RU2307249C1 - Device for well oil production rate measurement - Google Patents
Device for well oil production rate measurement Download PDFInfo
- Publication number
- RU2307249C1 RU2307249C1 RU2005137937/03A RU2005137937A RU2307249C1 RU 2307249 C1 RU2307249 C1 RU 2307249C1 RU 2005137937/03 A RU2005137937/03 A RU 2005137937/03A RU 2005137937 A RU2005137937 A RU 2005137937A RU 2307249 C1 RU2307249 C1 RU 2307249C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- measuring
- gas pipeline
- measuring vessel
- gas
- partition
- Prior art date
Links
Landscapes
- Measuring Volume Flow (AREA)
- Measuring Fluid Pressure (AREA)
- Sampling And Sample Adjustment (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобыче и может быть использовано для оперативного учета дебитов продукции нефтяных и газоконденсатных скважин (как отдельных, так и кустов) в системах герметизированного сбора.The invention relates to oil production and can be used for operational accounting of production rates of oil and gas condensate wells (both individual and well) in pressurized collection systems.
Известно устройство измерения дебита продукции нефтяных скважин, содержащее измерительную емкость, газовый трубопровод и патрубки подвода и отвода продукции скважин, в котором выполнено устройство определения времени наполнения измерительной емкости фиксированного объема частично отсепарированной продукцией скважины при открытом на коллектор газовом трубопроводе и закрытом патрубке отвода продукции скважин, устройства измерения избыточного давления, температуры, скорости вытеснения содержимого емкости после закрытия газового трубопровода и открытия патрубка отвода продукции скважин. /Свидетельство на полезную модель №22179, МКИ7 Е21В 47/10, опубл. 2002 Бюл. №7/.A known device for measuring the flow rate of oil wells, containing a measuring tank, a gas pipeline and nozzles for supplying and withdrawing wells, in which a device for determining the time of filling a measuring tank of a fixed volume with partially separated well products with a gas pipeline open to the collector and a closed branch pipe devices for measuring excess pressure, temperature, rate of displacement of the contents of the container after closing the gas the pipeline and the opening of the branch pipe for the production of wells. / Certificate for utility model No. 22179, MKI 7 Е21В 47/10, publ. 2002 Bul. No. 7 /.
Недостатками известного устройства являются:The disadvantages of the known device are:
- низкая точность и нестабильность измерений при повышенном пенообразовании и высоких дебатах скважин;- low accuracy and instability of measurements with increased foaming and high debate wells;
- значительное время измерений из-за необходимости вытеснения содержимого емкости после закрытия газовой линии;- significant measurement time due to the need to displace the contents of the container after closing the gas line;
- сложность эксплуатации в зимнее время, так как высока вероятность замерзания кранов при высокой обводненности или простое скважин.- the complexity of operation in the winter, as there is a high probability of freezing of cranes at high water cuts or idle wells.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату к заявляемому объекту является устройство измерения дебита продукции нефтяных скважин, содержащее измерительную емкость, газовый трубопровод и патрубки подвода и отвода продукции скважин, в котором заполнение измерительной емкости калиброванного объема выполнено при при открытом на коллектор газовом трубопроводе и закрытом патрубке отвода продукции скважин, устройства для измерения гидростатического давления при известной высоте столба жидкости, избыточного давления, температуры, скорости вытеснения содержимого емкости после закрытия газового трубопровода и открытия патрубка отвода продукции скважин на коллектор, время наполнения измерительной емкости, а также устройства измерения высоты столба жидкости и гидростатического давления. /Патент РФ №2220282, МПК7 Е21В 47/10, опубл. 27.12.2003. Бюл. №36/.The closest in technical essence and the achieved result to the claimed object is a device for measuring the production rate of oil wells, containing a measuring tank, a gas pipeline and nozzles for supplying and withdrawing wells, in which the filling of the measuring tank of a calibrated volume is performed with the gas pipeline open to the collector and closed branch pipe for production of wells, devices for measuring hydrostatic pressure at a known height of the liquid column, overpressure Nia, temperature, contents of the container after closing the displacement velocity of the gas pipeline and the opening of the nozzle outlet of well products at the collector, during filling of the measuring vessel and the device measuring the liquid column height and hydrostatic pressure. / RF patent №2220282, IPC 7 ЕВВ 47/10, publ. 12/27/2003. Bull. No. 36 /.
Недостатками известного способа являются:The disadvantages of this method are:
- низкая точность и нестабильность измерений, обусловленные необходимостью выдерживания продукции скважины, содержащейся в измерительной емкости, до состояния полного отсутствия пузырькового газа и оседания пены;- low accuracy and instability of measurements, due to the need to withstand the production of wells contained in the measuring tank, to a state of complete absence of bubble gas and foam subsidence;
- значительное время из измерений из-за необходимости такой выдержки;- significant time from measurements due to the need for such exposure;
- сложность эксплуатации в зимнее время, так как высока вероятность замерзания кранов при высокой обводненности или простое скважин.- the complexity of operation in the winter, as there is a high probability of freezing of cranes at high water cuts or idle wells.
- сложность управления из-за необходимости открытия и закрытия газового трубопровода и патрубка отвода продукции скважин на коллектор.- the complexity of management due to the need to open and close the gas pipeline and pipe branch of the production of wells to the reservoir.
Предлагаемое изобретение направлено на повышение точности измерений и сокращение их времени, повышение надежности эксплуатации и упрощение использования.The present invention is aimed at improving the accuracy of measurements and reducing their time, improving reliability and ease of use.
Это достигается тем, что в устройстве измерения дебита продукции нефтяных скважин, содержащем измерительную емкость, газовый трубопровод и подсоединенные к измерительной емкости патрубки подвода и отвода продукции скважин, при этом измерительная емкость полностью или частично изготовлена из трубы, верхняя часть измерительной емкости выполнена в виде трубы или усеченного конуса, причем меньший диаметр усеченного конуса равен диаметру трубы, в нижней части измерительной емкости перпендикулярно оси трубы выполнена перегородка с калиброванным отверстием (или отверстиями) и отверстием для газового трубопровода, газовый трубопровод расположен внутри измерительной емкости, причем вход в газовый трубопровод выполнен в верхней части измерительной емкости, а выход - после перегородки, патрубок подвода продукции скважин подсоединен прямо или тангенциально к верхней части измерительной емкости, а патрубок отвода продукции скважин подсоединен к нижней части измерительной емкости, оси измерительной емкости и газового трубопровода коаксиальны или параллельны, внутри газового трубопровода расположено мерное устройство, выполненное, например, в виде сопла, внутри газового трубопровода расположен дифференциальный датчик давления, один вход которого соединен с мерным устройством, а другой - с газовым трубопроводом выше мерного устройства, а также датчики температуры и статического давления, внутри измерительной емкости выше перегородки расположено два дифференциальных датчика давления, у которых, обоих, один вход расположен около перегородки, а другие - на разной высоте. Кроме того, в некоторых случаях калиброванные отверстия и мерное устройство могут быть выполнены из твердосплавного материала. Кроме того, в некоторых случаях в верхней части измерительной емкости может быть выполнено устройство для перекрытия входного отверстия в газовый трубопровод, например задвижка или клапан с электромеханическим приводом. Кроме того, в некоторых случаях в измерительной емкости выше патрубка подвода продукции скважин может быть расположен датчик статического давления. Кроме того, в некоторых случаях вход одного из дифференциальных датчиков давления, расположенных внутри измерительной емкости, может быть установлен на поплавке.This is achieved by the fact that in the device for measuring the production rate of oil wells containing a measuring tank, a gas pipeline and connecting pipes for supplying and removing wells, connected to the measuring tank, the measuring tank is completely or partially made of pipe, the upper part of the measuring tank is made in the form of a pipe or a truncated cone, and the smaller diameter of the truncated cone is equal to the diameter of the pipe, in the lower part of the measuring capacity perpendicular to the axis of the pipe made a partition with caliber With a hole (or holes) and a hole for the gas pipeline, the gas pipeline is located inside the measuring vessel, the gas pipeline entering at the top of the measuring vessel and the outlet after the baffle, the well supply pipe is connected directly or tangentially to the upper part of the measuring vessel and the outlet pipe for the production of wells is connected to the lower part of the measuring capacity, the axis of the measuring capacity and the gas pipeline are coaxial or parallel, inside the gas about the pipeline there is a measuring device made, for example, in the form of a nozzle, there is a differential pressure sensor inside the gas pipeline, one input of which is connected to the measuring device, and the other to the gas pipeline above the measuring device, as well as temperature and static pressure sensors, inside the measuring above the bulkhead there are two differential pressure sensors, for which, both, one inlet is located near the bulkhead and the other at different heights. In addition, in some cases, the calibrated holes and the measuring device can be made of carbide material. In addition, in some cases, in the upper part of the measuring capacitance, a device can be made to block the inlet to the gas pipeline, for example, a valve or valve with an electromechanical actuator. In addition, in some cases, a static pressure sensor may be located in the measuring capacitance above the nozzle for supplying well production. In addition, in some cases, the input of one of the differential pressure sensors located inside the measuring vessel may be mounted on the float.
Продукция скважины представляет водонефтегазовую смесь, состоящую из жидкой и газовой фаз. Жидкая фаза - водонефтяная эмульсия - состоит из двух несмешиваемых компонент - пластовая вода и нефть.Well production is a water-oil and gas mixture consisting of liquid and gas phases. The liquid phase - water-oil emulsion - consists of two immiscible components - produced water and oil.
Известно, что плотность газа ρг по уравнению Менделеева-Клапейрона равнаIt is known that the gas density ρ g according to the Mendeleev-Clapeyron equation is
где Рст,г - статическое давление газа, Rг - удельная газовая постоянная, Тг - температура газа.where R article, g - static gas pressure, R g - specific gas constant, T g - gas temperature.
Плотность пластовой жидкости (водонефтяной эмульсии) составляетThe density of the reservoir fluid (oil-water emulsion) is
где ρж, ρв и ρн - соответственно плотности пластовой жидкости, пластовой воды и нефти; nв - обводненность (объемная доля воды в единице объема пластовой жидкости).where ρ W , ρ in and ρ n - respectively, the density of the reservoir fluid, produced water and oil; n in - water cut (volume fraction of water per unit volume of reservoir fluid).
Известно, что перепад давления ΔРж,h по высоте hж между двумя точками, замеренный с помощью дифференциального датчика давления, входы которого расположены в этих точках, составляетIt is known that the pressure drop ΔР Ж, h along the height h Ж between two points, measured using a differential pressure sensor, the inputs of which are located at these points, is
где g - ускорение свободного падения.where g is the acceleration of gravity.
Из соотношений (2) и (3) после несложных преобразований получим формулу для определение обводненностиFrom relations (2) and (3), after simple transformations, we obtain the formula for determining the water cut
Известно, что объемный расход жидкости Qж через отверстие площадью F составляетIt is known that the volumetric flow rate of liquid Q W through an opening of area F is
где α - коэффициент расхода, Нж - высота столба жидкости.where α is the flow coefficient, N W is the height of the liquid column.
Высоту столба жидкости в выражении (5) определим из формулы (3)The height of the liquid column in expression (5) is determined from the formula (3)
где ΔРж,Н - перепад давления при высоте столба жидкости Нж.where ΔP W, N - pressure drop at the height of the liquid column H W
Таким образом, если с помощью дифференциального датчика, один вход которого расположен у перегородки, а другой - выше верхней поверхности жидкости в измерительной емкости, измерим перепад давления ΔРж,Н, т.о. высоту столба жидкости; и при известной плотности жидкости (2) обводненностью (4) найдем высоту столба жидкости (6) в измерительной емкости. Затем с помощью (5) определим объемный расход жидкости.Thus, if using a differential sensor, one input of which is located at the septum, and the other is above the upper surface of the liquid in the measuring tank, we measure the pressure drop ΔP W, N , liquid column height; and with the known density of the liquid (2) water cut (4) we find the height of the liquid column (6) in the measuring tank. Then, using (5), we determine the volumetric flow rate of the liquid.
Динамический напор газа равенThe dynamic gas pressure is
где wг - скорость газа, ΔРг - перепад давления газа.where w g is the gas velocity, ΔP g is the pressure drop of the gas.
Объемный расход газа равен произведению его скорости на площадь поперечного сечения газового трубопровода Fг. С учетом (1) и (7) указанное выражение примет видThe gas volumetric flow rate is equal to the product of its velocity and the cross-sectional area of the gas pipeline F g . Taking into account (1) and (7), the indicated expression takes the form
Тогда приведенный газовый фактор найдем как отношение объемного расхода газа (3) к объемному расходу нефти (2) и (5)Then we find the reduced gas factor as the ratio of the volumetric flow rate of gas (3) to the volumetric flow rate of oil (2) and (5)
После приведения приведенного газового фактора к нормальным физическим условиям получим газовый фактор.After bringing the reduced gas factor to normal physical conditions, we obtain the gas factor.
Изготовление измерительной емкости полностью или частично из трубы позволяет упростить ее изготовление.The manufacture of the measuring tank in whole or in part from the pipe allows to simplify its manufacture.
Выполнение верхней части измерительной емкости в виде усеченного конуса, причем меньший диаметр усеченного конуса равен диаметру трубы, позволяет организовать увеличение угловой частоты вращения при уменьшении радиуса вращения поступающей водонефтегазовой смеси, что обеспечивает повышение выделения газа.The execution of the upper part of the measuring capacity in the form of a truncated cone, and the smaller diameter of the truncated cone is equal to the diameter of the pipe, allows you to organize an increase in the angular frequency of rotation with a decrease in the radius of rotation of the incoming water-oil and gas mixture, which ensures an increase in gas evolution.
Выполнение в нижней части измерительной емкости перпендикулярно оси трубы перегородки с калиброванным отверстием (или отверстиями) и отверстием для газового трубопровода, позволяет организовать определение объемного расхода жидкости и ее обводненности в той части измерительной емкости, которая находится выше перегородки.Performing at the bottom of the measuring capacitance perpendicular to the axis of the pipe wall of the partition with a calibrated hole (or holes) and a hole for the gas pipeline, allows you to organize the determination of the volumetric flow rate of the liquid and its water cut in that part of the measuring tank, which is located above the partition.
Выполнение перегородки с калиброванным отверстием позволяет определить объемный расход жидкости (5).Performing a partition with a calibrated hole allows you to determine the volumetric flow rate of the liquid (5).
Расположение газового трубопровода внутри измерительной емкости позволяет уменьшить размеры устройства и вносимые искажения.The location of the gas pipeline inside the measuring tank allows to reduce the size of the device and the introduced distortion.
Выполнение входа в газовый трубопровод в верхней части измерительной емкости позволяет снизить время до начала измерений параметров газа.The entrance to the gas pipeline in the upper part of the measuring tank allows you to reduce the time before the start of measurement of gas parameters.
Выполнение выхода газового трубопровода после перегородки позволяет выводить газовую и жидкую фазы продукции скважин из сепарационной емкости одновременно, что уменьшает габариты устройства и упрощает его изготовление.The output of the gas pipeline after the partition allows you to remove the gas and liquid phases of well production from the separation tank at the same time, which reduces the dimensions of the device and simplifies its manufacture.
Подсоединение патрубка подвода продукции скважин прямо или тангенциально к верхней части измерительной емкости позволяет разделять водонефтегазовую смесь на газ и жидкость под действием гравитационных и, в случае тангенциального ввода, центробежных сил, что уменьшает размеры устройства и повышает его эффективность.The connection of the pipe for supplying the production of wells directly or tangentially to the upper part of the measuring tank allows the oil-gas mixture to be separated into gas and liquid under the influence of gravitational and, in the case of tangential input, centrifugal forces, which reduces the size of the device and increases its efficiency.
Подсоединение патрубка отвода продукции скважин к нижней части измерительной емкости (ниже перегородки) позволяет отводить одновременно из нее жидкую и газовую фазы продукции скважин.The connection of the branch pipe for the production of wells to the lower part of the measuring tank (below the baffle) allows the liquid and gas phases of the production of wells to be diverted simultaneously from it.
Выполнение осей измерительной емкости и газового трубопровода коаксиальными или параллельными позволяет повысить точность измерений за счет уменьшения вносимых возмущений.The execution of the axes of the measuring capacitance and the gas pipeline coaxial or parallel can improve the accuracy of the measurements by reducing the introduced disturbances.
Расположение внутри газового трубопровода мерного устройства, выполненное, например, в виде сопла, позволяет повысить точность измерения объемного расхода газа.The location inside the gas pipeline of the measuring device, made, for example, in the form of a nozzle, improves the accuracy of measuring the volumetric gas flow.
Расположение внутри газового трубопровода дифференциального датчика давления, один вход которого соединен с мерным устройством, а другой - с газовым трубопроводом выше мерного устройства, позволяет измерить динамический напор газа (7), необходимый для определения объемного расхода газа (8).The location inside the gas pipeline of the differential pressure sensor, one input of which is connected to the measuring device, and the other to the gas pipe above the measuring device, allows you to measure the dynamic gas pressure (7), necessary to determine the volumetric gas flow (8).
Расположение датчиков температуры газа и статического давления газа позволяет определить плотность газа (1) и обеспечить определение газового фактора при нормальных физических условиях.The location of the gas temperature and static gas pressure sensors makes it possible to determine the gas density (1) and to ensure the determination of the gas factor under normal physical conditions.
Расположение внутри измерительной емкости выше перегородки двух дифференциальных датчиков давления, у которых, обоих, один вход расположен около перегородки, а другие - на разной высоте, позволяет с помощью формул (2)...(6) определить объемный расход жидкости и ее обводненность.The location inside the measuring tank above the partition of two differential pressure sensors, for which, both, one inlet is located near the partition and the other at different heights, allows using formulas (2) ... (6) to determine the volumetric flow rate and water cut.
Выполнение перегородки с калиброванными отверстиями и мерного устройства из твердосплавного материала позволяет снизить их износ в процессе эксплуатации, например, из-за воздействия абразивных частиц, что обеспечивает повышение точности измерений и увеличение срока эксплуатации.The implementation of a partition with calibrated holes and a measuring device made of carbide material allows to reduce their wear during operation, for example, due to the influence of abrasive particles, which improves measurement accuracy and increases the life of the device.
Выполнение в верхней части измерительной емкости устройства для перекрытия входного отверстия в газовый трубопровод, например задвижка или клапан с электромеханическим приводом, позволяет периодически, например раз в час, прочищать калиброванные отверстия, так как при закрытом газовом трубопроводе вся подводимая водонефтегазовая смесь будет проходить через калиброванные отверстия. Это обеспечивает повышение точности измерений за счет устранения загрязнений.The implementation in the upper part of the measuring capacity of the device for closing the inlet to the gas pipeline, for example, a valve or valve with an electromechanical actuator, allows you to periodically clean, for example, once an hour, calibrated openings, since with a closed gas pipeline the entire supplied oil-gas mixture will pass through the calibrated openings . This provides improved measurement accuracy by eliminating contamination.
Расположение в измерительной емкости выше патрубка подвода продукции скважин датчика статического давления позволяет учесть влияние статического давления газа на коэффициент расхода из соотношения (5), что позволяет повысить точность измерения объемного расхода жидкости.The location of the static pressure sensor in the measuring tank above the inlet pipe for the production of wells makes it possible to take into account the influence of the static gas pressure on the flow coefficient from relation (5), which makes it possible to increase the accuracy of measuring the volumetric liquid flow.
Установка входа одного из дифференциальных датчиков давления, расположенных внутри измерительной емкости, на поплавке, позволяет снизить влияние статического давления газа на точность измерения объемного расхода жидкости.The installation of the input of one of the differential pressure sensors located inside the measuring vessel on the float reduces the effect of static gas pressure on the accuracy of measuring the volumetric flow rate of the liquid.
Устройство измерения дебита продукции нефтяных скважин показано на Фиг.1.A device for measuring the production rate of oil wells is shown in Fig.1.
Устройство измерения дебита продукции скважин состоит из измерительной емкости 1, выполненной в виде трубы. В нижней части измерительной емкости 1 имеется перегородка 2 с калиброванными отверстиями 3. Внутри измерительной емкости 1 расположен газовый трубопровод 4. К ней также подсоединены патрубки подвода 5 и отвода 6 продукции скважин. Внутри измерительной емкости 1 выше перегородки 2 установлены входы дифференциальных датчиков давления 7 и 8. Мерное устройство 9, выполненное в виде сопла, расположено в газовом трубопроводе 4. Один вход дифференциального датчика давления 10 расположен в критическом (самом малом) сечении мерного устройства 9, а другой - выше его. В газовом трубопроводе 4 также установлен вход устройства 11 для измерения статического давления газа и температуры газа. На верхнем торце измерительной емкости 1 расположено устройство 12 для перекрытия входного отверстия в газовый трубопровод 4.A device for measuring the production rate of wells consists of a measuring tank 1 made in the form of a pipe. In the lower part of the measuring tank 1 there is a partition 2 with calibrated holes 3. Inside the measuring tank 1 there is a gas pipeline 4. To it are also connected nozzles for supply 5 and outlet 6 of well products. Inside the measuring vessel 1 above the partition 2, the inputs of the differential pressure sensors 7 and 8 are installed. The measuring device 9, made in the form of a nozzle, is located in the gas pipeline 4. One input of the differential pressure sensor 10 is located in the critical (smallest) section of the measuring device 9, and the other is above him. In the gas pipeline 4 is also installed the input of the device 11 for measuring the static gas pressure and gas temperature. At the upper end of the measuring tank 1 is a device 12 for blocking the inlet to the gas pipeline 4.
Устройство измерения дебита продукции скважин работает следующим образом. До начала испытаний замеряются:A device for measuring the production rate of wells works as follows. Prior to the test, the following shall be measured:
- плотность нефти;- oil density;
- плотность воды;- density of water;
- удельная газовая постоянная;- specific gas constant;
- коэффициент расхода;- flow rate;
- площадь калиброванного отверстия;- area of the calibrated hole;
- площадь поперечного сечения мерного устройства 10;- cross-sectional area of the measuring device 10;
- высота между входами дифференциального датчика давления 7.- the height between the inputs of the differential pressure sensor 7.
Затем в измерительную емкость 1, выполненную в виде трубы, по патрубку подвода 5 поступает продукция скважины (скважин) - водонефтегазовая смесь. Под действием силы тяжести и центробежной силы водонефтегазовая смесь делится на жидкость (водонефтяную эмульсию) и газ. Жидкость образует пленку и стекает по внутренней поверхности измерительной емкости 1 до столба жидкости. При этом происходит выделение растворенного в жидкости газа, газа из жидкости. Затем жидкость вытекает через калиброванные отверстия 3 в перегородке 2 в нижнюю часть измерительной емкости 1, газ по газовому трубопроводу 4 также поступает в нижнюю часть измерительной емкости 1, откуда жидкость и газ отводятся по патрубку отвода 6, в процессе в измерительной емкости 1 устанавливается столб жидкости постоянной высоты Н. В измерительной емкости 1 производится замер перепадов давления ΔРж,h и ΔРж,H с помощью двух дифференциальных датчиков давления 7 и 8. В газовом трубопроводе 4 замеряются динамический напор газа с помощью дифференциального датчика давления 10 и статическое давление газа и температура газа с помощью устройства 11. Информация, замеренная дифференциальными датчиками давления 7, 8 и 10 и статического давления и температуры 11, запоминается и сохраняется в контроллере или поступает в вычислительный блок, например ноутбук.Then, in the measuring tank 1, made in the form of a pipe, the production of the well (s) —the water-oil and gas mixture — enters the supply pipe 5. Under the influence of gravity and centrifugal force, the oil-gas mixture is divided into liquid (oil-water emulsion) and gas. The liquid forms a film and flows down the inner surface of the measuring tank 1 to a column of liquid. In this case, the gas dissolved in the liquid, gas from the liquid, is released. Then the liquid flows out through calibrated openings 3 in the partition 2 to the lower part of the measuring tank 1, gas through a gas pipeline 4 also enters the lower part of the measuring tank 1, from where liquid and gas are discharged through the branch pipe 6, in the process a liquid column is installed in the measuring tank 1 constant height N. The pressure drops ΔР ж, h and ΔР ж, H are measured in the measuring tank 1 using two differential pressure sensors 7 and 8. In the gas pipeline 4, the dynamic gas pressure is measured using di the differential pressure sensor 10 and the static gas pressure and gas temperature using the device 11. The information measured by the differential pressure sensors 7, 8 and 10 and the static pressure and temperature 11 is stored and stored in the controller or fed to a computing unit, such as a laptop.
Вычисления производятся в следующей последовательности:The calculations are performed in the following sequence:
1) по формуле (4) определяется обводненность;1) water cut is determined by the formula (4);
2) по формуле (2) определяется плотность жидкости;2) the formula (2) determines the density of the liquid;
3) по формуле (6) определяется высота столба жидкости в измерительной емкости 1;3) the formula (6) determines the height of the liquid column in the measuring tank 1;
4) по формуле (5) определяется объемный расход жидкости;4) the formula (5) determines the volumetric flow rate of the liquid;
5) по формуле (1) определяется плотность газа;5) gas density is determined by formula (1);
6) по формуле (8) определяется объемный расход газа;6) the volumetric gas flow rate is determined by formula (8);
7) по формуле (9) определяется приведенный газовый фактор;7) the reduced gas factor is determined by the formula (9);
8) пересчет в газовый фактор при нормальных физических условиях.8) recalculation into the gas factor under normal physical conditions.
Через некоторое время работы, например час, с помощью устройства 12 закрывают входное отверстие газового трубопровода 4. Вся поступающая жидкость и газ начинают проходить через калиброванные отверстия 3 и очищать их от загрязнения и отложений.After some time, for example, an hour, using the device 12, close the inlet of the gas pipeline 4. All incoming liquid and gas begin to pass through the calibrated openings 3 and clean them of contamination and deposits.
Таким образом, заявляемое устройство измерения дебита продукции нефтяных скважин позволяет повысить точность измерений, и сократить их время, и упростить использование.Thus, the inventive device for measuring the production rate of oil wells can improve the accuracy of measurements, and reduce their time and simplify use.
Claims (5)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2005137937/03A RU2307249C1 (en) | 2005-12-05 | 2005-12-05 | Device for well oil production rate measurement |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2005137937/03A RU2307249C1 (en) | 2005-12-05 | 2005-12-05 | Device for well oil production rate measurement |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2005137937A RU2005137937A (en) | 2007-06-10 |
RU2307249C1 true RU2307249C1 (en) | 2007-09-27 |
Family
ID=38312274
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2005137937/03A RU2307249C1 (en) | 2005-12-05 | 2005-12-05 | Device for well oil production rate measurement |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2307249C1 (en) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2585298C1 (en) * | 2015-04-06 | 2016-05-27 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Башкирский государственный университет" | Method of determining phase flow in oil producing wells |
RU2733954C1 (en) * | 2019-08-13 | 2020-10-08 | Общество ограниченной ответственности Научно-производственное предприятие "ВМ система" | Method of measuring production of oil well |
-
2005
- 2005-12-05 RU RU2005137937/03A patent/RU2307249C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2585298C1 (en) * | 2015-04-06 | 2016-05-27 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Башкирский государственный университет" | Method of determining phase flow in oil producing wells |
RU2733954C1 (en) * | 2019-08-13 | 2020-10-08 | Общество ограниченной ответственности Научно-производственное предприятие "ВМ система" | Method of measuring production of oil well |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
RU2005137937A (en) | 2007-06-10 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
Spedding et al. | Flow regimes in two-phase gas-liquid flow | |
US5390547A (en) | Multiphase flow separation and measurement system | |
US7311001B2 (en) | Multiphase flow measurement apparatus and method | |
CA2587594C (en) | Flow separator and flow separation method | |
EP2543424A1 (en) | Gas-liquid separator and flow rate measurement device | |
US4860591A (en) | Gas-liquid separation and flow measurement apparatus | |
EP2546617A1 (en) | Batch-type multiphase flow measurement device and flow measurement method | |
NO313529B1 (en) | Method and apparatus for studying the properties of a multiphase fluid | |
RU2415263C2 (en) | Procedure for preparing and measurement of production output of oil wells and device for its implementation (versions) | |
RU2307930C1 (en) | Device for measuring oil, gas and water debit of oil wells | |
CN102465701B (en) | On-line sampling device for multi-phase flow liquid | |
RU2307249C1 (en) | Device for well oil production rate measurement | |
RU2541991C1 (en) | Method of measuring well flow rate of oil well products and device to this end | |
RU155020U1 (en) | INSTALLATION FOR MEASURING THE DEBIT OF OIL WELL PRODUCTS | |
RU2299321C2 (en) | Method and device for oil and gas-condensate well production measurement in air-tight oil collection systems | |
RU2629787C2 (en) | Oil well separated gaging device by oil, gas and water | |
WO2011057783A1 (en) | Process for the separation of a multiphase stream which flows along a pipe by means of a t-junction | |
RU2342528C1 (en) | Device for measuring quantity of oil and oil gas | |
RU2733954C1 (en) | Method of measuring production of oil well | |
RU2191262C1 (en) | Device for measurement of well products | |
RU2691255C1 (en) | Device for measuring flow rate of oil wells | |
US3009359A (en) | Automatic well testing system | |
CN203214035U (en) | Crude oil sand content analysis device | |
RU2155938C2 (en) | Gear measuring flow rate of gas-saturated liquid | |
RU2131027C1 (en) | Device for measuring production rate of oil wells |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20091206 |