RU2326241C1

RU2326241C1 - Equipment for production rate of oil-well measuring

Info

Publication number: RU2326241C1
Application number: RU2006134088/03A
Authority: RU
Inventors: Рафаиль Кимович Шарипов (RU); Рафаиль Кимович Шарипов; Александр Алексеевич Васильев (RU); Александр Алексеевич Васильев; Александр Сергеевич Краузе (RU); Александр Сергеевич Краузе
Original assignee: Рафаиль Кимович Шарипов; Александр Алексеевич Васильев; Александр Сергеевич Краузе
Priority date: 2006-09-25
Filing date: 2006-09-25
Publication date: 2008-06-10
Also published as: RU2006134088A

Abstract

FIELD: oil and gas industry.

SUBSTANCE: invention is referred to oil and gas industry and can be used for definition of production rate of fluid, gas and oil in production mined from an oil-well. For this purpose equipment consists of separator which input is connected with the pipe line (PL) of feed from a mainline of a gas-liquid mixture, and outputs are connected with oil, water and gas PL. Thus gas PL is affixed to the top of a separator and the first flow meter is installed in it that is connected with a unit of control, monitoring and information displaying to which pressure and temperature sensors of separator are hooked up. And water PL is executed with the flap of water dumping and it is affixed to separator bottom. Complementary equipment is furnished by the second and third flow meters, the homogenizer and the police modulus (PM). Thus oil PL on the one side is affixed to a centre part of a separator, and on another - through a homogeniser is connected to the second flow meter which output is connected with PM which one output is linked by a back coupling to the second flow meter, and another - with the flap of water dumping. And MES represents the body in which a zone of measuring of gas abundance in AP are placed consistently, and is includes the source and the receiving detector of ultrasonic radiating that are placed diametrically, and a zone of measuring of water abundance in AP in the form of area with the high-frequency field formed by capacitor sheets, before and after which the temperature sensors are placed. The output of receiving detector of ultrasonic radiating and temperature sensors through a unit of control, monitoring and information displaying are linked to the second flow meter.

EFFECT: increase in accuracy of makeup definition of the gas-liquid mixture going from a hole; simplification of an equipment construction and increase of its reliability.

3 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.

Известно, что точное и достоверное измерение количества извлекаемой из недр нефти является одной из острых проблем нефтяной отрасли. Введение с 1 марта 2006 г. национального стандарта «Государственная система обеспечения единства измерений. Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования" (ГОСТ Р8.615-2005) призвано навести порядок в эксплуатации нефтяных месторождений.It is known that accurate and reliable measurement of the amount of oil recovered from the bowels of the earth is one of the acute problems of the oil industry. Introduction from March 1, 2006 of the national standard “State system for ensuring the uniformity of measurements. Measuring the amount of oil and gas extracted from the bowels of the earth. General metrological and technical requirements "(GOST R8.615-2005) is intended to restore order in the operation of oil fields.

Известна установка для измерения продукции скважин (патент РФ №2057922, кл. Е21В 47/00 от 10.04.96. Бюл. №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.A well-known installation for measuring production of wells (RF patent No. 2057922, class ЕВВ 47/00 dated 10.04.96. Bull. No. 10), containing two measuring tanks communicated in the upper and lower parts by pipelines and equipped with sensors for upper and lower liquid levels, at the same time serving as hydrostatic pressure sensors for the liquid column in the measuring tanks, and the separation tank is made in the form of a separate unit, one outlet of which is connected to the pipeline connecting the measuring tanks in the upper part, and the other exit from the separation the capacitance is connected through a flow switch with a pipeline connecting the measuring capacitance in the lower part. The installation allows you to determine the flow rate of the liquid, the gas factor of the liquid, the water cut of the well production, and then the calculation determines the flow rate of oil and water, the gas factor of oil.

Данный аналог обладает рядом недостатков, одним из которых является циклический характер процесса измерения, что отрицательно влияет на точность и достоверность полученных результатов. Кроме того, 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.This analogue has several disadvantages, one of which is the cyclical nature of the measurement process, which negatively affects the accuracy and reliability of the results. In addition, the disadvantage of this setup is the limited range of definitions 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.

Наиболее близкой по технической сущности является установка для определения дебита продукции (патент RU №2190096). Установка содержит микропроцессор, две измерительные емкости, сообщенные между собой в верхних частях газопроводом, а в нижних частях трубопроводом и снабженные датчиками верхнего и нижнего уровней жидкости, одновременно служащими датчиками гидростатического давления столба жидкости в измерительных емкостях. Снизу к измерительным емкостям через переключатель потока подключена сепарационная емкость, подключенная сверху к обводному газопроводу, соединенному через обратный клапан с газопроводом и через расходомер и регулятор расхода газа со сборным коллектором. Между переключателем потока и сборным коллектором установлен насос откачки, производительность которого выше производительности замеряемых скважин.The closest in technical essence is the installation for determining the production rate (patent RU No. 2190096). The installation contains a microprocessor, two measuring tanks, interconnected in the upper parts by a gas pipeline, and in the lower parts by a pipeline and equipped with sensors for upper and lower liquid levels, which simultaneously serve as sensors for the hydrostatic pressure of the liquid column in the measuring tanks. From the bottom to the measuring vessels through the flow switch, a separation tank is connected, connected from above to the bypass gas pipe, connected through a non-return valve to the gas pipe and through a flow meter and gas flow regulator with a collecting manifold. A pumping pump is installed between the flow switch and the collection manifold, the productivity of which is higher than the productivity of the measured wells.

К недостаткам установки-прототипа следует отнести недостаточную точность, обусловленную следующими факторами. Все измерительные элементы установки-прототипа имеют жесткую настройку и не предусматривают перенастройку в процессе измерения. Между тем состав анализируемого потока не является величиной постоянной и может изменяться в процессе измерения, в частности, может колебаться в достаточно широком диапазоне количество растворенного в нефти газа и количество воды. Отсутствие динамической адаптивности регистрирующих устройств, обеспечиваемой обратной связью между ними и средствами для замера, отрицательно сказывается на точности измерения. Кроме того, в устройстве-прототипе прямыми измерениями определяют только время заполнения измерительных емкостей, гидростатическое давление в них и объем выделившегося газа. Остальные параметры определяются расчетным путем с использованием осредненных величин, допущений и т.п., причем при определении газовой составляющей учитывается только свободный газ и совершенно не принимается во внимание газ, растворенный в нефти и воде. Более того, разделение жидкой фракции на нефть и воду вообще не предусмотрено.The disadvantages of the installation of the prototype should include insufficient accuracy due to the following factors. All the measuring elements of the prototype installation are rigorously configured and do not provide for reconfiguration during the measurement process. Meanwhile, the composition of the analyzed stream is not constant and can change during the measurement process, in particular, the amount of gas dissolved in oil and the amount of water can fluctuate over a fairly wide range. The lack of dynamic adaptability of the recording devices provided by the feedback between them and the means for measuring negatively affects the accuracy of the measurement. In addition, in the prototype device, direct measurements determine only the filling time of the measuring tanks, the hydrostatic pressure in them and the volume of gas released. The remaining parameters are determined by calculation using averaged values, assumptions, etc., moreover, when determining the gas component only free gas is taken into account and gas dissolved in oil and water is not taken into account at all. Moreover, the separation of the liquid fraction into oil and water is not provided at all.

Задачей, на решение которой направлено заявляемое изобретение, является устранение указанных недостатков, а именно повышение точности определения состава газожидкостной смеси, поступающей из скважины за счет обеспечения динамической адаптивности регистрирующих элементов заявляемого устройства к фактическому у состава анализируемого потока и условиям измерения, при одновременном упрощении конструкции устройства и повышения его надежности.The problem to which the invention is directed is to eliminate these drawbacks, namely, improving the accuracy of determining the composition of the gas-liquid mixture coming from the well by providing dynamic adaptability of the recording elements of the claimed device to the actual composition of the analyzed stream and measurement conditions, while simplifying the design of the device and increase its reliability.

Поставленная задача решается тем, что установка для измерения дебита нефтяной скважины, содержащая сепаратор, вход которого соединен с трубопроводом подвода из магистрали газожидкостной смеси, а выходы соединены с трубопроводами нефти, воды и газа, при этом трубопровод газа присоединен к верхней части сепаратора и в нем установлен первый расходомер, соединенный с устройством управления, контроля и отображения информации, к которому подключены датчики давления и температуры сепаратора, а трубопровод воды выполнен с клапаном сброса воды и присоединен к нижней части сепаратора, в отличие от прототипа снабжена вторым и третьим расходомерами, гомогенизатором и модулем коррекции, при этом трубопровод нефти с одной стороны присоединен к средней части сепаратора, а с другой через гомогенизатор соединен со вторым расходомером, выход которого соединен с модулем коррекции, один выход которого связан обратной связью со вторым расходомером, а другой - с клапаном сброса воды, причем модуль коррекции представляет собой корпус, внутри которого последовательно расположены зона измерения относительного содержания газа в анализируемом потоке, включающая диаметрально расположенные источник и приемник ультразвукового излучения, и зона измерения относительного содержания воды в анализируемом потоке в виде области с высокочастотным полем, образованным пластинами конденсатора, перед и после которой расположены датчики температуры, причем выход приемника ультразвукового излучения и датчиков температуры через устройство управления, контроля и отображения информации связаны со вторым расходомером.The problem is solved in that the installation for measuring the flow rate of an oil well containing a separator, the inlet of which is connected to the supply pipe from the gas-liquid mixture line, and the outlets are connected to oil, water and gas pipelines, while the gas pipeline is connected to and in the upper part of the separator a first flowmeter is installed, connected to a control, monitoring and information display device, to which pressure and temperature sensors of the separator are connected, and the water pipeline is made with a water discharge valve and attached to the bottom of the separator, in contrast to the prototype, is equipped with a second and third flow meters, a homogenizer and a correction module, while the oil pipeline is connected to the middle part of the separator on one side and connected to a second flow meter through the homogenizer, the output of which is connected to the module correction, one output of which is connected by feedback with the second flow meter, and the other with a water discharge valve, and the correction module is a housing, inside which the measuring zone is sequentially located the relative content of gas in the analyzed stream, including a diametrically located source and receiver of ultrasonic radiation, and a zone for measuring the relative water content in the analyzed stream in the form of a region with a high-frequency field formed by capacitor plates, in front of and after which there are temperature sensors, and the output of the ultrasonic radiation receiver and temperature sensors through the control device, control and display of information associated with the second flow meter.

При анализе патентной и научно-технической литературы авторами не обнаружено аналогичного решения как по исполнению, так и по выполняемым функциям, что дает основание считать заявляемое техническое решение соответствующим критерию «новизна». В то же время данное решение не является очевидным, поскольку здесь реализован новый подход к определению дебита скважины. Действительно, помимо того, что устройство предполагает учет не только свободного газа, отделенного в сепараторе, но и остаточного газа, как растворенного в нефти, так и свободного, данное устройство позволяет учитывать изменение концентрации составляющих компонентов в процессе измерения и производить адекватную поднастройку второго расходомера в соответствии с текущими характеристиками потока. Эта функция обусловливает новый взгляд на процесс измерения дебита скважин и является изобретательским шагом в этой области.When analyzing the patent and scientific and technical literature, the authors did not find a similar solution both in execution and in the functions performed, which gives reason to consider the claimed technical solution as meeting the “novelty” criterion. At the same time, this solution is not obvious, since a new approach to determining well production is implemented here. Indeed, in addition to the fact that the device involves taking into account not only the free gas separated in the separator, but also the residual gas, both dissolved in oil and free, this device allows you to take into account the change in the concentration of constituent components during the measurement process and make an adequate adjustment of the second flow meter in according to current flow characteristics. This function provides a new look at the process of measuring the flow rate of wells and is an inventive step in this area.

На фиг.1 изображена блок-схема заявляемого устройства, на фиг.2 - блок-схема модуля коррекции, на фиг.3 - вид ультразвуковых импульсов в модуле коррекции.Figure 1 shows a block diagram of the inventive device, figure 2 is a block diagram of a correction module, figure 3 is a view of ultrasonic pulses in the correction module.

Заявляемая установка содержит трубопровод 1, по которому газожидкостная смесь из скважины поступает в сепаратор 2. В сепараторе осуществляется расслоение ГЖС на газовую составляющую 3 и жидкую составляющую, состоящую из нефти 4 и воды 5.The inventive installation contains a pipeline 1, through which the gas-liquid mixture from the well enters the separator 2. In the separator, the GHS is stratified into a gas component 3 and a liquid component consisting of oil 4 and water 5.

Соответственно сепаратор 2 имеет три выходных трубопровода - газа, нефти и воды. К верхней части сепаратора 2 присоединен трубопровод газа 6 и в нем установлен первый расходомер 7, соединенный с устройством управления, контроля и отображения (не показано). Поскольку условия проведения измерений могут быть различными и отличными от нормальных (1 атм, 20°С), сепаратор снабжен датчиками давления 8 и температуры 9. Жидкая фаза, которая скапливается в нижней части сепаратора, по трубопроводу 10 подается в гомогенизатор 11 и через второй расходомер 12 в модуль коррекции 13. В нижней части сепаратора 2 имеется трубопровод 14, соединенный через клапан сброса воды 15 с третьим расходомером 16. Модуль коррекции 13 (см. фиг.2) представляет собой корпус 17 с последовательно расположенными в нем двумя зонами - зоной измерения относительного содержания газа в анализируемом потоке 18 и зоной измерения относительного содержания воды в анализируемом потоке 19. Зона измерения относительного содержания газа в анализируемом потоке 18 содержит расположенные напротив друг друга источник 20 и приемник 21 ультразвукового излучения, выход которого соединен через устройство управления, измерения и контроля, в качестве которого использована ПЭВМ (не показана) со вторым расходомером. Зона измерения относительного содержания воды в анализируемом потоке 19 представляет собой область с высокочастотным полем, созданным пластинами конденсатора 22. Перед областью с высокочастотным полем и после этой области расположены датчики температуры 23 и 24, также связанные через ПЭВМ со вторым расходомером. Модуль коррекции 13 информационно связан обратной связью 25 со вторым расходомером 12. Кроме того, второй выход модуля коррекции соединен с клапаном сброса воды 15.Accordingly, the separator 2 has three outlet pipelines - gas, oil and water. A gas pipeline 6 is connected to the upper part of the separator 2 and a first flowmeter 7 is installed in it, connected to a control, monitoring and display device (not shown). Since the measurement conditions can be different and different from normal (1 atm, 20 ° C), the separator is equipped with pressure sensors 8 and temperature 9. The liquid phase that accumulates in the lower part of the separator is fed through a pipe 10 to the homogenizer 11 and through a second flow meter 12 to the correction module 13. In the lower part of the separator 2 there is a pipe 14 connected through a water discharge valve 15 to the third flow meter 16. The correction module 13 (see figure 2) is a housing 17 with two zones located in series in it - the measurement zone the relative gas content in the analyzed stream 18 and the relative water content measurement zone in the analyzed stream 19. The relative gas content measurement zone in the analyzed stream 18 contains opposite source 20 and an ultrasonic radiation receiver 21, the output of which is connected through a control, measurement and control, which is used as a PC (not shown) with a second flow meter. The measurement zone of the relative water content in the analyzed stream 19 is a region with a high-frequency field created by the plates of the capacitor 22. In front of the region with a high-frequency field and after this region are temperature sensors 23 and 24, also connected through a PC to the second flow meter. The correction module 13 is informationally connected by feedback 25 with the second flow meter 12. In addition, the second output of the correction module is connected to the water discharge valve 15.

Заявляемое устройство работает следующим образом. Анализируемая газожидкостная смесь из магистрали по трубопроводу 1 направляется в сепаратор 2. При этом для повышения эффективности сепарации газа вход в сепаратор предпочтительно выполнить тангенциальным. В этом случае обеспечивается закрутка потока, при которой жидкая фаза концентрируется у стенок сепаратора, а газовая составляющая 3 у центра, поднимается вверх и по трубопроводу 6 направляется на первый расходомер 7, откуда удаляется за пределы устройства. Таким образом получают данные о количестве свободного газа в анализируемом потоке. Жидкая составляющая анализируемого потока, состоящая из нефти 4 и воды 5, концентрируется в нижней части сепаратора, при этом вода, как более тяжелая, скапливается на дне и по трубопроводу 14 через клапан сброса воды попадает на третий расходомер 16. Выше пласта воды 5 в сепараторе располагается нефть 4, а точнее эмульсия из нефти, воды, остаточного газа, как свободного, так и растворенного. Эта эмульсия по трубопроводу 10 подается на гомогенизатор 11, где происходит перемешивание этой эмульсии до однородной массы, которая поступает на второй расходомер 12, который настроен с учетом наличия в потоке газа и воды, взятых в осредненных значениях. Далее поток поступает на блок коррекции 13, в котором определяется фактическое текущее содержание газа и воды в потоке, значения которых по линии обратной связи 25 поступают на второй расходомер для коррекции его показателей. Работа модуля коррекции 13 осуществляется следующим образом. Анализируемый поток поступает на вход модуля и попадает в зону измерения относительного содержания газа в анализируемом потоке 18, который содержит расположенные диаметрально друг напротив друга источник 20 и приемник 21 ультразвукового излучения. Расстояние между ними равно L (см. фиг.3). Т - период ультразвуковых колебаний, τ - период следования ультразвуковых импульсов (определяется скважностью импульсов). Время τ должно быть больше времени прохождения ультразвуковым импульсом расстояния L от источника 20 до приемника 21. Распространение ультразвуковых волн должно происходить перпендикулярно потоку, в этом случае эффект Допплера будет нулевым и не будет вносить погрешность в измерения. Известно, что скорость распространения механических колебаний (в данном случае звука) в жидкости зависит от ее упругости, т.е. сжимаемости, которая в свою очередь зависит от количества газа в ней. Чем больше газа в жидкости, тем выше ее сжимаемость и ниже скорость звука. В данном случае время τ должно быть больше времени прохождения звуковым импульсом расстояния L от источника 20 до приемника 21. Поскольку расстояние L невелико, то период следования ультразвуковых импульсов будет достаточно малым и период звуковых колебаний Т должен быть очень небольшим. Эти условия можно выполнить, использовав ультразвуковые колебания. Замеряя время прохождения звуковым сигналом фиксированного расстояния L, вычисляют количество газа в анализируемом потоке. В случае, если количество газа в потоке больше или меньше среднего значения, на которое был предварительно настроен второй расходомер 12, по линии обратной связи 25 подают соответствующий сигнал на второй расходомер 12 и осуществляют коррекцию его показаний. Анализируемый поток далее попадает в зону измерения относительного содержания воды в анализируемом потоке 19. В начальной части этой зоны производят измерение температуры анализируемого потока с помощью первого датчика температуры 23. Далее поток попадает в область высокочастотного электромагнитного поля, источником которого могут быть пластины конденсатора 22 (или катушки индуктивности). Вода, присутствующая в анализируемом потоке, обладает электропроводностью из-за большого количества растворенных в ней солей. За счет возникновения вихревых токов Фуко, проходя область высокочастотного электромагнитного поля, она нагревается, причем степень нагрева пропорциональна электропроводности потока, иными словами содержанию в нем воды. Второй датчик температуры 24 замеряет температуру анализируемого потока на выходе из области высокочастотного электромагнитного поля. На основе разности температур определяют количество воды в анализируемом потоке. В случае если анализируемый поток состоит в основном из воды, открывается линия, соединяющая модуль коррекции 13 с клапаном сброса воды 15, и она отводится через третий расходомер 16. Данные с расходомеров и датчиков модуля коррекции, а также датчиков давления и температуры в сепараторе передаются в блок управления, фиксации и отображения информации, в качестве которого использована ПЭВМ (на фиг. не показана). Помимо вычисления конкретного количества нефти, газа (как свободного, так и остаточного - свободного и растворенного) и воды, происходит приведение результатов измерения к нормальным условиям (давление 1 атм и температура 20°С), как этого требует национальный стандарт «Государственная система обеспечения единства измерений. Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования" (ГОСТ Р8.615-2005).The inventive device operates as follows. The analyzed gas-liquid mixture from the line through the pipeline 1 is sent to the separator 2. In this case, to increase the efficiency of gas separation, the entrance to the separator is preferably made tangential. In this case, swirling of the flow is ensured, in which the liquid phase is concentrated at the separator walls, and the gas component 3 at the center rises and goes through the pipeline 6 to the first flow meter 7, from where it is removed outside the device. Thus, data on the amount of free gas in the analyzed stream are obtained. The liquid component of the analyzed stream, consisting of oil 4 and water 5, is concentrated in the lower part of the separator, while water, as heavier, accumulates at the bottom and through the pipe 14 through the water discharge valve enters the third flow meter 16. Above the water layer 5 in the separator oil 4 is located, or rather an emulsion of oil, water, residual gas, both free and dissolved. This emulsion is piped 10 to a homogenizer 11, where this emulsion is mixed to a homogeneous mass, which enters the second flow meter 12, which is configured taking into account the presence of gas and water taken in averaged values. Next, the flow enters the correction unit 13, which determines the actual current content of gas and water in the stream, the values of which are sent via feedback line 25 to the second flow meter to correct its performance. The operation of the correction module 13 is as follows. The analyzed stream is fed to the input of the module and enters the zone for measuring the relative gas content in the analyzed stream 18, which contains diametrically opposite to each other source 20 and receiver 21 of ultrasonic radiation. The distance between them is equal to L (see figure 3). T is the period of ultrasonic vibrations, τ is the period of succession of ultrasonic pulses (determined by the duty cycle of pulses). The time τ should be greater than the time the ultrasonic pulse travels the distance L from the source 20 to the receiver 21. The propagation of ultrasonic waves should occur perpendicular to the flow, in this case the Doppler effect will be zero and will not introduce an error in the measurements. It is known that the propagation velocity of mechanical vibrations (in this case, sound) in a fluid depends on its elasticity, i.e. compressibility, which in turn depends on the amount of gas in it. The more gas in the liquid, the higher its compressibility and lower the speed of sound. In this case, the time τ should be longer than the time taken by the sound pulse to travel the distance L from the source 20 to the receiver 21. Since the distance L is small, the repetition period of the ultrasonic pulses will be quite short and the period of sound vibrations T should be very short. These conditions can be fulfilled using ultrasonic vibrations. Measuring the transit time of the fixed distance L with an audio signal, the amount of gas in the analyzed stream is calculated. If the amount of gas in the stream is greater or less than the average value that the second flow meter 12 was previously set to, feedback 25 is applied to the second flow meter 12 and its readings are corrected. The analyzed stream then falls into the zone for measuring the relative water content in the analyzed stream 19. In the initial part of this zone, the temperature of the analyzed stream is measured using the first temperature sensor 23. Next, the stream enters the region of a high-frequency electromagnetic field, the source of which may be capacitor plates 22 (or inductors). The water present in the analyzed stream has electrical conductivity due to the large amount of salts dissolved in it. Due to the occurrence of Foucault eddy currents, passing through the region of a high-frequency electromagnetic field, it is heated, and the degree of heating is proportional to the electrical conductivity of the flow, in other words, to the water content in it. The second temperature sensor 24 measures the temperature of the analyzed stream at the outlet of the high-frequency electromagnetic field. Based on the temperature difference, the amount of water in the analyzed stream is determined. If the analyzed stream consists mainly of water, a line is opened connecting the correction module 13 to the water discharge valve 15, and it is discharged through the third flow meter 16. Data from the flow meters and sensors of the correction module, as well as pressure and temperature sensors in the separator, are transmitted to control unit, fixing and displaying information, which is used as a PC (in Fig. not shown). In addition to calculating a specific amount of oil, gas (both free and residual - free and dissolved) and water, the measurement results are brought to normal conditions (pressure 1 atm and temperature 20 ° C), as required by the national standard “State system for ensuring unity measurements. Measuring the amount of oil and gas extracted from the bowels of the earth. General metrological and technical requirements "(GOST R8.615-2005).

Claims

Installation for measuring the flow rate of an oil well, containing a separator, the inlet of which is connected to the supply pipe from the gas-liquid mixture line, and the outputs are connected to pipelines of oil, water and gas, while the gas pipeline is connected to the upper part of the separator and the first flow meter connected to it a control device for monitoring and displaying information to which the separator pressure and temperature sensors are connected, and the water pipeline is made with a water discharge valve and is connected to the bottom of the separator ra, characterized in that it is equipped with a second and third flow meters, a homogenizer and a correction module, while the oil pipeline is connected on one side to the middle part of the separator and, on the other hand, through a homogenizer connected to a second flow meter, the output of which is connected to the correction module, the output of which is connected by feedback with the second flowmeter, and the other with a water discharge valve, and the correction module is a housing, inside of which is a series of measuring relative ha in the analyzed stream, including a diametrically located source and receiver of ultrasonic radiation, and a zone for measuring the relative water content in the analyzed stream in the form of a region with a high-frequency field formed by capacitor plates, before and after which there are temperature sensors, and the output of the ultrasonic radiation receiver and temperature sensors through the control device, control and display of information associated with the second flow meter.