RU2401384C2 - Method of measuring oil well products and device to this end - Google Patents
Method of measuring oil well products and device to this end Download PDFInfo
- Publication number
- RU2401384C2 RU2401384C2 RU2007118117/03A RU2007118117A RU2401384C2 RU 2401384 C2 RU2401384 C2 RU 2401384C2 RU 2007118117/03 A RU2007118117/03 A RU 2007118117/03A RU 2007118117 A RU2007118117 A RU 2007118117A RU 2401384 C2 RU2401384 C2 RU 2401384C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- meter
- liquid
- mass
- cylinder
- Prior art date
Links
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено в системах сбора нефти и газа на промыслах.The invention relates to the oil industry and can be used in oil and gas collection systems in the fields.
Известны способы измерения продукции нефтяных скважин и устройства для их осуществления [1] (НТЖ «Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности» М.: «ВНИИОНГ», 2003, №4, стр.7-18), нашедшие наибольшее распространение в практике эксплуатации нефтяных месторождений.Known methods for measuring the production of oil wells and devices for their implementation [1] (NTZH "Automation, telemechanization and communication in the oil industry" M .: "VNIIONG", 2003, No. 4, pp. 7-18), which are most widely used in practice exploitation of oil fields.
Принцип измерения этих установок, в основном, заключается в направлении продукции скважины в сепарационную емкость, разделении ее на жидкость и газ с последующим вытеснением в соответствующие трубопроводы порциями по мере накопления их в сепарационной емкости. Измерение количества жидкости и определение дебита скважин производят по времени заполнения фиксированных объемов в сепарационной емкости либо путем измерения количества жидкости и газа измерителями при вытеснении их из сепаратора порциями при достижении заданных пределов перепада давления на измерителях. Существенными недостатками упомянутых способов измерения является невозможность добиться полного отделения жидкости от газа, а также необходимость в ряде случаев для организации вытеснения жидкости из сепараторов использовать управляемые переключатели и специальные насосы.The principle of measuring these plants is mainly to direct the production of the well into a separation tank, separating it into liquid and gas, followed by displacement into the corresponding pipelines in batches as they accumulate in the separation tank. The measurement of the amount of fluid and the determination of the flow rate of wells is carried out by the time of filling fixed volumes in the separation tank or by measuring the amount of liquid and gas with meters when they are displaced from the separator in batches when the specified pressure drop limits on the meters are reached. Significant disadvantages of the mentioned measurement methods are the inability to achieve complete separation of the liquid from the gas, as well as the need in some cases to use controlled switches and special pumps to organize the displacement of liquid from the separators.
Наиболее близким, т.е. прототипом, к предлагаемому является «Способ измерения дебита скважин и устройство для его осуществления» [2], заключающемуся в периодическом пропускании жидкости скважины, предварительно отсепарированной от газа через измерительный блок порциями при постоянных пределах перепада давления, а дебит скважины определяют по величине порций за время измерения.The closest, i.e. the prototype to the proposed one is "A method of measuring the flow rate of a well and a device for its implementation" [2], which consists in periodically passing the fluid of the well previously separated from the gas through the measuring unit in portions at constant pressure drop limits, and the flow rate of the well is determined by the amount of portions over time measurements.
К недостаткам данного способа следует отнести неполную сепарацию газа, наличие дополнительной погрешности, возникающей при истечении порций жидкости различной величины и длительности ее прохождения через измеритель, а также невозможность определения покомпонентного состава жидкости в автоматическом режиме.The disadvantages of this method include incomplete gas separation, the presence of an additional error arising from the expiration of portions of liquid of various sizes and the duration of its passage through the meter, as well as the inability to determine the component composition of the liquid in automatic mode.
Целью настоящего изобретения является устранение перечисленных недостатков, а также расширение возможностей контроля состава добываемой скважиной продукции и упрощение метрологического обслуживания измерительных приборов.The aim of the present invention is to remedy these shortcomings, as well as expanding the capabilities of controlling the composition of well products and simplifying the metrological maintenance of measuring instruments.
Поставленная цель достигается описываемым способом, включающим сепарацию газожидкостной продукции скважины путем направления ее в сепарационную емкость, отделение газа от жидкости и направление его в верхний патрубок сепаратора с последующим сбросом в газовую линию и измерением его количества измерителем газа, а сброс жидкости производят через нижний патрубок сепаратора в измерительную линию жидкости, обеспечивая прохождение ее через измерительное устройство порциями при заданных перепадах давления начала и конца прохождения каждой порции, создавая турбулентный режим течения жидкости в измерительном устройстве, и определяют величины порций по времени прохождения их через измерительное устройство с учетом тарировочного коэффициента измерительного устройства, при этом определения величины порций производят с учетом измеренного среднего перепада давления на измерителе за время прохождения каждой порции жидкости либо с учетом средней скорости потока жидкости, определенного турбинным счетчиком.The goal is achieved by the described method, including the separation of the gas-liquid production of the well by sending it to the separation tank, separating the gas from the liquid and directing it to the upper separator pipe, followed by discharge into the gas line and measuring its amount with a gas meter, and the liquid is discharged through the lower separator pipe into the measuring line of the liquid, ensuring its passage through the measuring device in batches at given pressure drops of the beginning and end of passage of each portion, creating a turbulent mode of fluid flow in the measuring device, and determine the size of the portions by the time they pass through the measuring device, taking into account the calibration coefficient of the measuring device, while determining the size of the portions is made taking into account the measured average pressure drop on the meter for the passage of each portion of the liquid or taking into account the average fluid flow rate determined by the turbine meter.
Кроме того, измерение количества выделившегося в сепараторе газа производят путем направления его в измерительное устройство порциями при заданных пределах перепада давления на измерительном устройстве начала и конца прохождения порций, причем начало прохождения порции газа обеспечивается при перепаде давления меньшим заданного перепада давления прекращения прохождения жидкости через измеритель массы для исключения случаев одновременного открытия клапанов измерителей газа и массы.In addition, the amount of gas released in the separator is measured by sending it to the measuring device in portions at specified pressure drop limits on the measuring device for the start and end of the passage of the portions, and the beginning of the passage of the gas portion is provided when the pressure drop is less than the specified pressure drop of the termination of the passage of liquid through the mass meter to exclude cases of simultaneous opening of the valves of gas and mass meters.
Кроме того, измерение величины (массы) и определение состава (содержание нефти и воды) порций жидкости производят одним или двумя типами измерителей массы и объема, в том числе, например, измерителем с сужающим устройством и турбинным измерителем, а результатом измерений считают средние показания двух измерителей за установленное время измерения, а состав жидкости определяют с учетом данных о плотности нефти и воды в продукции скважины.In addition, measuring the size (mass) and determining the composition (oil and water content) of the liquid portions is carried out by one or two types of mass and volume meters, including, for example, a meter with a constricting device and a turbine meter, and the average readings of two meters for the set measurement time, and the composition of the liquid is determined taking into account data on the density of oil and water in the production of the well.
Кроме того, количество свободного газа в жидкости определяют по данным измерения массы и объема жидкости с учетом величины давления и температуры в измерительной линии, а также данных о плотности нефти, воды и газа.In addition, the amount of free gas in the liquid is determined by measuring the mass and volume of the liquid, taking into account the pressure and temperature in the measuring line, as well as data on the density of oil, water and gas.
Кроме того, количество добытого газа измеряемой скважины определяют по полученным результатам о количестве добытой нефти и данным о величине газового фактора для нефти измеряемой скважины.In addition, the amount of produced gas of the measured well is determined by the results obtained on the amount of oil produced and data on the value of the gas factor for the oil of the measured well.
Кроме того, поверке при эксплуатации могут подвергаться только узлы регулирования (без корпуса) измерителя массы и измерителя количества газа и узел измерения турбинного измерителя.In addition, during operation, only control units (without a housing) of the mass meter and gas quantity meter and the turbine meter measurement unit can be verified during operation.
В известном устройстве [2] для осуществления способа измерения дебита скважины, содержащей газосепаратор с поплавковым датчиком уровня, входной патрубок для газожидкостной смеси и две выходных линии, одна из которых для газа, а другая для жидкости с установленным в ней клапаном-регулятором перепада давления, снабженным датчиком положения, связанным со вторичным устройством.In the known device [2] for implementing a method for measuring the flow rate of a well containing a gas separator with a float level sensor, an inlet for a gas-liquid mixture and two output lines, one of which is for gas and the other for liquid with a differential pressure control valve installed in it, equipped with a position sensor associated with the secondary device.
Недостатками устройства является ненадежность его работы в результате наличия наружной гидравлической связи верхней полости клапана-регулятора с выкидной линией жидкости, а также с тем, что жидкость подается в полость между клапаном и поршнем и выводится через нижнее отверстие регулятора, кроме того, известное устройство имеет ограниченные возможности по контролю параметров добываемой скважинами продукции.The disadvantages of the device is the unreliability of its operation as a result of the presence of external hydraulic connection of the upper cavity of the valve regulator with the discharge line of the liquid, as well as the fact that the liquid is supplied into the cavity between the valve and the piston and is discharged through the lower hole of the controller, in addition, the known device has limited the ability to control the parameters of well-produced products.
Изобретение направлено на повышение надежности работы устройства, точности измерений и расширение области применения. Поставленная цель достигается тем, что устройство измерения продукции нефтяных скважин, содержащее газосепаратор с выкидным патрубком, расположенным в верхней части и связанным с газовой линией, в которой размещены газовая заслонка и измеритель количества выделившегося газа, причем заслонка связана с поплавковым устройством, а на выкидном жидкостном патрубке, расположенном в нижней части газосепаратора, установлены измерители массы и объема жидкости, датчики давления либо перепада давления и температуры, связанные с вычислительным устройством, причем измеритель массы с сужающим устройством выполнен в виде регулятора перепада давления, включающего корпус, в котором размещен узел регулирования, состоящий из цилиндра с входным отверстием в нижней его части и выходным калиброванным отверстием (соплом) в боковой стенке и размещенными внутри цилиндра с возможностью перемещения его оси, клапаном, разделительным поршнем, пружиной и постоянным магнитом, закрепленными на штоке, причем верхняя над поршнем полость цилиндра сообщена каналом в стенке цилиндра с полостью выкидного коллектора через зазор между цилиндром и корпусом, а при закрытом положении клапана полость над поршнем также соединена с полостью выкидного коллектора через калиброванное отверстие для удаления скопившейся жидкости, а узел регулирования снабжен датчиком открытого положения клапана, связанным с вычислительным устройством.The invention is aimed at improving the reliability of the device, the accuracy of measurements and expanding the scope. This goal is achieved by the fact that the device for measuring the production of oil wells, containing a gas separator with a discharge pipe located in the upper part and connected with the gas line, in which there is a gas shutter and a meter for the amount of gas released, the shutter connected to the float device, and on the discharge fluid the nozzle located in the lower part of the gas separator is equipped with liquid mass and volume meters, pressure or differential pressure and temperature sensors, connected with the computational construction, and the mass meter with a constricting device is made in the form of a differential pressure controller, including a housing in which a control unit is located, consisting of a cylinder with an inlet in its lower part and a calibrated outlet (nozzle) in the side wall and placed inside the cylinder with the possibility displacement of its axis by a valve, a separating piston, a spring and a permanent magnet fixed to the rod, the upper cylinder cavity above the piston being communicated by a channel in the cylinder wall with a cavity th reservoir through the gap between the cylinder and the housing, and the closed position of the valve chamber above the piston is also coupled to the collector of flow cavity through a calibrated orifice for removal of accumulated liquid, and adjusting unit is provided with an open valve position sensor associated with a computing device.
Кроме того, измеритель количества выделившегося в сепараторе газа выполнен в виде обратного клапана, в корпусе которого размещен узел регулирования, состоящий из цилиндра с входным отверстием в нижней его части и выходным отверстием (соплом) в боковой стенке с размещенными внутри цилиндра с возможностью перемещения вдоль его оси клапаном, разделительным поршнем и постоянным магнитом, закрепленными на штоке, причем разделительный поршень и цилиндр выполнены с зазором между собой для возможности перетекания газа из одной полости в другую при перемещениях поршня, а поршень выполнен с гнездом для размещения груза, а цилиндр снабжен датчиком верхнего положения клапана.In addition, the meter of the amount of gas released in the separator is made in the form of a check valve, in the housing of which there is a control unit consisting of a cylinder with an inlet in its lower part and an outlet (nozzle) in the side wall placed inside the cylinder with the possibility of movement along it axis of the valve, the separation piston and a permanent magnet mounted on the rod, and the separation piston and cylinder are made with a gap between each other for the possibility of flow of gas from one cavity to another when moving the piston, and the piston is formed with a socket for placing the load and the cylinder is provided with an upper valve position sensor.
Кроме того, устройство дополнительно снабжено вторым измерителем массы и объема, например турбинным счетчиком, снабженным датчиками давления до и после него либо датчиком перепада давления на нем.In addition, the device is additionally equipped with a second mass and volume meter, for example, a turbine meter equipped with pressure sensors before and after it or with a differential pressure sensor on it.
Кроме того, в узлах регулирования измерителя массы и объема жидкости и измерителя количества газа отношение площади отверстия клапана к площади выходного отверстия (сопла) выбирают из соотношения Fk/Fc=3,2-2,2, а отношение диаметров отверстия клапанов и диаметров разделительных поршней выбирают из соотношения Dn/Dx=1,3-1,2. Кроме того, узлы регулирования измерителя массы и объема, измерителя количества газа и узел измерения турбинного счетчика выполнены взаимозаменяемыми и снабжены пломбирующими устройствами, блокирующими крышки узлов регулирования и узлов измерения. Необходимый технический результат предлагаемого способа и устройства для измерения продукции, добываемой нефтяными скважинами, обеспечивается совокупностью существенных отличительных признаков, что может свидетельствовать о соответствии предлагаемого решения критерию «изобретения».In addition, in the control nodes of the liquid mass and volume meter and gas quantity meter, the ratio of the valve opening area to the area of the outlet (nozzle) is selected from the ratio F k / F c = 3.2-2.2, and the ratio of valve opening diameters and diameters the separation pistons are selected from the ratio D n / D x = 1.3-1.2. In addition, the control units of the mass and volume meter, the gas quantity meter and the turbine meter measurement unit are interchangeable and equipped with sealing devices that block the covers of the control units and measurement units. The necessary technical result of the proposed method and device for measuring the products produced by oil wells is provided by a combination of significant distinguishing features, which may indicate that the proposed solution meets the criterion of "invention".
На чертеже представлена схема устройства для осуществления способа измерения продукции нефтяных скважин, поясняющая предмет изобретения. Устройство состоит из газосепаратора 1, верхний патрубок 2 которого соединен с газовой линией с размещенными на ней газовой заслонкой 3, связанной с поплавковым устройством 4, измерителем количества газа 5 и датчиком температуры 6, связанными с вычислительным устройством 7. Нижний патрубок 8 связан с жидкостной линией, в которой установлены измеритель массы 9 с сужающим устройством, датчики давления 10 и температуры 6, турбинный счетчик 11, которые также связаны с вычислительным устройством 7. Измеритель массы и объема 9 с сужающим устройством состоит из корпуса, в котором размещен узел регулирования 12, состоящий из цилиндра с входным отверстием 13 в нижней части и выходным калиброванным отверстием (соплом) 14. Внутри цилиндра размещены клапан 15, разделительный поршень 16, пружина 17 и постоянный магнит 18, закрепленные на штоке 19. В боковой стенке цилиндра выше зоны перемещения разделительного поршня выполнено отверстие 20, служащее для перепуска сжимаемого газа в полость 30 выкидного коллектора при ходе поршня вверх. В верхней части цилиндра размещен датчик 21 верхнего положения клапана, связанный с вычислительным устройством 7. В верхней части узла регулирования установлено пломбирующее устройство 22. Измеритель количества выделившегося газа 5 представляет собой обратный клапан, в корпусе которого размещен узел регулирования 23, состоящего из цилиндра с входным отверстием в нижней части и выходным отверстием (соплом) 24 в боковой стенке. Внутри цилиндра размещены клапан 25, разделительный поршень 26, постоянный магнит 27, закрепленные на штоке 28. На разделительном поршне размещен регулировочный груз 29. Узел регулирования измерителя количества выделившегося газа также снабжен датчиком положения 21 и пломбирующим устройством 22.The drawing shows a diagram of a device for implementing the method of measuring the production of oil wells, explaining the subject of the invention. The device consists of a gas separator 1, the upper pipe 2 of which is connected to the gas line with a gas valve 3 connected to the float device 4, a gas quantity meter 5 and a temperature sensor 6 connected to the computing device 7. The lower pipe 8 is connected to the liquid line in which a mass meter 9 with a constricting device is installed, pressure sensors 10 and temperature 6, a turbine counter 11, which are also associated with a computing device 7. The mass and volume meter 9 with a constricting device with stands from the housing in which the control unit 12 is located, consisting of a cylinder with an inlet 13 in the lower part and a calibrated outlet (nozzle) 14. Inside the cylinder, a valve 15, a separation piston 16, a spring 17 and a permanent magnet 18 are mounted on the rod 19. In the side wall of the cylinder above the zone of movement of the separation piston, an opening 20 is made, which serves to bypass the compressible gas into the cavity 30 of the discharge manifold during the upward stroke of the piston. In the upper part of the cylinder there is a valve 21 of the upper position of the valve connected with the computing device 7. In the upper part of the control unit, a sealing device 22 is installed. The meter of the amount of released gas 5 is a check valve, in the body of which there is a control unit 23, consisting of a cylinder with an inlet a hole in the lower part and an outlet (nozzle) 24 in the side wall. Inside the cylinder there is a valve 25, a separation piston 26, a permanent magnet 27 fixed on the rod 28. An adjustment weight 29 is placed on the separation piston. The control unit for the meter of released gas is also equipped with a position sensor 21 and a sealing device 22.
Принципиальное отличие измерителя количества газа и измерителя массы и объема состоит в том, что у первого в разделительном поршне отсутствуют уплотнение, пружины и нет отверстия в боковой стенке цилиндра, а вместо пружины применен сменный груз. Общим для обоих измерителей является критерий выбора параметров отверстий клапана и сопла, которые выбирают из соотношения Fk/Fc=3,2-2,2, где Fk - площадь отверстия клапана, Fc - площадь отверстия сопла и диаметров разделительного поршня Qn и диаметра клапана Qк, которые должны удовлетворять соотношению Qn/Qк=1,3-1,2. Данные соотношения обеспечивают стабильную работу измерителей, создавая турбулентный режим течения жидкости при заданных перепадах давления в пределах 1-1,5 на открытие и 0,3-0,5 - на закрытие клапана.The fundamental difference between the gas quantity meter and the mass and volume meter is that the first in the separation piston has no seal, springs and no holes in the side wall of the cylinder, and a replaceable weight is used instead of the spring. Common to both meters is the criterion for selecting the parameters of the valve and nozzle openings, which are selected from the ratio F k / F c = 3.2-2.2, where F k is the area of the valve opening, F c is the area of the nozzle opening and the diameters of the separation piston Q n and the diameter of the valve Q k , which must satisfy the ratio Q n / Q k = 1.3-1.2. These ratios ensure stable operation of the meters, creating a turbulent mode of fluid flow at specified pressure drops in the range of 1-1.5 for opening and 0.3-0.5 for closing the valve.
Устройство работает следующим образом.The device operates as follows.
Продукция подключенной на измерение скважины поступает в газосепаратор 1, где происходит разделение жидкости и газа. При повышении перепада давления на измерителе массы более заданного клапан измерителя 9 открывается, и жидкость через него и турбинный счетчик 11 поступает из сепаратора в сборный коллектор. При снижении перепада давления на измерителе до заданного его клапан перекрывает входное отверстие узла регулирования 12, и вытеснение жидкости прекращается. Величина пределов перепада давления на открытие и закрытие клапана измерителя массы зависит от соотношения диаметров клапана и разделительного поршня, усилия пружины и усилия постоянного магнита и заложены в конструкцию измерителя, обеспечивая турбулентный режим течения жидкости.The production connected to the measurement of the well enters the gas separator 1, where there is a separation of liquid and gas. When the pressure drop across the mass meter exceeds a predetermined value, the valve of the meter 9 opens, and the liquid through it and the turbine meter 11 flows from the separator to the collection manifold. When reducing the pressure drop on the meter to a predetermined one, its valve closes the inlet of the control unit 12, and the liquid displacement stops. The magnitude of the differential pressure limits for opening and closing the valve of the mass meter depends on the ratio of the diameters of the valve and the separation piston, the force of the spring and the force of the permanent magnet and are incorporated into the design of the meter, providing a turbulent mode of fluid flow.
Величины массы определяются по известной зависимости для измерителей с сужающими устройствами.The mass values are determined by the known dependence for meters with narrowing devices.
С учетом постоянства перепадов давления эту зависимость можно выразить в следующем виде:Given the constancy of pressure drops, this dependence can be expressed as follows:
G=n√ρ, кг/с,G = n√ρ, kg / s,
n - коэффициент, учитывающий, в основном, параметры измерителя и перепад давления.n is a coefficient taking into account mainly the parameters of the meter and the pressure drop.
ρ - плотность жидкости.ρ is the density of the liquid.
При тарировке измерителя на воде приведенное выражение примет следующий вид:When calibrating the meter on water, the above expression will take the following form:
М=К√2ΔρсрТ, кгM = K√2Δρ cf T, kg
где М - масса жидкости;where M is the mass of liquid;
К - тарировочный коэффициент измерителя на воде;K is the calibration coefficient of the meter on the water;
Т - время открытого состояния клапана.T is the valve open time.
Средний перепад определяется из выраженияThe average difference is determined from the expression
где Δpср - средний перепад давления за заданный промежуток времени;where Δp cf is the average pressure drop over a given period of time;
i - заданный промежуток времени;i - a given period of time;
Δpоткр - перепад давления при открытии клапана;Δp open - pressure drop when opening the valve;
Δpзакр - перепад давления при закрытии клапана. CLOSE Δp - pressure drop when the valve is closed.
Таким образом, при известных тарировочном коэффициенте измерителя массы и времени измерения, которые вводятся в память вычислительного устройства, а также измеряя время открытого состояния клапана измерителя массы, получают массу жидкости, прошедшей через измеритель массы, и, отнеся полученный результат к суткам, определяют дебит скважины.Thus, with the known calibration coefficient of the mass meter and the measurement time, which are entered into the memory of the computing device, as well as measuring the open time of the valve of the mass meter, the mass of fluid passed through the mass meter is obtained, and, taking the result obtained for days, the well production rate is determined .
Для определения состава жидкости используют данные объема жидкости по результатам измерения турбинным счетчиком 11 и данные массы, определенные за то же время измерителем массы, получая плотность прошедшей через измерители жидкости, и определяют содержание воды в ней по формулеTo determine the composition of the liquid, data on the volume of the liquid are used according to the measurement results by the turbine meter 11 and mass data determined at the same time by the mass meter, obtaining the density of the liquid passed through the meters, and the water content in it is determined by the formula
где W - процентное содержание воды;where W is the percentage of water;
ρж, ρн, ρв - плотности соответственно жидкости, нефти и воды.ρ W , ρ n , ρ in - the density, respectively, of liquid, oil and water.
При этом учитывают возможное содержание свободного газа в жидкости в результате некачественной сепарации по формулеIn this case, the possible content of free gas in the liquid as a result of poor separation according to the formula
где Vo.r. - объем остаточного газа в жидкости при давлении измерения;where V or is the volume of residual gas in the liquid at the measurement pressure;
Мж - масса жидкости, определенная измерителем массы;M W - the mass of the liquid determined by the mass meter;
ρж - плотность жидкости, определенная по результатам измерения массы и объема;ρ W - the density of the liquid, determined by the measurement of mass and volume;
ρ - плотность жидкости, определенной с учетом содержания воды и нефти и их плотностей.ρ is the density of the liquid, determined taking into account the content of water and oil and their densities.
Выделившийся в сепараторе газ, по мере его накопления, снижает уровень жидкости в сепараторе, что приводит к срабатыванию газовой заслонки 3 и прохождению газа через измеритель количества газа 5 в сборный коллектор.The gas released in the separator, as it accumulates, lowers the liquid level in the separator, which leads to the actuation of the gas damper 3 and the passage of gas through the gas quantity meter 5 to the collecting manifold.
Измерение количества выделившегося газа осуществляется подобным образом, как и измерение массы жидкости по времени прохождения порций газа через измеритель с учетом его тарировочного коэффициента, плотности газа, давления и температуры при измерении, которые вносятся в память или поступают в вычислительное устройство отдатчиков.The measurement of the amount of gas released is carried out in a similar way, as well as the measurement of the mass of liquid by the time the portions of gas pass through the meter, taking into account its calibration coefficient, gas density, pressure and temperature during the measurement, which are stored in memory or received in the computing device of the sensors.
Для удобства эксплуатации конструкцией измерителей массы жидкости, количества газа и турбинного счетчика предусмотрена возможность ремонта и поверки узлов регулирования 12 и 23 и узла измерения турбинного счетчика без снятия их корпусов, для чего узлы снабжены пломбирующими устройствами 22.For ease of operation, the design of measuring instruments for liquid mass, gas quantity and turbine meter provides for the possibility of repair and verification of control units 12 and 23 and the measuring unit of the turbine meter without removing their bodies, for which the units are equipped with sealing devices 22.
Использование предлагаемого изобретения позволит расширить область его применения, повысить точность измерения параметров добываемой продукции скважин и снизить затраты на эксплуатацию устройства.Using the proposed invention will expand the scope of its application, increase the accuracy of measuring the parameters of the produced well products and reduce the cost of operating the device.
Источники информацииInformation sources
1. НТЖ "Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности". М.: ВНИИОНТ, 2003, № 4, с.7-18.1. NTZH "Automation, telemechanization and communication in the oil industry." M .: VNIIIONT, 2003, No. 4, pp. 7-18.
2. Патент РФ №2072041, Кл. Е21В 47/10, опубл. 20.01.1997.2. RF patent No. 2072041, Cl. ЕВВ 47/10, publ. 01/20/1997.
Claims (11)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2007118117/03A RU2401384C2 (en) | 2007-05-16 | 2007-05-16 | Method of measuring oil well products and device to this end |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2007118117/03A RU2401384C2 (en) | 2007-05-16 | 2007-05-16 | Method of measuring oil well products and device to this end |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2007118117A RU2007118117A (en) | 2008-11-27 |
| RU2401384C2 true RU2401384C2 (en) | 2010-10-10 |
Family
ID=44024952
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2007118117/03A RU2401384C2 (en) | 2007-05-16 | 2007-05-16 | Method of measuring oil well products and device to this end |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2401384C2 (en) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2493365C1 (en) * | 2012-11-19 | 2013-09-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Oil well gaging device |
| CN105672984A (en) * | 2016-03-17 | 2016-06-15 | 叶侃 | Constant-volume single-well metering structure |
| CN112012717A (en) * | 2020-08-31 | 2020-12-01 | 青州市春晖科技发展有限公司 | Double-piston type liquid production metering device for oil well and metering method thereof |
| RU2795557C1 (en) * | 2022-08-11 | 2023-05-05 | Закрытое акционерное общество "НТФ НОВИНТЕХ" | Simulation method for verification of float-type density meters for liquids with high density |
-
2007
- 2007-05-16 RU RU2007118117/03A patent/RU2401384C2/en not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| ИСАКОВИЧ Р.Я. и др. Автоматизация производственных процессов нефтяной и газовой промышленности. - М.: Недра, 1983, с.314-334. СВЕРДЛОВ Г.М. и др. Системы и средства автоматизации технологических объектов нефтедобычи. - М.: Недра, 1964, с.52-56. * |
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2493365C1 (en) * | 2012-11-19 | 2013-09-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Oil well gaging device |
| CN105672984A (en) * | 2016-03-17 | 2016-06-15 | 叶侃 | Constant-volume single-well metering structure |
| CN105672984B (en) * | 2016-03-17 | 2018-10-16 | 叶侃 | A kind of constant volume type one-well metering structure |
| CN112012717A (en) * | 2020-08-31 | 2020-12-01 | 青州市春晖科技发展有限公司 | Double-piston type liquid production metering device for oil well and metering method thereof |
| CN112012717B (en) * | 2020-08-31 | 2021-05-18 | 青州市春晖科技发展有限公司 | Double-piston type liquid production metering device for oil well and metering method thereof |
| RU2795557C1 (en) * | 2022-08-11 | 2023-05-05 | Закрытое акционерное общество "НТФ НОВИНТЕХ" | Simulation method for verification of float-type density meters for liquids with high density |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2007118117A (en) | 2008-11-27 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2405933C1 (en) | Method for survey of gas and gas-condensate wells | |
| RU2401384C2 (en) | Method of measuring oil well products and device to this end | |
| RU2426877C1 (en) | Device for measurement of yield of gas and fluid of oil wells | |
| CN106248309B (en) | Intelligent pressure testing machine | |
| CN103822672B (en) | A kind of measuring method of the constant volume tube piston type oil-gas-water three phase flow quantity meter based on gas-liquid pre-separation | |
| RU163243U1 (en) | INSTALLATION FOR GAS-CONDENSATE RESEARCHES OF GAS AND GAS-CONDENSATE WELLS | |
| CN110411738A (en) | A kind of modularization valve traffic flow resistance test macro and test method | |
| RU76070U1 (en) | DEVICE FOR MEASURING OIL WELL PRODUCTS | |
| CN102288244A (en) | Measuring method for crude oil flow at well mouth and device thereof | |
| EP1020713A1 (en) | Method and system for determining biphase flow rate | |
| RU2532490C1 (en) | Method and installation for flow rate measurement of products from gas-condensate and oil wells | |
| RU2492322C2 (en) | Device to measure product yield of oil and gas producing wells | |
| RU66779U1 (en) | INSTALLATION OF BOREHOLD ACCOUNTING OF HYDROCARBON PRODUCTS | |
| RU2552563C1 (en) | Portable metering station of extracted well liquid | |
| RU2131027C1 (en) | Device for measuring production rate of oil wells | |
| CN109839154B (en) | Oil well metering system and method | |
| RU2548289C1 (en) | Device for measurement of oil and gas well flow rate | |
| RU2405935C2 (en) | Method for efficient measurement of liquid debit in oil or gas condensate well and device for its realisation | |
| RU2691255C1 (en) | Device for measuring flow rate of oil wells | |
| RU2513891C1 (en) | Oil well gauging device | |
| CN109403951B (en) | Three-phase metering integrated device for oil well | |
| CN209212229U (en) | Oil well three-phase metering integrated apparatus | |
| RU164946U1 (en) | DEVICE FOR MEASURING PARAMETERS OF LOW-VISCOUS AND VISCOUS FLUIDS IN A PIPELINE | |
| RU99821U1 (en) | INSTALLATION FOR DETERMINING OIL AND GAS-WATER FLOW PARAMETERS | |
| CN110185430A (en) | A kind of cavity-separating oil-water-gas hybrid separation metering device |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20130517 |