prevented, firstly, by the inertia of the sensor and its instrumental error; secondly, not an ideal plane of separation of media. Thus, the function of pressure as a function of time has some transitional section. However, the rate of increase in pressure for the foam and for the liquid is different, and in the variant of the method this uncertainty is overcome by linearizing the pressure function and assuming that the sought time corresponds to the intersection of the two lines obtained. Extrapolation of the function P (t) over several points in the form of a polynomial of the required degree gives even greater accuracy.
в) Измеряемая газожидкостная среда весьма неоднородна по компонентному составу (нефть, вода, газ) и может представлять собой эмульсию переменной по высоте плотности. Большая часть водной фракции, как более тяжелой, сосредоточена внизу, мелкие включения газа постепенно поднимаются вверх, крупные пузырьки образуют стойкий слой пены. Часть пузырьков лопается, и выше пены сосредоточен газ с включением паров и мельчайших капель жидкости. Для повышения точности измерений дополнительно измеряют гидростатическое давление жидкости не менее чем в одной точке измерительного булита, сравнивают его с давлением на измерительных уровнях, а полученную разность давлений используют для учета неоднородности плотности жидкости по высоте измерительного булита и определения среднего значения, например аппроксимируют ее экспоненциальной зависимостью. Сравнивая полученные значения с плотностью нефти, воды и газа, можно судить о компонентном составе ГЖС.c) The measured gas-liquid medium is very heterogeneous in component composition (oil, water, gas) and may be an emulsion of a density-variable with respect to height. Most of the water fraction, as heavier, is concentrated below, small inclusions of gas gradually rise up, large bubbles form a stable foam layer. Part of the bubbles burst, and gas is concentrated above the foam with the inclusion of vapors and the smallest drops of liquid. To increase the accuracy of the measurements, the hydrostatic pressure of the liquid is additionally measured at at least one point of the measuring burite, it is compared with the pressure at the measuring levels, and the obtained pressure difference is used to take into account the heterogeneity of the fluid density along the height of the measuring burite and determine the average value, for example, approximate it by the exponential dependence . Comparing the obtained values with the density of oil, water and gas, we can judge the component composition of the GHS.
Ниже описано устройство для определения дебита нефтяной скважины по жидкости, реализующее способ, в котором смесь направляется в измерительный участок с использованием наклонного лотка сепарации с требуемым углом наклона. В заявленном устройстве параметры лотка определяют, задавшись некоторым критическим размером газовых пузырьков, таким, что за время нахождения газожидкостной среды на лотке пузырьки газа, имеющие радиус больше критического, всплывают на поверхность раздела жидкость-пена. Это условие можно принять за критерий образования выраженной границы раздела жидкость-пена, что определяет минимальное время нахождения ГЖС на лотке.Below is described a device for determining the flow rate of an oil well by liquid, which implements a method in which the mixture is sent to the measuring section using an inclined separation tray with the desired angle of inclination. In the claimed device, the parameters of the tray are determined by setting a certain critical size of gas bubbles, such that while the gas-liquid medium is on the tray, gas bubbles having a radius greater than critical float to the liquid-foam interface. This condition can be taken as the criterion for the formation of a pronounced liquid-foam interface, which determines the minimum time spent by the GHS on the tray.
На фиг.1 показана схема осуществления способа.Figure 1 shows a diagram of the implementation of the method.
На фиг.2 показана последовательность процесса измерений.Figure 2 shows the sequence of the measurement process.
На фиг.3 приведены зависимости гидростатического давления от времени.Figure 3 shows the dependence of hydrostatic pressure on time.
На фиг.4 показана схема устройства для осуществления способа.Figure 4 shows a diagram of a device for implementing the method.
На фиг.5 показано сечение двух смежных витков сепаратора.Figure 5 shows a cross section of two adjacent turns of a separator.
Способ осуществляют следующим образом.The method is as follows.
Газожидкостную смесь подают в измерительный булит, избегая наличия резких сужений, расширений, поворотов потока, чтобы сравнительно быстро сепарировать ее от растворенного газа, например спускают ее по наклонному лотку (фиг.1). Одну часть газа отводят в газовый коллектор, другая часть газа образует стойкую пену, которая находится над поверхностью жидкости и перемещается вместе с нею. Жидкость скапливается в нижней части емкости и начинает заполнять ее объем, при этом вместе с уровнем жидкости поднимается слой пены, как показано на фиг.1. Границы раздела пена-газ и жидкость-пена последовательно достигают измерительных уровней 1 и 2, расстояние между которыми известно, и эти моменты времени фиксируют, например, преобразователями гидростатического давления D1 и D2, что позволяет определить скорость перемещения упомянутых границ, плотность пены, плотность жидкости и их объемный расход. На фиг.1 показан момент достижения границей раздела жидкость-пена измерительного уровня 2.The gas-liquid mixture is fed into the measuring bulit, avoiding the presence of sharp contractions, expansions, and flow turns in order to relatively quickly separate it from the dissolved gas, for example, lower it along an inclined tray (Fig. 1). One part of the gas is diverted to the gas manifold, the other part of the gas forms a stable foam, which is located above the surface of the liquid and moves with it. The liquid accumulates in the lower part of the tank and begins to fill its volume, while along with the liquid level a layer of foam rises, as shown in figure 1. The foam-gas and liquid-foam interfaces successively reach
Как указано в постановке технической задачи, для определения истинной производительности скважины по жидкости необходимо определить и учесть массу жидкости, находящейся в пене. Поскольку пена непрерывно образуется на границе жидкость-пена и разрушается на границе газ-пена, такую массу имела бы жидкость, образовавшаяся при мгновенном разрушении слоя пены.As stated in the statement of the technical problem, to determine the true productivity of a well by fluid, it is necessary to determine and take into account the mass of fluid in the foam. Since the foam is continuously formed at the liquid-foam interface and collapses at the gas-foam interface, such a mass would have been the liquid formed during the instantaneous destruction of the foam layer.
Для решения этой задачи определяют отдельно скорости перемещения границ раздела пена-газ и жидкость-пена по моментам достижения ими измерительных уровней. Для простоты ограничимся рассмотрением двух измерительных уровней, хотя в реальности их может быть несколько. На фиг.2 момент t1 соответствует достижению нижнего уровня пеной (серый слой), момент t2 - жидкостью (темный слой). Соответственно, момент t3 соответствует достижению верхнего уровня пеной, момент t4 - жидкостью. На фиг.3 эти моменты легко определяются по поведению графиков P(t), фиксируемых датчиками D0, D1 и D2, показанными на фиг.1.To solve this problem, separately determine the speed of movement of the foam-gas and liquid-foam interfaces at the moment they reach the measuring levels. For simplicity, we restrict ourselves to the consideration of two measuring levels, although in reality there may be several. In figure 2, the moment t1 corresponds to reaching the lower level with foam (gray layer), the moment t2 - with liquid (dark layer). Accordingly, the moment t3 corresponds to the achievement of the upper level by the foam, the moment t4 - by the liquid. In Fig. 3, these moments are easily determined by the behavior of the graphs P (t) detected by the sensors D0, D1, and D2 shown in Fig. 1.
Дополнительная масса жидкости, которую учитывают при определении дебита скважины, характеризуется гидростатическим давлением на границе жидкость-пена в момент прохождения этой границей измерительного уровня булита (ситуация t2 для датчика D1, ситуация t4 для датчика D2 на фиг.2). Массой самого газа, содержащегося в пене, можно пренебречь, поскольку его плотность примерно на три порядка меньше, чем плотность жидкости.The additional mass of fluid that is taken into account when determining the flow rate of a well is characterized by hydrostatic pressure at the fluid-foam boundary at the moment when the boundary passes the measuring level of the burite (situation t2 for sensor D1, situation t4 for sensor D2 in figure 2). The mass of the gas itself contained in the foam can be neglected, since its density is about three orders of magnitude lower than the density of the liquid.
Получаемая информация обрабатывается по заданной программе микропроцессорным контроллером, который автоматически управляет процессом измерений. Дебит нефтяной скважины по жидкости в единицах массового расхода определяют с учетом массы жидкости, находящейся в пене.The received information is processed according to a given program by a microprocessor controller, which automatically controls the measurement process. The liquid flow rate of an oil well in mass flow units is determined taking into account the mass of liquid in the foam.
Предлагаемый способ позволяет определить основные параметры двухфазной среды без необходимости разрушения пенной структуры, т.е. глубина сепарации двухфазной среды по газу может быть снижена до уровня образования выраженной (фиксируемой) границы раздела жидкость-пена. Выраженную границу можно реализовать, например, на лотке сепарации, задав эффективное время пребывания газожидкостной смеси на наклонной плоскости, в течение которого газовые пузырьки, имеющие радиус больше критического, всплывают на поверхность раздела жидкость-пена. Изменение угла наклона лотка в пределах 5-15 градусов позволяет в широких пределах варьировать параметры измерения. При этом время, необходимое для сепарации, снижается примерно на порядок, с соответствующим уменьшением габаритов и металлоемкости оборудования, а сам процесс измерения значительно оперативнее, чем у известных способов-аналогов и прототипа.The proposed method allows to determine the basic parameters of a two-phase medium without the need for destruction of the foam structure, i.e. the depth of gas separation of a two-phase medium can be reduced to the level of formation of a pronounced (fixed) liquid-foam interface. A pronounced boundary can be realized, for example, on a separation tray, by setting the effective residence time of the gas-liquid mixture on an inclined plane, during which gas bubbles having a radius greater than critical float to the liquid-foam interface. Changing the inclination angle of the tray within 5-15 degrees allows you to vary the measurement parameters over a wide range. At the same time, the time required for separation is reduced by about an order of magnitude, with a corresponding decrease in the dimensions and metal consumption of the equipment, and the measurement process is much faster than that of the known analogue and prototype methods.
Если в способах-аналогах стремятся избавиться от слоя пены, вносящего существенную погрешность в измерения, то в заявленном способе в этом нет необходимости, наоборот, следует сохранить выраженную границу жидкость-пена, не допуская бурного пенообразования на участках резкого изменения проходного сечения потока и перемешивания на участках с местными сопротивлениями. Соблюдение этих условий позволяет с высокой точностью учесть массу жидкости, находящейся в пене. Эту задачу выполняет устройство, схема которого приведена на фиг.4.If in analogue methods they try to get rid of the foam layer, which introduces a significant error in the measurements, then the claimed method is not necessary, on the contrary, it is necessary to preserve the pronounced liquid-foam boundary, avoiding rapid foaming in areas of a sharp change in the flow cross section and mixing by areas with local resistance. Observance of these conditions makes it possible to take into account with high accuracy the mass of liquid in the foam. This task is performed by the device, a diagram of which is shown in figure 4.
Устройство для определения дебита нефтяной скважины по жидкости содержит измерительный булит 1 с входным 2 и выходным 3 патрубками и патрубком отвода газовой фазы 4, оборудованный преобразователями гидростатического давления 5 и 6. Патрубок 4 может быть оборудован отделителем 8 мелких капель жидкости. Полость измерительного булита оборудована лотком сепарации газожидкостной среды. Лоток сепарации 7 представляет собой конструкцию желобообразного (в частном случае прямоугольного) сечения, сообщенную с патрубком 2 и нисходящую по винтовой линии вдоль стенки булита. Булит оборудован дополнительным преобразователем гидростатического давления 10.A device for determining the flow rate of an oil well contains a measuring
Лоток 7 предназначен для сепарации ГЖС по газу и плавной подачи ее в измерительный участок без разрушения границы жидкость-пена и без образования дополнительной пены. Датчик 10 предназначен для определения степени неоднородности плотности эмульсии по высоте.Tray 7 is designed for gas-liquid gas separation and its smooth supply to the measuring section without destroying the liquid-foam boundary and without the formation of additional foam. The
Устройство работает следующим образом.The device operates as follows.
ГЖС из коллектора через входной патрубок 2 поступает на лоток сепарации 7, где сепарируется по газу. Поперечное сечение лотка может иметь вид прямоугольника, горизонтальные ребра которого образованы смежными витками лотка. Описанный вариант не ограничивает возможные конструкции сепаратора по газу. Как показано на фиг.5, упомянутый лоток заполнен ГЖС, причем нижняя часть сечения заполнена слоем жидкости, верхняя часть - газом. Для ускорения процесса сепарации по газу предпочтительно, чтобы ширина лотка была больше или равна высоте его боковых стенок. ГЖС широким и тонким слоем движется по наклонной плоскости, где постепенно сепарируется по газу.GHS from the collector through the
Часть газа по межвитковому пространству уходит в патрубок отвода газовой фазы 4, часть остается на поверхности жидкости в виде стойкой пены. Жидкость и слой пены заполняют измерительный участок высотой Н, их объемный расход фиксируется преобразователями давления 5 и 6. Для того чтобы исключить влияние текущей по лотку смеси на показания преобразователей давления, их устанавливают в области газовой среды, а именно в верхней части боковой стенки лотка, примыкающей к стенке булита, поэтому они срабатывают только тогда, когда жидкость со слоем пены заполняет измерительный объем булита высотой Н, и границы раздела пена-газ и жидкость-пена последовательно достигают измерительных уровней. Микропроцессорный контроллер (на чертеже не показан) обрабатывает сигналы преобразователей давления по заданной программе, включая экстраполяцию давления от времени и аппроксимацию плотности эмульсии по высоте. При достижении слоем жидкости верхнего уровня (ситуация t4 на фиг.2) преобразователь давления 6 выдает сигнал на открытие клапана 9 и цикл измерения завершается.Part of the gas through the inter-turn space goes into the branch pipe of the
Предлагаемый способ за счет автоматического контроля объема и массы пены в измерительной емкости позволяет существенно повысить точность измерения дебита нефтяных скважин в объемных и массовых единицах расхода. Одновременно предлагаемый способ позволяет расширить сферу применения его для различных нефтяных скважин, включая нефтяные скважины, продукция которых содержит много АСВ и образует стойкую пену. Изобретение позволяет и для такого типа скважин повысить оперативность измерений и достичь высокой точности определения дебита по жидкости. Очевидно, что способ пригоден не только для газоводонефтяных смесей, но для любых вспенивающихся жидкостей, а также для продуктов, не образующих пену, что является частным случаем измерений с массой пены, равной нулю.The proposed method due to automatic control of the volume and mass of foam in the measuring tank can significantly improve the accuracy of measuring the flow rate of oil wells in volumetric and mass flow units. At the same time, the proposed method allows to expand the scope of its application for various oil wells, including oil wells, the products of which contain a lot of DIA and form a stable foam. The invention allows for this type of well to increase the efficiency of measurements and to achieve high accuracy in determining the flow rate of the liquid. Obviously, the method is suitable not only for gas-oil mixtures, but for any foaming liquids, as well as for products that do not form foam, which is a special case of measurements with a foam mass of zero.
Использованные источникиUsed sources
[1] - Патент RU №2133826. МКИ Е 21 В 47/00. Установка для измерения дебита нефтяной скважины по жидкости. Опубл. 27 июля 1999.[1] - Patent RU No. 2133826. MKI E 21 V 47/00. Installation for measuring the flow rate of an oil well by liquid. Publ. July 27, 1999.
[2] - Патент RU №2183267. МКИ Е 21 В 47/10. Способ определения дебита нефтяных скважин по жидкости. Опубл. 10 октября 2002. Выбран за прототип.[2] - Patent RU No. 2183267. MKI E 21 V 47/10. A method for determining the flow rate of oil wells by liquid. Publ. October 10, 2002. Selected for the prototype.
Использованные в описании и на иллюстрациях сокращения:Abbreviations used in the description and illustrations:
ГЖС - газожидкостная смесь, ГСД - гидростатическое давление,GHS - gas-liquid mixture, GDS - hydrostatic pressure,
АСВ - асфальто-смолистые вещества, П-Г - пена-газ, Ж-П - жидкость-пена.DIA - asphalt-resinous substances, PG - foam-gas, Zh-P - liquid-foam.
Claims (6)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2004124412/03A RU2277635C2 (en) | 2004-08-10 | 2004-08-10 | Method and device to determine liquid output from oil well |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2004124412/03A RU2277635C2 (en) | 2004-08-10 | 2004-08-10 | Method and device to determine liquid output from oil well |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2004124412A RU2004124412A (en) | 2006-01-27 |
| RU2277635C2 true RU2277635C2 (en) | 2006-06-10 |
Family
ID=36047530
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2004124412/03A RU2277635C2 (en) | 2004-08-10 | 2004-08-10 | Method and device to determine liquid output from oil well |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2277635C2 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2009078734A1 (en) * | 2007-12-19 | 2009-06-25 | Statoilhydro Asa | Method and equipment for determining the interface between two or more fluid phases |
-
2004
- 2004-08-10 RU RU2004124412/03A patent/RU2277635C2/en not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| ЛУТОШКИН Г.С. Сбор и подготовка нефти, газа и воды, Москва, Недра, 1977, с.68-76. ИСАКОВИЧ Р.Я. и др., Автоматизация производственных процессов нефтяной и газовой промышленности, Москва, Недра, 1983,с.314-334. * |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2009078734A1 (en) * | 2007-12-19 | 2009-06-25 | Statoilhydro Asa | Method and equipment for determining the interface between two or more fluid phases |
| CN101932918B (en) * | 2007-12-19 | 2013-01-23 | 国家石油公司 | Method and equipment for determining the interface between two or more fluid phases |
| US8370089B2 (en) | 2007-12-19 | 2013-02-05 | Statoil Asa | Method and equipment for determining the interface between two or more fluid phases |
| EA017667B1 (en) * | 2007-12-19 | 2013-02-28 | Статойл Аса | Method and equipment for determining the interface between two or more fluid phases |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2004124412A (en) | 2006-01-27 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US4821580A (en) | Method and apparatus for calculating flow rates through a pumping station | |
| US7311001B2 (en) | Multiphase flow measurement apparatus and method | |
| US7807059B2 (en) | Method and apparatus for collecting pollutants in a body of water | |
| 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 | |
| JPH10227799A (en) | Dispenser | |
| EP1020713B1 (en) | Method and system for determining biphase flow rate | |
| US4549432A (en) | Metering separator for determining the liquid mass flow rate in a gas-liquid oilfield production stream | |
| RU2277635C2 (en) | Method and device to determine liquid output from oil well | |
| US5525042A (en) | Liquid pump with compressed gas motive fluid | |
| RU76070U1 (en) | DEVICE FOR MEASURING OIL WELL PRODUCTS | |
| RU2236584C1 (en) | Method and device for measuring oil debit | |
| RU2733954C1 (en) | Method of measuring production of oil well | |
| RU2299321C2 (en) | Method and device for oil and gas-condensate well production measurement in air-tight oil collection systems | |
| RU2002133991A (en) | METHOD AND DEVICE FOR MEASURING OIL DEBIT | |
| RU2131027C1 (en) | Device for measuring production rate of oil wells | |
| RU2220282C1 (en) | Process measuring production rate of oil wells in systems of sealed gathering and gear for its implementation | |
| CN212429168U (en) | Water pump lift flow testing device | |
| RU2057922C1 (en) | Set for measuring productivity of wells | |
| RU2183267C1 (en) | Method of determining oil well production rate by fluid | |
| RU2307249C1 (en) | Device for well oil production rate measurement | |
| RU2069264C1 (en) | Method for measurement of well flow rate and device for its embodiment | |
| RU168317U1 (en) | INSTALLATION FOR MEASURING OIL WELL PRODUCTS | |
| RU194085U1 (en) | Device for measuring the amount of oil, water and gas in the production of low-yield wells | |
| RU2761074C1 (en) | Device and method for measuring oil well flow rate |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20060811 |