RU2328597C1 - Process and device of oil well yield measurement at group facilities - Google Patents
Process and device of oil well yield measurement at group facilities Download PDFInfo
- Publication number
- RU2328597C1 RU2328597C1 RU2006142906/03A RU2006142906A RU2328597C1 RU 2328597 C1 RU2328597 C1 RU 2328597C1 RU 2006142906/03 A RU2006142906/03 A RU 2006142906/03A RU 2006142906 A RU2006142906 A RU 2006142906A RU 2328597 C1 RU2328597 C1 RU 2328597C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- line
- water
- flow
- indicators
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к области добычи нефти и может быть использовано для измерения количества извлекаемых из недр нефти и нефтяного газа на групповых установках.The invention relates to the field of oil production and can be used to measure the amount extracted from the bowels of oil and oil gas in group installations.
Известна групповая измерительная установка для измерения дебита (суточной производительности) скважин, подключенная к одной групповой установке («Блочное автоматизированное оборудование для сбора и подготовки нефти, газа и воды. ТНТО, под редакцией В.А.Малецкого. М., ВНИИОЭНГ. 1974 г.)Known group measuring device for measuring the flow rate (daily productivity) of wells connected to one group installation ("Block automated equipment for collecting and preparing oil, gas and water. TNTO, edited by V.A. Maletsky. M., VNIIOENG. 1974 .)
Недостатками установки являются невысокая производительность и надежность контроля работы скважин.The disadvantages of the installation are the low productivity and reliability of well control.
Известна также групповая замерная установка - устройство для измерения дебита нефтяных скважин на групповых установках типа «Спутник А», содержащая механизм переключения скважин, общий трубопровод (выходной), сепаратор и средства измерений объема нефти: измерительную установку, счетчик и др. (Исаакович Р.Я., Логинов В.И. Попадько В.Е. Автоматизация производственных процессов нефтяной и газовой промышленности. М.: Недра, 1983, с.314-323).Also known is a group metering device — a device for measuring the flow rate of oil wells in group installations of the “Sputnik A” type, containing a switching mechanism for wells, a common pipeline (output), a separator, and means for measuring the volume of oil: a metering device, meter, etc. (Isaakovich R. Ya., Loginov V.I. Popadko V.E. Automation of production processes in the oil and gas industry (Moscow: Nedra, 1983, p. 314-323).
Недостатком аналога является то, что установка измеряет дебит только одной из скважин путем ее подключения к средствам измерений, в то время как продукция других скважин (общее количество которых может достигать 25) по общему выходному коллектору поступает в общий (выходной) трубопровод без контроля их дебита. Измерение дебита одной скважины длится 4-24 часа, а период бесконтактной работы может составлять до 10 суток и более, т.е. оперативность и надежность контроля дебита скважин очень низка, что не позволяет своевременно выявить снижение дебита и простои скважин.The disadvantage of the analogue is that the installation measures the flow rate of only one of the wells by connecting it to the measuring instruments, while the production of other wells (the total number of which can reach 25) enters the common (output) pipeline through a common output collector without controlling their flow rate . The measurement of the flow rate of one well lasts 4-24 hours, and the period of contactless work can be up to 10 days or more, i.e. the efficiency and reliability of monitoring the flow rate of wells is very low, which does not allow timely detection of a decrease in flow rate and downtime of the wells.
Известно также устройство для измерения дебита нефтяных скважин на групповых установках, содержащее узел переключения скважин, измерительную установку и общий выходной трубопровод, при этом вход измерительной установки соединен с общим выходным коллектором узла переключения скважин, а измерительный трубопровод узла переключения скважин соединен байпасным трубопроводом с общим выходным трубопроводом измерительной установки. Кроме того, измерительный трубопровод и общий выходной коллектор узла переключения скважин соединены через отводящие трубопроводы разъемами с передвижной измерительной установкой для исследования скважин (патент РФ № 2196229, Е21В 47/10, 2003.01.10).It is also known a device for measuring oil flow rate in group installations, comprising a well switching unit, a measuring unit and a common output pipe, the input of the measuring unit being connected to a common output collector of the well switching unit, and the measuring pipe of the well switching unit is connected by a bypass pipe to a common output pipeline measuring installation. In addition, the measuring pipeline and the common output manifold of the well switching unit are connected through the outlet pipelines with connectors with a mobile measuring unit for well research (RF patent No. 2196229, ЕВВ 47/10, 2003.01.10).
Недостатком аналога является отсутствие непрерывного измерения дебита нефтяных скважин, а также циклический характер измерений дебита одной скважины, что отрицательно сказывается на технологических режимах работы скважины.The disadvantage of the analogue is the lack of continuous measurement of the flow rate of oil wells, as well as the cyclical nature of the measurement of the flow rate of one well, which negatively affects the technological modes of the well.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату к заявляемому является способ измерения дебита нефти, включающий подачу газоводонефтяной смеси в измерительную емкость, разделение ее на газ и водонефтяную смесь, измерение дебита водонефтяной смеси по скорости заполнения калиброванной части этой емкости и слива водонефтяной смеси с периодичностью, определяемой интенсивностью подачи продукции конкретной скважиной, расчет доли воды и доли нефти в жидкостной фазе этой продукции по измеренному значению плотности водонефтяной смеси и значениям плотности пластовой воды и дегазированной нефти, определенным лабораторным способом, и последующий расчет дебита нефти как произведение ее доли в водонефтяной смеси и дебита этой смеси, по которому кроме калиброванной части измерительной емкости, водонефтяной смесью, представляющей собой эмульсию, с заданной периодичностью заполняют отстойную камеру, выдерживают в ней некоторое количество времени, при этом время выдержки определяют, контролируя степень разрушения эмульсии по интенсивности изменения значения выходного сигнала преобразователя плотности, после чего измеряют плотность отстоявшейся водонефтяной смеси с последующим опорожнением этой камеры, а снижение уровня в отстойной камере в процессе разрушения эмульсии и выделения из нее газа компенсируют, доливая в нее свежую эмульсию при заполнении калиброванной части измерительной емкости в процессе измерения дебита водонефтяной смеси (патент РФ № 2236584, Е21В 47/10, 2004.09.20).The closest in technical essence and the achieved result to the claimed one is a method of measuring the oil flow rate, which includes supplying a gas-oil mixture to a measuring tank, dividing it into gas and oil-water mixture, measuring the oil-gas mixture flow rate by the rate of filling the calibrated part of this tank and draining the oil-water mixture at intervals, determined by the intensity of product supply to a particular well, the calculation of the proportion of water and the proportion of oil in the liquid phase of this production from the measured value of the density of water oil mixture and the values of the density of produced water and degassed oil, determined by the laboratory method, and the subsequent calculation of the oil flow rate as the product of its share in the water-oil mixture and the flow rate of this mixture, according to which, in addition to the calibrated part of the measuring capacity, the oil-water mixture, which is an emulsion, with a given frequency fill the settling chamber, hold it for a certain amount of time, while the exposure time is determined by controlling the degree of destruction of the emulsion according to the intensity of the change in value I of the output signal of the density transducer, after which the density of the settled oil-water mixture is measured, followed by emptying of this chamber, and the level decrease in the settling chamber during the emulsion destruction and gas evolution from it is compensated by adding fresh emulsion to it when filling the calibrated part of the measuring vessel during measurement flow rate of oil-water mixture (RF patent No. 2236584, ЕВВ 47/10, 2004.09.20).
Недостатком прототипа способа является сложность процесса измерения дебита нефтяных скважин и его цикличный характер, связанный с наполнением и опорожнением камер.The disadvantage of the prototype method is the complexity of the process of measuring the flow rate of oil wells and its cyclical nature associated with the filling and emptying of the chambers.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату к заявляемому является также устройство для измерения дебита нефти, содержащее входной трубопровод, измерительную емкость для измерения дебита водонефтяной смеси, имеющую в верхней части полости сепарирующий элемент и оборудованную одним или несколькими преобразователями гидростатического давления столба жидкости для измерения уровня или массы водонефтяной смеси, выходной трубопровод, оборудованный переключающей арматурой, и трубопроводы для поочередного отвода из измерительной емкости в выходной трубопровод жидкости и газа, причем устройство оборудуют отстойной камерой, выполненной в виде вертикального цилиндра и оборудованной одним или несколькими преобразователями гидростатического давления столба жидкости для измерения плотности, сообщающейся с измерительной емкостью с помощью верхнего и нижнего, оборудованного запорной арматурой, трубопроводов (патент РФ № 2236584, Е21В 47/10, 2004.09.20).The closest in technical essence and the achieved result to the claimed is also a device for measuring oil flow rate, containing an inlet pipe, a measuring tank for measuring the flow rate of oil-water mixture, having a separating element in the upper part of the cavity and equipped with one or more hydrostatic pressure transducers of the liquid column for level measurement or masses of water-oil mixture, an outlet pipeline equipped with switching valves, and pipelines for alternate drainage h measuring capacitance in the outlet pipeline of liquid and gas, and the device is equipped with a settling chamber made in the form of a vertical cylinder and equipped with one or more hydrostatic pressure transducers of the liquid column for measuring density, communicating with the measuring capacity using the upper and lower pipelines equipped with shutoff valves (RF patent No. 2236584, ЕВВ 47/10, 2004.09.20).
Недостатком прототипа устройства является невысокая степень автоматизации и сложность процесса измерения дебита нефтяных скважин и его цикличный характер, связанный с наполнением и опорожнением камер.The disadvantage of the prototype device is the low degree of automation and the complexity of the process of measuring the flow rate of oil wells and its cyclical nature associated with filling and emptying the chambers.
Задачей изобретения является повышение оперативности и надежности измерения дебита нефтяных скважин за счет непрерывного контроля предельных значений технологических параметров скважин: температуры, давления, влаги и плотности водонефтяной смеси всех линий индикации одновременно.The objective of the invention is to increase the efficiency and reliability of measuring the flow rate of oil wells by continuously monitoring the limit values of the technological parameters of the wells: temperature, pressure, moisture and density of the oil-water mixture of all indication lines at the same time.
Поставленная задача достигается тем, что в способе измерения дебита нефти, включающим подачу газоводонефтяной смеси в емкость, разделение ее на газ и водонефтяную смесь, измерение дебита водонефтяной смеси, расчет доли воды и доли нефти в жидкостной фазе этой продукции по измеренному значению плотности водонефтяной смеси, по интенсивности изменения значения выходного сигнала преобразователя плотности, и значениям плотности пластовой воды и дегазированной нефти, определенным лабораторным способом, и последующий расчет дебита нефти как произведение ее доли в водонефтяной смеси и дебита этой смеси, в отличие от прототипа, возбуждают ультразвуковые колебания в линии индикации, соединенной последовательно с измерительной линией, и по времени задержки прохождения ультразвукового импульса от источника ультразвукового колебания до приемника ультразвукового колебания оценивают сжимаемость водонефтяной смеси, сравнивают ее с предельными значениями плотности, зафиксированными эталонным плотномером измерительной линии, и по предельным значениям величин времени задержки определяют диапазон изменения плотности водонефтяной смеси при непрерывной ее подаче в линию индикации в течение времени ее работы в режиме корректировки.This object is achieved by the fact that in the method of measuring the flow rate of oil, including the supply of gas-oil mixture to the tank, separating it into gas and oil-gas mixture, measuring the flow rate of the oil-gas mixture, calculating the proportion of water and the proportion of oil in the liquid phase of this product from the measured density of the oil-water mixture, according to the intensity of the change in the value of the output signal of the density transducer, and the values of the density of produced water and degassed oil, determined by a laboratory method, and the subsequent calculation of the oil production rate the product of its share in the oil-water mixture and the flow rate of this mixture, unlike the prototype, excite ultrasonic vibrations in the display line connected in series with the measuring line, and the compressibility of the oil-water mixture is estimated by the delay time of the passage of the ultrasonic pulse from the ultrasonic vibration source to the ultrasonic vibration receiver, compare it with the limit values of the density recorded by the reference densitometer of the measuring line, and the limit values of the delay time determine the range of changes in the density of the oil-water mixture during its continuous supply to the display line during its operation in the correction mode.
Кроме того, согласно заявленному способу при групповом обслуживании непрерывно фиксируют предельные значения величин технологических параметров потока водонефтяной смеси на каждой линии индикации и в случае изменения параметров одной из линий индикации по отношению к ранее определенным параметрам измерительной линии, приводят ее в режим корректировки путем автоматического подключения к измерительной линии и устанавливают откорректированные соотношения отклонений предельных значений величин индикаторов и показаний приборов при уточненном расходе водонефтяной смеси через расходомер.In addition, according to the claimed method, in case of group maintenance, the limit values of the technological parameters of the oil-water mixture flow are continuously fixed on each display line and, if the parameters of one of the display lines change with respect to the previously determined parameters of the measuring line, they are brought into correction mode by automatically connecting to measuring line and establish the corrected ratio of deviations of the limit values of the indicators and readings at tochnennom-water mixture through the flow meter.
Поставленная задача достигается тем, что в устройстве для измерения дебита нефтяных скважин на групповых установках, содержащем обратные клапаны с выкидными линиями, сепаратор, счетчик жидкости, газовую линию, на которой размещен счетчик газа, многоходовой переключатель, снабженным управляющим приводом, блок управления, в отличие от прототипа, каждая из выкидных линий скважин связана через обратные клапаны с входными задвижками блоков индикации, соединенными через вертикальный сепаратор с линией индикации параметров потока, состоящей из последовательно соединенных индикаторов давления и температуры, гомогенизатора, индикатора влаги и поточного индикатора плотности, а вертикальный сепаратор соединен через газовую линию с расходомером газа, а через линию сброса воды - с электромагнитным клапаном, связанным с расходомером воды, при этом к блоку сбора, обработки, хранения и передачи информации, выполненному в виде микропроцессора, подсоединены индикаторы давления, температуры, влаги, расходомер воды и газа, поточный индикатор плотности, соединенный с переключателем скважин многоходовым, связанным с управляемым приводом, подключенным к блоку управления, причем переключатель скважин многоходовой подключен к соединенным последовательно между собой датчику давления, датчику температуры, гомогенизатору, массовому расходомеру, плотномеру, влагомеру и подключенным к блоку сбора, обработки, хранения и передачи информации в виде микропроцессора, причем к центральному вычислителю подсоединены блок обработки и передачи информации предельных значений индикаторов, выполненный в виде микропроцессора, блок управления и блок сбора, обработки, хранения и передачи информации в виде микропроцессора, а байпасная линия связывает переключатель скважин многоходовой с общим выходным коллектором.This object is achieved in that in a device for measuring the flow rate of oil wells in group installations containing check valves with flow lines, a separator, a liquid meter, a gas line on which a gas meter is located, a multi-way switch equipped with a control drive, a control unit, in contrast from the prototype, each of the flow lines of the wells is connected through check valves to the inlet valves of the display units, connected through a vertical separator to the line indicating the flow parameters, consisting of pressure and temperature indicators, a homogenizer, a moisture indicator and a flow density indicator connected in series, and a vertical separator is connected through a gas line to a gas flow meter, and through a water discharge line, to an electromagnetic valve connected to a water flow meter, and to a collection, processing unit , storage and transmission of information, made in the form of a microprocessor, connected indicators of pressure, temperature, moisture, a flow meter of water and gas, a flow indicator of density, connected to the switch a multi-way alarm connected to a controllable drive connected to the control unit, the multi-way well switch being connected to a pressure sensor, a temperature sensor, a homogenizer, a mass flow meter, a density meter, a moisture meter and connected to the information collection, processing, storage and transmission unit in in the form of a microprocessor, and a processing unit and a unit for transmitting information of limit values of indicators, made in the form of a microprocessor, are connected to a central computer a unit and a unit for collecting, processing, storing and transmitting information in the form of a microprocessor, and a bypass line connects a multi-pass well switch with a common output collector.
Существо изобретения поясняется чертежами. На фиг.1 представлена блок-схема устройства для измерения дебита нефтяных скважин на групповых установках, на фиг.2 - схема поточного индикатора плотности, в качестве примера конкретной реализации способа.The invention is illustrated by drawings. Figure 1 presents a block diagram of a device for measuring the flow rate of oil wells in group installations, figure 2 is a diagram of a flow indicator of density, as an example of a specific implementation of the method.
Заявляемое устройство содержит нефтепроводы выкидных линий скважин 1, каждая из которых связана через обратные клапаны 2 с задвижками входных трубопроводов 3 блоков индикации. Задвижки входных трубопроводов 3 соединены через вертикальный сепаратор 4 с линией индикации 5, состоящей из последовательно соединенных датчиков давления 6 и температуры 7, гомогенизатора 8, индикатора влаги 9 и поточного индикатора плотности 10. Вертикальный сепаратор 4 соединен через газовую линию 11 с расходомером газа 12, а через линию сброса воды 13 - с электромагнитным клапаном 14, связанным с расходомером воды 15. К блоку сбора, обработки, хранения и передачи информации 16, выполненному в виде микропроцессора, подсоединены датчики давления 6 и температуры 7, индикатор влаги 9, поточный индикатор плотности 10, расходомер газа 12, электромагнитный клапан 14 и расходомер воды 15. Входная задвижка 3, вертикальный сепаратор 4, линия индикации состояния 5, датчики давления 6 и температуры 7, гомогенизатор 8, индикатор влаги 9, поточный индикатор плотности 10, газовая линия 11, расходомер газа 12, линия сброса воды 13 с электромагнитным клапаном 14 и расходомером воды 15, а также блок обработки и передачи информации предельных значений индикаторов 16, образуют вместе блок индикации. Поточный индикатор плотности 10 соединен с переключателем скважин многоходовым 17, связанным с управляемым приводом 18, подключенным к блоку управления 19. Переключатель скважин многоходовой 17 подключен к соединенным последовательно между собой датчику давления 20, датчику температуры 21, гомогенизатору 22, массовому расходомеру 23, плотномеру 24, влагомеру 25 и подключенным к блоку обработки, хранения и передачи информации цифровых значений в режиме реального времени, выполненному в виде микропроцессора 26. Датчик давления 20, датчик температуры 21, массовый расходомер 23, плотномер 24, влагомер 25 входят в измерительную линию и являются сертифицированными средствами измерения и регистрации технологических параметров потока нефти. К центральному вычислителю 27 подсоединены блок обработки и передачи информации предельных значений индикаторов 16, выполненный в виде микропроцессора, блок управления 19 и блок обработки, хранения и передачи информации цифровых значений в режиме реального времени в виде микропроцессора 26. Байпасная линия 28 связывает переключатель скважин многоходовой 17 с общим выходным коллектором 29, связанным с расходомером воды 15.The inventive device comprises oil pipelines of flow lines of wells 1, each of which is connected through check valves 2 to the gate valves of the inlet pipelines 3 of the display units. Inlet piping valves 3 are connected through a vertical separator 4 with an indication line 5 consisting of series-connected pressure sensors 6 and temperature 7, a homogenizer 8, a moisture indicator 9 and a flow density indicator 10. A vertical separator 4 is connected through a gas line 11 to a gas flow meter 12, and through the water discharge line 13 - with an electromagnetic valve 14 connected to a water flow meter 15. Pressure sensors 6 are connected to the information collection, processing, storage and transmission unit 16, made in the form of a microprocessor temperature 7, moisture indicator 9, flow density indicator 10, gas flow meter 12, solenoid valve 14 and water flow meter 15. Inlet valve 3, vertical separator 4, status indicator line 5, pressure and temperature sensors 6, homogenizer 8, moisture indicator 9 , a flow density indicator 10, a gas line 11, a gas flow meter 12, a water discharge line 13 with a solenoid valve 14 and a water flow meter 15, as well as a processing and transmission unit for information on the limit values of the indicators 16, form an indication block together. The flow density indicator 10 is connected to a multi-path well switch 17 connected to a controllable actuator 18 connected to the control unit 19. A multi-path well switch 17 is connected to a pressure transducer 20, a temperature sensor 21, a homogenizer 22, a mass flow meter 23, a density meter 24, connected in series , a moisture meter 25 and connected to the processing unit, storage and transmission of information of digital values in real time, made in the form of a microprocessor 26. Pressure sensor 20, temperature sensor 21, a mass flow meter 23, a densitometer 24, a moisture meter 25 are included in the measuring line and are certified means of measuring and recording the technological parameters of the oil flow. A unit for processing and transmitting information of the limit values of indicators 16, made in the form of a microprocessor, a control unit 19 and a unit for processing, storing and transmitting information of digital values in real time in the form of a microprocessor 26 are connected to the central calculator 27. Bypass line 28 connects the multi-pass well switch 17 with a common output collector 29 associated with a water flow meter 15.
Заявленная установка работает следующим образом. Сырая нефть из скважин подается через входную задвижку 3 на блок индикации и по трубопроводу на тангенциальный вход вертикального сепаратора 4, в котором происходит ее разделение на газ и нефтеводяную смесь. Свободный газ отводится из вертикального сепаратора 4 по газовой линии 11 через расходомер газа 12 в общий выходной коллектор 29. При этом информация о количестве свободного газа учитывается, поскольку поступает из расходомера газа 12 в блок обработки и передачи информации предельных значений индикаторов 16 (показано тонкой линией). Нефтеводяная смесь по линии индикации 5 поступает на измерительную установку. Линия индикации 5 снабжена индикаторами давления 6, температуры 7, индикатором влаги 9, поточным индикатором плотности 10, от которых информация о предельных значениях измеренных величин в режиме реального времени (показано тонкой линией) поступает в блок обработки и передачи информации предельных значений индикаторов 16. С целью улучшения метрологических условий работы индикатора влаги 9 и поточного индикатора плотности 10, перед ними установлен гомогенизатор 8, который приводит водонефтяную смесь в однородное состояние. По сигналу от блока управления 19 на управляемый привод 18 переключатель скважин многоходовой 17 производит гидравлическое подключение соответствующей сигналу линии индикации и измерительной линии.The claimed installation works as follows. Crude oil from the wells is fed through the inlet valve 3 to the display unit and through the pipeline to the tangential inlet of the vertical separator 4, in which it is divided into gas and oil-water mixture. Free gas is discharged from the vertical separator 4 through a gas line 11 through a gas flow meter 12 to a common output manifold 29. Information about the amount of free gas is taken into account, since it is transmitted from the gas flow meter 12 to the processing and transmission unit of information on the limit values of indicators 16 (shown by a thin line ) The oil-water mixture along the indication line 5 enters the measuring unit. Indication line 5 is equipped with indicators of pressure 6, temperature 7, moisture indicator 9, in-line density indicator 10, from which information about the limit values of the measured values in real time (shown by a thin line) is sent to the processing and transmission of information on the limit values of the indicators 16. C In order to improve the metrological conditions of the moisture indicator 9 and the in-line density indicator 10, a homogenizer 8 is installed in front of them, which brings the oil-water mixture to a homogeneous state. According to the signal from the control unit 19 to the controlled drive 18, the multi-way well switch 17 makes a hydraulic connection to the signal line and the measuring line corresponding to the signal.
Таким образом, одна из линий индикации подключается последовательно с измерительной установкой, в то время как линии индикации всех остальных скважин подключаются через байпасную линию 28 к общему выходному коллектору 29. Работа по корректировке сигналов линии индикации проводится от 10 до 24 часов. При этом средства измерения линии регистрируют в реальном масштабе времени текущие значения технологических параметров водонефтяной смеси: температуру, давление, содержание воды, массовый расход, плотность - и подают эти значения в блок обработки, хранения и передачи информации цифровых значений в режиме реального времени 26, в котором эти значения и их предельные отклонения обрабатываются за период измерений, и определяется их соотношение к массовому расходу водонефтяной смеси. Далее эта информация, усредненная за период измерений, подается в центральный вычислитель 27, где она сопоставляется с усредненными предельными значениями сигналов, полученных с индикаторов, измеряющих аналогичные технические показатели на линии индикации. Таким образом, в центральном вычислителе 27 устанавливаются определенные для данной скважины соотношения между предельными отклонениями технологических параметров, полученных на линии индикации, и усредненными их значениями, измеренными на измерительной линии. При сохранении этих соотношений в заданных пределах массовый расходомер будет показывать расход с точностью, соответствующей относительной погрешности измерений, установленной за период проведения измерения. В случае нарушения этих соотношений хотя бы по одному параметру центральный вычислитель 27 направляет сигнал в блок управления 19 для соединения линии индикации состояния 5, в которой нарушены ранее установленные соотношения для корректировки диапазона индикации и соответствующего им массового расхода водонефтяной эмульсии. Таким образом, установленные соотношения предельных отклонений устройств индикации, отвечающих за колебания тех или иных технологических параметров потока, к средним значениям и их предельным отклонениям аналогичных параметров, регистрируемых средствами измерений, заносятся в память центрального вычислителя 27 при условии определенного расхода водонефтяной эмульсии через массовый расходомер 23. В центральный вычислитель 27 также вносятся соответствующие значения плотности нефти с каждой скважины, полученные лабораторным путем, и далее согласно заявленному способу по программе вычисляется массовый расход нефти. В период настройки линий индикации можно произвести лабораторную поддержку, определив значения параметров остаточного, свободного и растворенного газа с помощью устройств УОСГ - 100 СКП (методика выполнения измерений МИ 2730-2002) и УОСГ - 1 РГ (методика выполнения измерений МИ «Нефть. Газовый фактор»), присоединив их к измерительной линии.Thus, one of the indication lines is connected in series with the measuring installation, while the indication lines of all other wells are connected via the bypass line 28 to the common output collector 29. The correction of the indication line signals takes from 10 to 24 hours. At the same time, the line measuring instruments record in real time the current values of the technological parameters of the oil-water mixture: temperature, pressure, water content, mass flow rate, density - and submit these values to the processing unit, store and transmit digital information in real time 26, where these values and their maximum deviations are processed during the measurement period, and their ratio to the mass flow rate of the oil-water mixture is determined. Further, this information, averaged over the measurement period, is supplied to the central computer 27, where it is compared with the averaged limit values of the signals received from indicators measuring similar technical indicators on the display line. Thus, the central calculator 27 establishes the relationships defined for a given well between the maximum deviations of the process parameters obtained on the display line and their average values measured on the measurement line. If these ratios are kept within the specified limits, the mass flow meter will show the flow with an accuracy corresponding to the relative measurement error established during the measurement period. In case of violation of these ratios by at least one parameter, the central computer 27 sends a signal to the control unit 19 to connect the status indication line 5, in which the previously established relationships are violated to adjust the display range and the corresponding mass flow rate of the oil-water emulsion. Thus, the established ratio of the maximum deviations of the display devices responsible for the fluctuations of various technological parameters of the flow to the average values and their maximum deviations of the similar parameters recorded by the measuring instruments are stored in the memory of the central calculator 27 under the condition of a certain flow rate of oil-water emulsion through the mass flow meter 23 . In the Central calculator 27 are also entered the corresponding values of the density of oil from each well, obtained by laboratory tests, and gave it according to the claimed method according to the program calculates the mass flow of oil. During the adjustment of the indicator lines, laboratory support can be made by determining the values of the parameters of the residual, free and dissolved gas using the UOSG-100 SKP devices (MI 2730-2002 measurement procedure) and the UOSG-1 RG (MI oil. Gas factor measurement measurement technique) ») By connecting them to the measuring line.
Пример конкретной реализации способа.An example of a specific implementation of the method.
Линию индикации через переключатель скважины многоходовой 17 по команде из центрального вычислителя 27 и блока управления 19 посредством управляемого привода 18 подключают к измерительной линии. С этого момента устройство работает в режиме корректировки регистрируемых величин. При этом в реальном режиме времени с приборов измерительной линии снимают текущие значения величин и заносят в блок обработки, хранения и передачи информации цифровых значений в режиме реального времени 26. В это время показатели индикатора влаги 9 и поточного индикатора плотности 10, датчики давления 6 и температуры 7 фиксируют в блок обработки и передачи информации предельных значений индикаторов 16, в котором вычисляют предельные значения контролируемых величин и в который поступает информация с расходомеров газа 12 и воды 15. Время работы линии в режиме корректировки продолжается от 10 до 24 часов. За этот период времени информация от каждого прибора измерительной линии, поступающая в центральный вычислитель, обрабатывается, определяют предельные и средние значения измеренных и контролируемых величин. Установленному среднему значению показаний приборов соответствует среднее значение массового расходомера 23. За этот же период времени блок обработки и передачи информации предельных значений индикаторов в виде микропроцессора 16 фиксирует предельные значения контролируемых параметров каждого из индикаторов и подает в центральный вычислитель 27, где устанавливают соответствие между соотношениями средних значений показаний приборов измерительной линии и отклонениями индикаторов, измеряющих аналогичные показатели на линии индикации и усредненными показаниями массового расходомера 23 за этот же период времени. После истечения времени работы одной из линий индикации в режиме корректировки по команде с центрального вычислителя 27 блока управления 19 через управляемый привод 18 подключает эту линию индикации к байпасной линии 28 и переводит ее в стационарный режим работы, а следующую линию индикации переводит в режим корректировки. При этом индикаторы линии индикации, переведенной в стационарный режим, регистрируют предельные значения технологических параметров, сравнивая их со значениями показаний приборов и расходом водонефтяной смеси в центральном вычислителе 27.An indication line through a multi-path well switch 17 upon command from a central calculator 27 and a control unit 19 is connected to a measuring line by means of a controlled drive 18. From this moment, the device operates in the mode of correction of recorded values. At the same time, in real time, the current values of the values are taken from the instruments of the measuring line and entered into the processing unit, storage and transmission of information of digital values in real time 26. At this time, the indicators of moisture indicator 9 and flow indicator density 10, pressure sensors 6 and temperature 7 fix the limit values of the indicators 16 to the information processing and transmission unit, in which the limit values of the monitored values are calculated and to which information from the gas flow meters 12 and water 15 is received. The line in adjustment mode lasts from 10 to 24 hours. During this period of time, information from each instrument of the measuring line entering the central computer is processed, the limit and average values of the measured and controlled values are determined. The average value of the mass flow meter 23 corresponds to the established average value of the readings of the devices. During the same period of time, the processing and transmission unit of information of the limit values of the indicators in the form of a microprocessor 16 fixes the limit values of the monitored parameters of each of the indicators and sends it to the central calculator 27, where the correspondence between the ratios of the average values of readings of measuring line instruments and deviations of indicators measuring similar indicators on the indication line and averaged readings of the mass flow meter 23 for the same period of time. After the operating time of one of the indication lines in the correction mode has expired, by a command from the central computer 27 of the control unit 19, it connects this indication line to the bypass line 28 via a controlled drive 18 and puts it into the stationary mode of operation, and switches the next indication line to the correction mode. In this case, the indicators of the indicator line, switched to a stationary mode, record the limit values of the technological parameters, comparing them with the values of the readings and the flow rate of the oil-water mixture in the central computer 27.
В случае нарушения условий этого соотношения показаний приборов в измерительной линии и предельных значений индикаторов центральный вычислитель 27 фиксирует время работы на стационарном режиме и подает команду на подключение линии индикации, в которой произошел сбой, к измерительной линии. Устанавливают откорректированные соотношения показаний приборов и отклонений индикаторов при уточненном расходе водонефтяной смеси через расходомер. При этом фиксируется время наработки линии при определенном ранее расходе и добавляется время работы линии при вновь определенном расходе с помощью указанных соотношений индикаторов показаний приборов и измерительной линии.In case of violation of the conditions of this relationship between the readings in the measuring line and the limit values of the indicators, the central computer 27 records the operating time in stationary mode and gives a command to connect the indication line in which the failure occurred to the measuring line. Set the correct ratio of the readings of the instruments and the deviations of the indicators with the specified flow rate of the oil-water mixture through the flow meter. At the same time, the operating time of the line at a previously determined flow rate is fixed and the operating time of the line at a newly determined flow rate is added using the indicated ratios of the indicators of the instrument readings and the measuring line.
Испытания проводились с использованием в качестве расходомера 23 кориолисова расходомера компании Иокогава (Rotomass серии 3 - RCCS 34) и влагомера 21 компании «Phase Dynamics», блока управления 19 в виде микропроцессора, управляющего электрическим и гидравлическим приводом переключателя скважин многоходового 18. Расходомер 23 одновременно с расходом водонефтяной смеси определяет и величину плотности, предельное значение которой сопоставляется с предельным значением времени задержки прохождения ультразвукового сигнала от источника до приемника.The tests were performed using a Yokogawa Coriolis flowmeter (Rotomass 3 Series - RCCS 34) as a flowmeter 23 and a Phase Dynamics moisture meter 21, a control unit 19 in the form of a microprocessor that controls the electric and hydraulic drive of the multi-path well switch 18. The flowmeter 23 simultaneously with the flow rate of the oil-water mixture also determines the density value, the limit value of which is compared with the limit value of the delay time for the passage of the ultrasonic signal from the source to the receiver.
Поточный индикатор плотности (фиг.2) содержит генератор ультразвуковых колебаний 30, связанный с электронным ключом 31, выполненным в виде управляющего усилителя, связанного со схемой управления 32 и излучателем ультразвуковых колебаний 33, при этом генератор ультразвуковых колебаний 30 соединен через ключ 34 с приемником ультразвуковых колебаний 35 и с усилителем 36, подключенным к выпрямителю 37, соединенному с компаратором 38.The flow density indicator (Fig. 2) contains an
Генератор ультразвуковых колебаний 30 вырабатывает непрерывные ультразвуковые колебания (форма колебаний не имеет существенного значения). Эти колебания поступают на электронный ключ 31, представляющий из себя усилитель, периодически пропускающий колебания к излучателю. Этот усилитель управляется схемой 32. Таким образом, на УЗ-излучатель поступает сигнал, т.е. управляемый усилитель 31 преобразует непрерывные УЗ-колебания в короткие по длительности (длительностью Δt) УЗ-импульсы, период следования которых равен Т. Одновременно сигнал от генератора 30 поступает на ключ 34, который пропускает сигнал от генератора 30 к выпрямителю 37 (через усилитель 36) до тех пор, пока не поступит сигнал от приемника ультразвуковых колебаний 35. Таким образом, число импульсов (или просто колебаний), прошедших через ключ 34, пропорционально времени задержки. Поступая на компаратор 38, эти импульсы нормируются, и могут быт поданы на цифровой счетчик импульсов (цифровой выход), причем число сосчитанных импульсов пропорционально длительности времени задержки. Одновременно эти импульсы (или колебания) поступают на вход выпрямителя 37. Их постоянная составляющая заряжает нормирующий конденсатор С, напряжение на котором пропорционально времени задержки.The generator of
Преимуществом заявляемого способа является непрерывный контроль предельных значений технологических параметров всех линий индикации одновременно, при автоматической корректировке одной из них в случае изменения технологических режимов водонефтяной смеси.The advantage of the proposed method is the continuous monitoring of the limiting values of the technological parameters of all display lines at the same time, with automatic correction of one of them in case of changes in the technological regimes of the oil-water mixture.
Claims (3)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2006142906/03A RU2328597C1 (en) | 2006-12-04 | 2006-12-04 | Process and device of oil well yield measurement at group facilities |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2006142906/03A RU2328597C1 (en) | 2006-12-04 | 2006-12-04 | Process and device of oil well yield measurement at group facilities |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2328597C1 true RU2328597C1 (en) | 2008-07-10 |
Family
ID=39680738
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2006142906/03A RU2328597C1 (en) | 2006-12-04 | 2006-12-04 | Process and device of oil well yield measurement at group facilities |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2328597C1 (en) |
Cited By (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2566158C2 (en) * | 2013-10-22 | 2015-10-20 | Сергей Владимирович Шумилин | Oil well yield measuring method for measuring group units |
| RU2622068C1 (en) * | 2016-02-03 | 2017-06-09 | Рауф Рахимович Сафаров | Method for measuring flow rate of oil wells on group measuring units and device for its implementation |
| CN107083950A (en) * | 2017-04-24 | 2017-08-22 | 延长油田股份有限公司 | Calibration system and its scaling method based on Weighing type single well metering device |
| CN107327444A (en) * | 2017-08-15 | 2017-11-07 | 中铁隧道集团有限公司 | A kind of shield/TBM hydraulic oil parameter detecting and signal sampler |
| US10175380B2 (en) | 2013-04-18 | 2019-01-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Device and method for parallel microfluidic pressure-volume-temperature analysis |
| RU2681738C1 (en) * | 2017-12-28 | 2019-03-12 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Казанский государственный энергетический университет" (ФГБОУ ВО "КГЭУ") | Optimization system of work of oil and gas wells group |
| RU2751054C1 (en) * | 2020-11-24 | 2021-07-07 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" | Method and installation for measuring flow rate of oil well |
-
2006
- 2006-12-04 RU RU2006142906/03A patent/RU2328597C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (11)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US10175380B2 (en) | 2013-04-18 | 2019-01-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Device and method for parallel microfluidic pressure-volume-temperature analysis |
| US11327197B2 (en) | 2013-04-18 | 2022-05-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Device and method for parallel pressure-volume-temperature analysis using gas chromatography and mass spectrometry |
| US11635541B2 (en) | 2013-04-18 | 2023-04-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Microfluidic device and method for parallel pressure-volume-temperature analysis in reservoir simulations |
| US11774623B2 (en) | 2013-04-18 | 2023-10-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Microfluidic device and method for parallel pressure-volume-temperature analysis in reservoir simulations |
| RU2566158C2 (en) * | 2013-10-22 | 2015-10-20 | Сергей Владимирович Шумилин | Oil well yield measuring method for measuring group units |
| RU2622068C1 (en) * | 2016-02-03 | 2017-06-09 | Рауф Рахимович Сафаров | Method for measuring flow rate of oil wells on group measuring units and device for its implementation |
| CN107083950A (en) * | 2017-04-24 | 2017-08-22 | 延长油田股份有限公司 | Calibration system and its scaling method based on Weighing type single well metering device |
| CN107083950B (en) * | 2017-04-24 | 2024-02-27 | 延长油田股份有限公司 | Calibration system and calibration method based on weighing type single well metering device |
| CN107327444A (en) * | 2017-08-15 | 2017-11-07 | 中铁隧道集团有限公司 | A kind of shield/TBM hydraulic oil parameter detecting and signal sampler |
| RU2681738C1 (en) * | 2017-12-28 | 2019-03-12 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Казанский государственный энергетический университет" (ФГБОУ ВО "КГЭУ") | Optimization system of work of oil and gas wells group |
| RU2751054C1 (en) * | 2020-11-24 | 2021-07-07 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" | Method and installation for measuring flow rate of oil well |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2328597C1 (en) | Process and device of oil well yield measurement at group facilities | |
| RU2223467C2 (en) | Flowmeter calibration system | |
| US4773257A (en) | Method and apparatus for testing the outflow from hydrocarbon wells on site | |
| US10900348B2 (en) | Coriolis direct wellhead measurement devices and methods | |
| GB2534452A (en) | Mass flow measurement apparatus and method | |
| GB2481666A (en) | Measurements relating to Different Phase Components of a Flowing Fluid | |
| US10852288B2 (en) | Oil well gauging system and method of using the same | |
| RU2754656C1 (en) | Method and system for measuring flow rates of multiphase and/or multicomponent fluid extracted from oil and gas well | |
| CN109855705A (en) | A kind of the oil flowmeter calibrating installation and calibration method of real-time dynamic compensation temperature variation | |
| US20170016755A1 (en) | Method of Determining a Flow Rate and Related Apparatus | |
| EA024819B1 (en) | Device for determining a component composition of a downhole fluid | |
| CN111811977B (en) | Runoff sediment content and flow measurement device and measurement method | |
| RU155020U1 (en) | INSTALLATION FOR MEASURING THE DEBIT OF OIL WELL PRODUCTS | |
| RU66779U1 (en) | INSTALLATION OF BOREHOLD ACCOUNTING OF HYDROCARBON PRODUCTS | |
| RU129256U1 (en) | DEVICE FOR DETERMINING THE COMPONENT COMPOSITION OF OIL AND GAS WELL PRODUCTS | |
| CN201926490U (en) | Exit oil/water two-phase metering system | |
| RU2220282C1 (en) | Process measuring production rate of oil wells in systems of sealed gathering and gear for its implementation | |
| RU2057922C1 (en) | Set for measuring productivity of wells | |
| RU2566158C2 (en) | Oil well yield measuring method for measuring group units | |
| CN109403951B (en) | Three-phase metering integrated device for oil well | |
| RU59715U1 (en) | OIL, GAS AND WATER WELL PRODUCT METER | |
| RU108801U1 (en) | DEVICE FOR MEASURING OIL WELL DEBIT | |
| RU2326241C1 (en) | Equipment for production rate of oil-well measuring | |
| RU2622068C1 (en) | Method for measuring flow rate of oil wells on group measuring units and device for its implementation | |
| CN111119842A (en) | Automatic metering method and system for low water yield of coal-bed gas well |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20091205 |