RU2439316C2 - Measurement method of oil and associated gas flow rates in oil wells - Google Patents
Measurement method of oil and associated gas flow rates in oil wells Download PDFInfo
- Publication number
- RU2439316C2 RU2439316C2 RU2010113177/03A RU2010113177A RU2439316C2 RU 2439316 C2 RU2439316 C2 RU 2439316C2 RU 2010113177/03 A RU2010113177/03 A RU 2010113177/03A RU 2010113177 A RU2010113177 A RU 2010113177A RU 2439316 C2 RU2439316 C2 RU 2439316C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- separator
- gas
- flow rates
- associated gas
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Sampling And Sample Adjustment (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для измерения продукции нефтяных скважин.The invention relates to the oil industry and can be used to measure the production of oil wells.
Для измерения газожидкостного потока нефтяной скважины известен способ, согласно которому периодически изменяют направление подачи измеряемого потока в замерную камеру, выполненную из двух вертикально установленных герметичных цилиндров, соединенных между собой в верхней части трубопроводом, определяют время заполнения и время опорожнения цилиндров, по которым определяют дебиты жидкости и газа /1/. Недостатком такого способа является низкая точность измерения дебитов из-за перемешивания газожидкостной смеси при ее поступлении в герметичные цилиндры и ухудшение сепарации свободного газа из нефти в этот же период.To measure the gas-liquid flow of an oil well, a method is known according to which the flow direction of the measured flow is periodically changed into a metering chamber made of two vertically mounted tight cylinders interconnected in the upper part by a pipeline, the filling time and the emptying time of the cylinders are determined, by which the liquid flow rates are determined and gas / 1 /. The disadvantage of this method is the low accuracy of the measurement of flow rates due to mixing of the gas-liquid mixture when it enters the sealed cylinders and the deterioration of the separation of free gas from oil in the same period.
Наиболее близким к предлагаемому изобретению является способ периодического отбора нефти и воды из сепарационной емкости с помощью устройства, описанного в /2/.Closest to the proposed invention is a method of periodic selection of oil and water from a separation tank using the device described in / 2 /.
Поступающая в сепаратор газоводонефтяная смесь расслаивается на газ, нефть и воду. На границе «нефть-вода» расположен сферический поплавок промежуточной плотности. При накоплении водной фазы в сепараторе уровень раздела нефть-вода поднимается и нефть уходит через верхнюю отводную линию в напорную сеть. При достижении верхнего заданного положения поплавок перекрывает доступ нефти в отводную линию и возросшее сразу же давление в сепараторе переключит двухсторонний поршень переключателя потока в другое положение, при котором начнется отвод из сепаратора водной фазы через нижнюю отводную линию. Накопление нефти в сепараторе приведет к снижению уровня «нефть-вода» и при достижении поплавком крайнего нижнего положения произойдет переключение двустороннего поршня на откачку нефти и т.д.The oil-gas mixture entering the separator is stratified into gas, oil and water. At the oil-water interface is a spherical float of intermediate density. With the accumulation of the aqueous phase in the separator, the oil-water separation level rises and the oil flows through the upper discharge line to the pressure network. When the upper preset position is reached, the float closes the oil access to the bypass line and the pressure immediately increased in the separator will switch the two-sided piston of the flow switch to another position at which the discharge from the water phase separator through the lower bypass line will begin. The accumulation of oil in the separator will lead to a decrease in the oil-water level, and when the float reaches its lowest position, the two-sided piston switches to pumping oil, etc.
Недостатком способа является сложность достижения четкого уровня раздела фаз при одновременных процессах поступления смеси в сепаратор и разделения ее на фазы, что приводит к нарушениям в работе переключателя потока.The disadvantage of this method is the difficulty of achieving a clear level of phase separation with simultaneous processes of the mixture entering the separator and dividing it into phases, which leads to disruptions in the operation of the flow switch.
Целью предлагаемого изобретения является повышение точности измерения дебитов нефти и газа добывающих скважин.The aim of the invention is to increase the accuracy of the measurement of oil and gas production wells.
Поставленная цель достигается тем, что в известном способе замера дебитов нефти и газа, включающем поступление добываемой продукции из колонны насосно-компрессорных труб в сепаратор, разделение продукции в сепараторе на газ и нефть, последовательный отбор из сепаратора нефти и газа и их замер по времени соответственно наполнения и опорожнения измерительной части сепаратора, осуществляемый с помощью поплавка и переключателя потоков, в период замеров осуществляют отбор отсепарированного на приеме глубинного насоса газа из затрубного пространтсва скважины и направляют его непосредственно в газовую полость сепаратора.This goal is achieved by the fact that in the known method of measuring oil and gas production, including the flow of produced products from the tubing string into the separator, the separation of products in the separator into gas and oil, sequential selection from the oil and gas separator and their measurement in time, respectively filling and emptying the measuring part of the separator, carried out using a float and a flow switch, during the measurement period, the gas separated from the annulus ostrantsva well and send it directly to the gas space of the separator.
На фиг.1 и 2 представлены схемы реализации способа. В скважину 1 спущен насос (не показан), напорная часть которого сообщена с колонной насосно-компрессорных труб 2.Figure 1 and 2 presents a diagram of the implementation of the method. A pump (not shown) was launched into the well 1, the pressure part of which is in communication with the tubing string 2.
На выходе из скважины колонна насосно-компрессорных труб (НКТ) 2 имеет задвижку 3, к которой подходит линия 4, соединяющая ее с сепаратором 5. Затрубное пространство скважины 1 через задвижку 6 и линию 7 сообщено с верхней частью сепаратора 5. Внутри сепаратора размещена вертикальная перфорированная труба 8 с поплавком 9 внутри и посадочными седлами 10 и 11. Верхняя часть трубы 8 с помощью верхней отводной линии 12 сообщена с правой частью переключателя потоков 13, а нижняя часть трубы 8 с помощью нижней отводной линии 14 сообщена с левой частью переключателя потоков 13. Переключатель потоков 13 выполнен в виде цилиндра, внутри которого помещен двусторонний поршень с левой 15 и правой 16 частями с проходными отверстиями в них и глухой перегородкой 17. В торцевых частях переключателя 13 расположены постоянные магниты 18 и 19 кольцевой формы. Переключатель потоков 13 с помощью линии 20 соединен через задвижку 21 с выкидным коллектором 22 скважины. Перед задвижкой 3 на колонне труб 2 установлена задвижка 23, сообщающая НКТ с коллектором 22 через трубопровод 24. Между задвижками 21 и 23 расположена разрывная задвижка 25.At the exit from the well, the tubing string 2 has a valve 3, which is connected to a line 4 connecting it to the separator 5. The annular space of the well 1 through the valve 6 and line 7 is communicated with the upper part of the separator 5. Inside the separator, a vertical the perforated pipe 8 with the float 9 inside and the seat saddles 10 and 11. The upper part of the pipe 8 is connected to the right side of the
Способ осуществляется следующим образом.The method is as follows.
При отсутствии измерения дебитов пластовой нефти и газа продукция непосредственно откачивается в коллектор 22 через НКТ (2), открытые задвижки 23, 25 и линию 24. При этом задвижки 3, 6, 21 остаются закрытыми.In the absence of measurement of production oil and gas production rates, the product is directly pumped to the collector 22 through tubing (2), open valves 23, 25 and line 24. At the same time, valves 3, 6, 21 remain closed.
В режиме измерения дебитов жидкости и газа продукция из НКТ 2 через открытую задвижку 3 и линию 4 поступает в сепаратор 5. Задвижки 6 и 21 открываются, а разрывная задвижка 25 закрывается. В сепараторе 5 из пластовой нефти сепарируется остаточное количество свободного газа. В газовую часть сепаратора при этом одновременно подводится отсепарированная на приеме насоса основная часть свободной газовой фазы через открытую задвижку 6 и линию 7. Накопление нефти в сепараторе приводит к подъему уровня «нефть-газ» в сепараторе. За этим уровнем следует поплавок 9. В этот период газовая фаза через линию 12, отверстие в правой части 16 двусторонненого поршня переключателя 13 поступает в линию 20 и далее в коллектор 22. В этот же период осуществляется замер времени заполнения измерительной части сепаратора 5 жидкостью, которое далее переводится в дебит скважины по жидкости.In the mode of measuring the flow rates of liquid and gas, the product from the tubing 2 through the open valve 3 and line 4 enters the separator 5. The valves 6 and 21 open and the burst valve 25 closes. In the separator 5 from the reservoir oil, the residual amount of free gas is separated. In this case, the main part of the free gas phase, separated at the pump intake, is simultaneously fed into the gas part of the separator through the open valve 6 and line 7. The accumulation of oil in the separator leads to an increase in the oil-gas level in the separator. This level is followed by a float 9. During this period, the gas phase passes through line 12, the hole in the right-
После того, как поплавок 9 достигнет верхнего крайнего положения и перекроет собой посадочное седло 10, доступ газа в линию 12 прекратится и в сепараторе 5 скачкообразно повысится давление. Это давление заставит двусторонний поршень переместиться в крайнее правое положение, открыв доступ жидкости в линию 20 через нижний отвод 14 и левую часть 15 поршня. При этом начнется цикл опорожнения сепаратора и по времени опорожнения измерительной части сепаратора рассчитывают дебит газа скважины при давлении коллектора. Поплавок 9, достигнув нижнего положения, перекроет седло 11 и прекратит доступ жидкости в линию 20. Возникшее давление в сепараторе через линию 12 заставит переместиться двусторонний поршень в крайнее левое положение и т.д.After the float 9 reaches the upper extreme position and blocks the landing seat 10, the gas access to the line 12 will stop and the pressure in the separator 5 will increase stepwise. This pressure will cause the two-sided piston to move to the extreme right position, allowing fluid to enter
Снабжение переключателя постоянными магнитами позволяет фиксировать двусторонний поршень только в двух крайних положениях.The supply of the switch with permanent magnets allows the two-sided piston to be fixed in only two extreme positions.
Поступление значительного (более 50%) количества уже отсепарированного попутного газа из затрубного пространства в газовую часть сепаратора 5 позволяет снизить нагрузку сепаратора по газу, т.е. облегчить и улучшить разделение продукции скважины на жидкость и газ, получить более четкую границу раздела, обеспечить четкость работы переключателя потока и повысить точность измерения дебитов.The receipt of a significant (more than 50%) amount of already-associated associated gas from the annulus into the gas part of the separator 5 allows to reduce the gas separator load, i.e. facilitate and improve the separation of well production into liquid and gas, obtain a clearer interface, ensure the accuracy of the flow switch and increase the accuracy of flow rates measurement.
Технико-экономическим преимуществом способа является возможность уменьшения объема сепаратора в связи со снижением нагрузки по газу.The technical and economic advantage of the method is the possibility of reducing the volume of the separator in connection with a decrease in gas load.
ЛитератраLiterature
1. Патент РФ №1777446, кл. G01F 3/18, 1993 г.1. RF patent No. 1777446, cl. G01F 3/18, 1993
2. Авторское свидетельство СССР №1725955, кл. В01D, 19/00, 1987 г.2. USSR author's certificate No. 1725955, cl. B01D, 19/00, 1987
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2010113177/03A RU2439316C2 (en) | 2010-04-05 | 2010-04-05 | Measurement method of oil and associated gas flow rates in oil wells |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2010113177/03A RU2439316C2 (en) | 2010-04-05 | 2010-04-05 | Measurement method of oil and associated gas flow rates in oil wells |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2010113177A RU2010113177A (en) | 2011-10-10 |
RU2439316C2 true RU2439316C2 (en) | 2012-01-10 |
Family
ID=44804774
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2010113177/03A RU2439316C2 (en) | 2010-04-05 | 2010-04-05 | Measurement method of oil and associated gas flow rates in oil wells |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2439316C2 (en) |
Cited By (9)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN103397868A (en) * | 2013-07-24 | 2013-11-20 | 濮阳泰和油气工程有限公司 | Skid-mounted integrated process device for coal bed gas drainage and production wells and method for applying skid-mounted integrated process device |
CN103867185A (en) * | 2014-04-09 | 2014-06-18 | 习小铁 | Gas and liquid two-phase-element flow meter special for pumping unit |
CN105888643A (en) * | 2016-05-26 | 2016-08-24 | 中石化重庆涪陵页岩气勘探开发有限公司 | Automatic gas well produced-water discharging and metering system and application method thereof |
RU2608642C1 (en) * | 2015-12-30 | 2017-01-24 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Тюменский индустриальный университет" (ТИУ) | Method of measuring well flow rate |
RU2632797C1 (en) * | 2016-07-06 | 2017-10-09 | Ильдар Зафирович Денисламов | Method of determining volume of hydrocarbons losses in wells |
RU2658699C1 (en) * | 2017-07-18 | 2018-06-22 | Мурад Давлетович Валеев | Method of measuring the production of the oil well |
RU2661209C1 (en) * | 2017-07-31 | 2018-07-13 | Мурад Давлетович Валеев | Method of the oil well oil, gas and water productions measurement |
RU2677725C1 (en) * | 2017-10-10 | 2019-01-21 | Валеев Мурад Давлетович | Oil, gas and water in oil deposits wells flow rates measuring method |
RU2781205C1 (en) * | 2022-05-04 | 2022-10-07 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Method for measuring oil well production |
-
2010
- 2010-04-05 RU RU2010113177/03A patent/RU2439316C2/en not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (2)
Title |
---|
Г.С.АБРАМОВ и др. Гидростатический метод учета продукции нефтяных скважин. НТЖ "Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности". - М.: "ОАО ВНИИОЭНГ", №9, 2004 г., с.8-9. * |
ИСАКОВИЧ Р.Я. и др. Автоматизация производственных процессов нефтяной и газовой промышленности. - М.: Недра, 1983, с.314-344. * |
Cited By (9)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN103397868A (en) * | 2013-07-24 | 2013-11-20 | 濮阳泰和油气工程有限公司 | Skid-mounted integrated process device for coal bed gas drainage and production wells and method for applying skid-mounted integrated process device |
CN103867185A (en) * | 2014-04-09 | 2014-06-18 | 习小铁 | Gas and liquid two-phase-element flow meter special for pumping unit |
RU2608642C1 (en) * | 2015-12-30 | 2017-01-24 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Тюменский индустриальный университет" (ТИУ) | Method of measuring well flow rate |
CN105888643A (en) * | 2016-05-26 | 2016-08-24 | 中石化重庆涪陵页岩气勘探开发有限公司 | Automatic gas well produced-water discharging and metering system and application method thereof |
RU2632797C1 (en) * | 2016-07-06 | 2017-10-09 | Ильдар Зафирович Денисламов | Method of determining volume of hydrocarbons losses in wells |
RU2658699C1 (en) * | 2017-07-18 | 2018-06-22 | Мурад Давлетович Валеев | Method of measuring the production of the oil well |
RU2661209C1 (en) * | 2017-07-31 | 2018-07-13 | Мурад Давлетович Валеев | Method of the oil well oil, gas and water productions measurement |
RU2677725C1 (en) * | 2017-10-10 | 2019-01-21 | Валеев Мурад Давлетович | Oil, gas and water in oil deposits wells flow rates measuring method |
RU2781205C1 (en) * | 2022-05-04 | 2022-10-07 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Method for measuring oil well production |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
RU2010113177A (en) | 2011-10-10 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2439316C2 (en) | Measurement method of oil and associated gas flow rates in oil wells | |
RU2630490C1 (en) | Pumping plant for gas withdrawal from annular space in oil well | |
RU2504653C1 (en) | Method of defining oil associated gas and water discharge | |
RU2009112210A (en) | METHOD FOR PREPARING AND MEASURING DEBIT OF OIL WELL PRODUCTS AND DEVICE FOR ITS IMPLEMENTATION (OPTIONS) | |
CN103089204B (en) | Double-coal-bed layered pressure control device combining coal discharging and coal mining | |
RU136082U1 (en) | INSTALLATION OF PREPARATION AND INJECTION OF A FINE DISPERSED WATER-GAS MIXTURE (MDVHS) IN A PLAST | |
CN201635722U (en) | Single-well three-phase automatic metering device of oil field | |
CN103822672A (en) | Constant-volume tube piston type oil, gas and water three-phase flow meter on basis of gas and liquid pre-separation and measuring method | |
CN102808609B (en) | U-shaped tubular single well producing rate metering device | |
RU76070U1 (en) | DEVICE FOR MEASURING OIL WELL PRODUCTS | |
RU2516093C1 (en) | Station for transfer and separation of multiphase mix | |
RU126802U1 (en) | MULTI-PHASE MIXTURE TRANSMISSION AND SEPARATION STATION | |
CN208223595U (en) | Gas well three phase metering separation control system | |
CN103835696A (en) | Single-well metering device | |
CN208292952U (en) | A kind of oil field gas degreasing unit | |
CN209385266U (en) | Unidirectional repairing metering valve | |
CN108709842B (en) | Oil-water separation metering method and device | |
CN106669478A (en) | Quantitative dosing and dilution device and method at wellhead of oil field | |
RU2460007C1 (en) | Pump station for pumping of multi-component gas-containing medium | |
RU95756U1 (en) | Borehole PUMP PUMP UNIT FOR SIMULTANEOUS-SEPARATE OIL PRODUCTION FROM TWO LAYERS | |
CN203374270U (en) | Plunger oil well weighing flow meter | |
RU2779520C1 (en) | Method for measuring well production with low gas content | |
RU2798181C1 (en) | Method for measuring multi-phase product of an oil well | |
RU2793784C1 (en) | Method for operating a group of oil wells | |
RU2503805C1 (en) | Method for inter-well fluid pumping |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20120406 |
|
NF4A | Reinstatement of patent |
Effective date: 20150420 |
|
PD4A | Correction of name of patent owner | ||
PC41 | Official registration of the transfer of exclusive right |
Effective date: 20160531 |
|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20170406 |