RU2436950C2 - Procedure for determination of quantity and composition of three-component product of oil wells and device for its implementation - Google Patents
Procedure for determination of quantity and composition of three-component product of oil wells and device for its implementation Download PDFInfo
- Publication number
- RU2436950C2 RU2436950C2 RU2007118142/03A RU2007118142A RU2436950C2 RU 2436950 C2 RU2436950 C2 RU 2436950C2 RU 2007118142/03 A RU2007118142/03 A RU 2007118142/03A RU 2007118142 A RU2007118142 A RU 2007118142A RU 2436950 C2 RU2436950 C2 RU 2436950C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- mass
- volume
- meter
- well
- production
- Prior art date
Links
Landscapes
- Measuring Volume Flow (AREA)
- Testing Or Calibration Of Command Recording Devices (AREA)
- Testing Of Devices, Machine Parts, Or Other Structures Thereof (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для измерения количества и состава трехкомпонентной продукции нефтяных скважин.The invention relates to the oil industry and is intended to measure the quantity and composition of the three-component production of oil wells.
Известны способы измерения продукции нефтяных скважин и устройства для их осуществления [1] (НТЖ «Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности». М.: «ВНИИОНГ» 2003 г, №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 oil field exploitation practice.
Принцип измерения этих установок, в основном, заключается в направлении продукции скважины в сепарационную емкость, разделение 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 сепарацинной 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 respective 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 impossibility of achieving 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 (RU 2265122 C2, Е21В 47/10, G01F 15/08, БИ №33, 2005 г.), предлагаемому является «Устройство для измерения дебита скважин» [2], содержащее вертикальный резервуар с боковым тангенцильным корпусу резервуара патрубком для подачи в него продукции скважины, с верхним патрубком для отведения из него попутного газа и нижним патрубком для сливания жидкости, с датчиками параметров состояния и положения продукции в полости резервуара, многоканальный контроллер, а также многопозиционный переключатель текучей среды, связанный с резервуаром, расходомер-счетчик газа и расходомер-счетчик жидкости, причем нижняя часть резервуара выполнена конусно, а тангенциальный резервуару боковой патрубок для подачи продукции установлен на корпусе резервуара у перехода его в нижнюю часть конической формы, а между резервуаром и расходомером-счетчиком газа на трубопроводе установлены датчик наличия жидкости в газе и управляемый этим датчиком через контроллер дросселирующий клапан.The closest, i.e. the prototype (RU 2265122 C2, ЕВВ 47/10, G01F 15/08, BI No. 33, 2005), the proposed is a "Device for measuring the flow rate of wells" [2], containing a vertical tank with a side tangential tank body pipe for supplying well production, with an upper nozzle for the removal of associated gas from it and a lower nozzle for draining the fluid, with sensors for the parameters of the state and position of the products in the cavity of the tank, a multi-channel controller, as well as a multi-position fluid switch associated with the tank, flow meter a gas counter and a liquid flow meter, the lower part of the tank being conical, and a tangential reservoir side pipe for supplying products installed on the tank body at its transition to the lower conical shape, and between the tank and the gas flow meter counter on the pipeline in gas and throttling valve controlled by this sensor through the controller.
Недостатком данного способа является необходимость качественной сепарации, для чего введены специальные элементы: датчик наличия жидкости в газе и управляемый дросселирующий клапан. Кроме того, диапазон измеряемых дебитов скважин ограничен возможностью расходомеров газа и жидкости.The disadvantage of this method is the need for high-quality separation, for which special elements are introduced: a sensor for the presence of liquid in the gas and a controlled throttle valve. In addition, the range of measured well flow rates is limited by the possibility of gas and liquid flow meters.
Целью настоящего изобретения является устранение перечисленных недостатков, упрощение конструкции устройства и расширение возможностей применения.The aim of the present invention is to remedy these disadvantages, simplifying the design of the device and expanding the possibilities of application.
Поставленная цель достигается описываемым способом определения количества и состава трехкомпонентной продукции нефтяных скважин, включающим подачу ее в герметичную емкость через входной патрубок и периодическое вытеснение порциями через выходной патрубок в измерительную линию и далее в сборный коллектор с возможностью измерения ее массы и объема, причем начало и окончание вытеснения порций производят при заданных пределах перепада давления на измерителе массы и объема, причем при направлении порций продукции скважины из герметичной емкости в измеритель массы производят смешивание ее жидкой и газовой составляющих, пропуская их через нижнюю перфорированную часть выходного патрубка, размещенного вертикально в герметичной емкости.The goal is achieved by the described method for determining the quantity and composition of the three-component production of oil wells, including feeding it into a sealed container through the inlet pipe and periodically displacing it in portions through the outlet pipe into the measuring line and then into the collection manifold with the possibility of measuring its mass and volume, with the beginning and end displacement of portions is carried out at specified pressure drop limits on the mass and volume meter, and when the portions of the production of the well from the tight th capacitance meter in mass produce mixing of its liquid and gaseous components by passing them through a perforated bottom portion outlet disposed vertically in a sealed container.
Кроме того, измерение массы и объема, а также состава продукции скважины (нефти, воды и газа) производят двумя типами измерителей, в том числе измерителем с сужающим устройством и турбинным счетчиком с учетом среднего перепада давления на них при прохождении каждой порции продукции, давления и температуры, а также заложенных в память вычислительного устройства плотностей нефти, воды, газа и среднего перепада давления при тарировке на воде, причем результатом измерений массы и объема продукции считают средние значения, полученные по двум типам измерителей.In addition, the measurement of the mass and volume, as well as the composition of the production of the well (oil, water and gas) is carried out by two types of meters, including a meter with a constricting device and a turbine meter, taking into account the average pressure drop over them during each portion of production, pressure and temperature, as well as the densities of oil, water, gas and the average pressure drop stored in the memory of the computing device when calibrating on water, and the average values obtained from two tons are considered the result of measurements of mass and volume of production ipam meters.
В предлагаемом устройстве для определения количества и состава трехкомпонентной продукции нефтяных скважин, включающем герметичную емкость с входным и выходным патрубками для ввода и вывода продукции скважины, измерительную линию, размещенную после выкидного патрубка, и установленными на ней измерителем массы, датчиками давления и температуры, связанными с вычислительным устройством, причем выкидной патрубок расположен в верхней части герметичной емкости и с одной стороны связан с измерительной линией, а с другой - с перфорированным патрубком, вертикально размещенным внутри герметичной емкости с равномерно расположенными на нем вдоль оси отверстиями в количестве не менее 5 и не более 30 общей площадью большей в 1,2-1,3 раза площади проходного сечения измерителя массы, причем площадь проходного сечения перфорированного патрубка должна быть равной или большей общей площади отверстий патрубка, при этом верхнее отверстие перфарированного патрубка не должно располагаться выше 1/3 общей высоты патрубка, нижний конец которого расположен у днища герметичной емкости, а общий объем емкости не должен быть меньше 1000 доли максимального суточного дебита скважины, подключенной к устройству.In the proposed device for determining the quantity and composition of the three-component production of oil wells, including a sealed container with inlet and outlet pipes for input and output of well products, a measuring line located after the discharge pipe, and installed on it a mass meter, pressure and temperature sensors associated with a computing device, with the discharge pipe located in the upper part of the sealed container and on the one hand connected to the measuring line, and on the other to the perforated a nozzle vertically placed inside a sealed container with holes uniformly located on it along the axis in an amount of not less than 5 and not more than 30 with a total area greater than 1.2-1.3 times the passage area of the mass meter, and the passage area of the perforated nozzle should be equal to or greater than the total area of the nozzle openings, while the upper hole of the perforated nozzle should not be located above 1/3 of the total nozzle height, the lower end of which is located at the bottom of the sealed container, and the total em capacity should not be less than 1000 the share of the maximum daily output of the well is connected to the device.
Кроме того, в устройстве измеритель массы выполнен в виде обратного клапана, который связан с разделительным поршнем, пружиной и постоянным магнитом, размещенными в цилиндре с входным и выходным отверстиями для прохождения продукции скважины и возможностью перемещения вдоль оси цилиндра, а верхняя часть цилиндра снабжена датчиком верхнего положения клапана.In addition, in the device, the mass meter is made in the form of a check valve, which is connected with a dividing piston, a spring and a permanent magnet placed in the cylinder with inlet and outlet openings for the passage of well production and the ability to move along the axis of the cylinder, and the upper part of the cylinder is equipped with an upper sensor valve position.
Кроме того, устройство снабжено еще, по крайней мере, одним измерителем объема и массы, например, турбинного типа с возможностью передачи его показаний в вычислительное устройство и использования для определения массы продукции среднего перепада давления на нем.In addition, the device is equipped with at least one volume and mass meter, for example, of the turbine type, with the possibility of transmitting its readings to a computing device and using it to determine the mass of the product of the average pressure drop across it.
Кроме того, измерительная линия снабжена датчиками давления, размещенными до и после каждого измерителя массы и объема, а датчик температуры размещен перед первым измерителем массы и объема, связанными с вычислительным устройством.In addition, the measuring line is equipped with pressure sensors located before and after each mass and volume meter, and a temperature sensor is placed in front of the first mass and volume meter associated with the computing device.
Кроме того, устройство дополнительно снабжено выкидным патрубком в нижней части емкости, соединенным со сборным коллектором, а так же запорными устройствами в начале и конца измерительной линии.In addition, the device is additionally equipped with a discharge pipe in the lower part of the tank, connected to the collection manifold, as well as locking devices at the beginning and end of the measuring line.
Необходимый технический результат предлагаемого способа и устройства для определения количества и состава трехкомпонентной продукции нефтяных скважин обеспечивается совокупностью существенных отличительных признаков, что свидетельствует о соответствии предлагаемого решения критерию «изобретения».The necessary technical result of the proposed method and device for determining the quantity and composition of the three-component production of oil wells is provided by a combination of significant distinguishing features, which indicates the compliance of the proposed solution with the criterion of "invention".
На чертеже представлена схема устройства для осуществления способа определения количества и состава трехкомпонентной продукции нефтяных скважин, проясняющая предмет изобретения.The drawing shows a diagram of a device for implementing the method of determining the quantity and composition of the three-component production of oil wells, clarifying the subject of the invention.
Устройство состоит из герметичной емкости 1 с входным патрубком 2 и двумя выходными 3 и 18. Верхний выходной патрубок 3 связан с измерительной линией 4 с размещенными на ней измерителем массы и объема 5, датчиками давления 6 и датчиком температуры 7, связанными с вычислительным устройством 8. Внутри емкости размещен перфорированный патрубок 9 с отверстиями 22 на нем, связанный с измерительной линией.The device consists of a sealed container 1 with an inlet pipe 2 and two outlet pipes 3 and 18. The upper outlet pipe 3 is connected to the measuring line 4 with a mass and volume meter 5 placed on it, pressure sensors 6 and a temperature sensor 7 connected to the computing device 8. Inside the tank is placed a perforated pipe 9 with holes 22 on it, connected to the measuring line.
Выходной патрубок расположен в верхней части герметичной емкости, и с одной стороны связан с измерительной линией, а с другой - с перфорированным патрубком, вертикально размещенным внутри герметичной емкости с равномерно расположенными на нем вдоль оси отверстиями в количестве не менее 5 и не более 30 общей площадью большей в 1,2-1,3 раза площади проходного сечения измерителя массы и объема, причем площадь проходного сечения перфорированного патрубка должна быть больше общей площади отверстий патрубка, при этом верхнее отверстие перфорированного патрубка не должно располагаться выше 1/3 общей высоты патрубка, нижний конец которого расположен у днища герметичной емкости, а общий объем емкости не должен быть меньше 1000 доли суточного дебита скважин, подключаемых к устройству.The outlet pipe is located in the upper part of the sealed container, and on the one hand is connected to the measuring line, and on the other hand, to a perforated pipe, vertically placed inside the sealed container with openings equally distributed on it along the axis in an amount of at least 5 and not more than 30 total area a 1.2-1.3 times larger area of the passage section of the mass and volume meter, and the area of the passage section of the perforated pipe should be larger than the total area of the pipe openings, while the upper hole of the perforators nnogo nozzle should not be positioned higher than 1/3 of the total height of the nozzle, the lower end of which is located at the bottom of the hermetic vessel, and the total volume capacity should not be less than 1000 the proportion of the daily production rate of wells connected to the device.
Измеритель массы 5 выполнен в виде обратного клапана 10, который связан с разделительным поршнем 11, пружиной 12 и постоянным магнитом 13, которые размещены в цилиндре с входным отверстием 14 и выходным 15. Верхняя часть цилиндра снабжена датчиком 16 верхнего положения клапана. Измерительная линия снабжена дополнительно турбинным счетчиком объема и массы 17, также связанным с вычислительным устройством. Нижняя часть емкости через патрубок 18 и запорное устройство 19 связано выходной линией 20 со сборным коллектором 21. Такие же запорные устройства размещены в начале и конце измерительной линии 4.The mass meter 5 is made in the form of a check valve 10, which is connected with a separation piston 11, a spring 12 and a permanent magnet 13, which are placed in the cylinder with an inlet 14 and an outlet 15. The upper part of the cylinder is equipped with a sensor 16 for the upper position of the valve. The measuring line is additionally equipped with a turbine volume and mass counter 17, also associated with a computing device. The lower part of the tank through the pipe 18 and the locking device 19 is connected by the output line 20 to the collecting manifold 21. The same locking devices are located at the beginning and end of the measuring line 4.
Устройство работает следующим образом.The device operates as follows.
Продукция скважины поступает через патрубок 2 в герметичную емкость 1, причем, ее газовая составляющая занимает верхнюю часть емкости, а жидкость вместе со свободным и растворенным газом - нижнюю часть. При повышении перепада давления между емкостью и сборным коллектором 21 выше конструктивно заданного измерителем массы и объема значения его клапан 10 переместится в верхнее положение, и продукция скважины через отверстия 22 перфорированного патрубка поступит в измерительную линию 4 и пройдет через измеритель массы и объема 5 и турбинный счетчик 1 в сборный коллектор 21. Продукция скважины, проходя через отверстия перфорированного патрубка, будет перемешиваться, создавая гомогенный поток, поскольку в измерительную линию одновременно будет поступать газ через верхние отверстия и жидкость через нижние, что обеспечит стабильность потока и повысит точность измерения его параметров. Прохождение продукции скважины через измерители будет продолжаться до момента падения перепада давления на измерителе массы и объема до заданного конструктивно нижнего его значения. Клапан перекроет входное отверстие измерителя, и вытеснение продукции из емкости прекратится.Well production enters through the pipe 2 into an airtight container 1, moreover, its gas component occupies the upper part of the tank, and the liquid, together with free and dissolved gas, occupies the lower part. If the pressure drop between the tank and the collecting manifold 21 increases above the value and volume set by the meter, its valve 10 will move to the upper position, and the production of the well through the holes 22 of the perforated nozzle will enter the measuring line 4 and pass through the mass and volume meter 5 and a turbine meter 1 into the collection manifold 21. Well production, passing through the openings of the perforated nozzle, will mix, creating a homogeneous flow, since at the same time there will be gas flows through the upper holes and liquid through the lower ones, which will ensure the stability of the flow and increase the accuracy of measuring its parameters. The passage of the well’s production through the meters will continue until the pressure drop across the mass and volume meter drops to its structurally lower value. The valve will block the inlet of the meter, and the displacement of products from the tank will stop.
Плотность ρ, масса и объем проходящей продукции скважины через измерители массы и объема определяются по их совместным показаниям. Для измерителя массы и объема на базе обратного клапана определение объемной скорости возможно по известной зависимости для сужающих устройств:Density ρ, mass and volume of passing well production through mass and volume meters are determined by their joint readings. For a mass and volume meter based on a non-return valve, the determination of volumetric velocity is possible from the well-known dependence for constricting devices:
Qo=n√2Δp/ρ, л/с,Qo = n√2Δp / ρ, l / s,
где Qo - объемная скорость продукции;where Qo is the volumetric rate of production;
n - коэффициент, учитывающий параметры сужающего устройства;n is a coefficient taking into account the parameters of the constricting device;
Δp - перепад давления в измерителе.Δp is the pressure drop in the meter.
Для турбинного счетчика объема и массы объемная скорость продукции определится следующим образом.For a turbine volume and mass meter, the volumetric production rate is determined as follows.
Определяется объем продукции V и Qo.т. - объемная скорость;The volume of production V and Qo.t. - space velocity;
V=N/K; Qо.т=V/T л/с, кг/с;V = N / K; Qo.t = V / T l / s, kg / s;
где V - объем продукции за время вращения турбинки;where V is the volume of production during the rotation of the turbine;
К - калибровочный коэффициент К=N/л; кгK - calibration factor K = N / l; kg
N - количество импульсов;N is the number of pulses;
Т - время вращения турбинки.T is the rotation time of the turbine.
Определяется плотность продукции путем использования объемной скорости по турбинному счетчику в уравнении для сужающего устройства:The density of products is determined by using the volumetric velocity on a turbine meter in the equation for a constricting device:
ρ=n22Δp/Qо.т, кг/лρ = n 2 2Δp / Qo.t, kg / l
Определив плотность продукции, и зная ее массу М=Qo·ρ и объем V, и с учетом плотности нефти, воды и газа продукции скважины, определяют количество жидкости и газа, а также содержание нефти и воды.Having determined the density of the product, and knowing its mass M = Qo · ρ and the volume V, and taking into account the density of oil, water and gas production wells, determine the amount of liquid and gas, as well as the oil and water content.
Использование предлагаемого изобретения позволит упростить устройство, расширить область его применения и повысить точность измерения продукции скважин.Using the proposed invention will simplify the device, expand its scope and improve the accuracy of measurement of well production.
Claims (7)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2007118142/03A RU2436950C2 (en) | 2007-05-16 | 2007-05-16 | Procedure for determination of quantity and composition of three-component product of oil wells and device for its implementation |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2007118142/03A RU2436950C2 (en) | 2007-05-16 | 2007-05-16 | Procedure for determination of quantity and composition of three-component product of oil wells and device for its implementation |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2007118142A RU2007118142A (en) | 2008-11-27 |
| RU2436950C2 true RU2436950C2 (en) | 2011-12-20 |
Family
ID=45404510
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2007118142/03A RU2436950C2 (en) | 2007-05-16 | 2007-05-16 | Procedure for determination of quantity and composition of three-component product of oil wells and device for its implementation |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2436950C2 (en) |
-
2007
- 2007-05-16 RU RU2007118142/03A patent/RU2436950C2/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. * |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2007118142A (en) | 2008-11-27 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN107083950B (en) | Calibration system and calibration method based on weighing type single well metering device | |
| CN201265406Y (en) | Oil well two-chamber weighing type full-automatic three-phase metering device | |
| RU2299322C1 (en) | Method for oil and gas-condensate well production measurement in air-tight oil collection systems | |
| CN205558891U (en) | Binary formula oil well three -phase automatic measurement ware | |
| RU2009112210A (en) | METHOD FOR PREPARING AND MEASURING DEBIT OF OIL WELL PRODUCTS AND DEVICE FOR ITS IMPLEMENTATION (OPTIONS) | |
| RU2386811C1 (en) | Adaptive method of definition of residual (free) gas content at group gage units | |
| US6257070B1 (en) | Method and apparatus for determining real time liquid and gas phase flow rates | |
| RU76070U1 (en) | DEVICE FOR MEASURING OIL WELL PRODUCTS | |
| RU2396427C2 (en) | Method for determination of water cuttings of oil well production "ohn++" | |
| CN201983839U (en) | Combined-type standard weighing container used for liquid flow standard calibrating device | |
| CN109966576A (en) | The equipment for extracorporeal circulation of blood with weight balancing and ultrafiltration possibility | |
| RU2436950C2 (en) | Procedure for determination of quantity and composition of three-component product of oil wells and device for its implementation | |
| CN108507648A (en) | Continuous weighing metering device | |
| RU155020U1 (en) | INSTALLATION FOR MEASURING THE DEBIT OF OIL WELL PRODUCTS | |
| RU168317U1 (en) | INSTALLATION FOR MEASURING OIL WELL PRODUCTS | |
| CN201212393Y (en) | Weighing type oil well metering device | |
| US5092181A (en) | Method and apparatus for measuring gas flow using bubble volume | |
| RU2401384C2 (en) | Method of measuring oil well products and device to this end | |
| RU2131027C1 (en) | Device for measuring production rate of oil wells | |
| RU2340772C2 (en) | Method of evaluation of water cuttings of well production of oil wells "охн+" | |
| RU2220282C1 (en) | Process measuring production rate of oil wells in systems of sealed gathering and gear for its implementation | |
| RU2552563C1 (en) | Portable metering station of extracted well liquid | |
| RU2057922C1 (en) | Set for measuring productivity of wells | |
| CN208203250U (en) | High-precision CO2 drives frothy crude oil metering device under high gas-liquid ratio operating condition | |
| CN206114024U (en) | Novel three -phase measurement device |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20130517 |