RU2552563C1

RU2552563C1 - Portable metering station of extracted well liquid

Info

Publication number: RU2552563C1
Application number: RU2014112663/03A
Authority: RU
Inventors: Рустам Расимович Ахметзянов; Александр Адольфович Жильцов; Мизхат Гильметдинович Гиздатуллин; Альберт Фатхелович Каримов; Виктор Альфредович Алабужев
Original assignee: Общество с ограниченной ответственностью "ТАТИНТЕК" (ООО "ТАТИНТЕК")
Priority date: 2014-04-01
Filing date: 2014-04-01
Publication date: 2015-06-10

Abstract

FIELD: oil and gas industry.SUBSTANCE: portable metering station of the extracted well liquid includes a vertically installed cylindrical housing that is stepped and composite - upper and lower, which are fixed with a flange connection. In the upper part of the housing there installed is a separating element - hydraulic cyclone provided with a mist eliminator. A gas control valve is installed above the mist eliminator and interconnected with a gas outlet branch pipe. The latter is interconnected with a gas line with connected measuring instruments - a pressure sensor, a pressure gauge and a weight gauge. An inlet liquid branch pipe is interconnected tangentially with the hydraulic cyclone. An outlet liquid line is provided with a mass meter, a moisture meter and a sampling unit, one of which has manual control. A temperature sensor, an information collection and storage unit, which is electrically connected to the measuring instruments, as well as a drain branch pipe with shutoff valves. The gas control valve operates for closing with a pusher of a float stem, which is installed in a sleeve, with a cone-shaped cover plate mounted concentrically and with a gap inside the lower housing. In the sleeve walls on the level of the cover plate base there are side openings connecting the cavity of the hydraulic cyclone to the cavity of the lower housing. Each of the gas and liquid outlet lines in the zone of interaction with a common manifold is provided with check valves.EFFECT: improvement of operating characteristics.4 cl, 4 dwg

Description

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, в частности к переносным поверочным установкам для оперативного измерения дебита скважинной продукции, объема свободного газа, температуры, давления, содержания воды в нефти, а также для контроля состава продукции скважины.The invention relates to the field of the oil and gas industry, in particular to portable calibration facilities for the operational measurement of the production rate of a well, the volume of free gas, temperature, pressure, water content in oil, as well as for controlling the composition of a well’s production.

Известен способ определения дебита жидкости и газа в продукции скважин (см. описание к а.с. №1680966, МПК Е21В 47/10, опубл. в бюл. №36, 30.09.91 г.), в котором описана и конструкция установки для осуществления способа. Установка содержит сепаратор, переключатель продукции скважины, программно-управляемое весоизмерительное устройство с датчиками, управляемые отсекающие клапаны, устройство определения расхода, линию поступления газа и жидкости, общий коллектор, счетчик-расходомер, манометр и термометр.A known method for determining the flow rate of liquid and gas in the production of wells (see description to AS No. 1680966, IPC Е21В 47/10, published in Bulletin No. 36, 09/30/91), which describes the design of the installation for the implementation of the method. The installation comprises a separator, a well production switch, a software-controlled weight measuring device with sensors, controlled shut-off valves, a flow detection device, a gas and liquid supply line, a common collector, a flow meter, a manometer and a thermometer.

Способ с использованием упомянутой установки предусматривает разделение газожидкостной смеси (ГЖС) в сепарационной емкости и ее вытеснение под давлением, измерение периодов накопления и вытеснения.The method using the said installation involves the separation of a gas-liquid mixture (GHS) in a separation vessel and its displacement under pressure, measuring the periods of accumulation and displacement.

Известна также установка для сбора и измерения продукции нефтяных скважин (см. описание к а.с. №1652521, МПК⁵ Е21В 47/00, G01F, опубл. в бюл. №20, 30.05.91 г.), содержащая емкость, установленную горизонтально на измерителях массы, снабженную бесконтактными датчиками уровня жидкости. По центру тяжести емкости размещена грузоприемная площадка. Трубопроводы для газожидкостной смеси, жидкости и газа, установлены на отдельных, регулируемых по высоте опорах и снабжены пробоотборными устройствами. На газовом трубопроводе установлен фильтр-каплеуловитель, опирающийся на емкость через датчик массы.Also known installation for collecting and measuring the production of oil wells (see description to AS No. 1652521, IPC ⁵ ЕВВ 47/00, G01F, published in Bulletin No. 20, 05/30/91,), containing a tank installed horizontally on mass meters, equipped with non-contact liquid level sensors. At the center of gravity of the tank is a cargo reception platform. Pipelines for gas-liquid mixture, liquid and gas are installed on separate, height-adjustable supports and are equipped with sampling devices. A filter drop eliminator is installed on the gas pipeline, which is supported by a container through a mass sensor.

Известная установка работает следующим образом. По программе, заданной вычислительным устройством, продукция одной скважины через клапан и трубопровод поступает в емкость. Газ через фильтр-каплеуловитель, измеритель объема и клапан поступает в общий коллектор. При достижении верхнего уровня открывается клапан и жидкость вытесняется из емкости через плотномер в общий коллектор. При этом вычислительное устройство определяет среднее значение расхода жидкости и газа за время измерения температуры, давления, плотности жидкости. В период отключения установки от потока продукции производят градуировку емкости при помощи образцовых гирь, которые устанавливают на грузоподъемную площадку.Known installation works as follows. According to the program specified by the computing device, the production of one well through a valve and pipeline enters the tank. Gas through the filter drip trap, volume meter and valve enters the common manifold. When the upper level is reached, the valve opens and the liquid is forced out of the tank through the densitometer into the common collector. In this case, the computing device determines the average value of the flow rate of the liquid and gas during the measurement of temperature, pressure, fluid density. During the period when the installation is disconnected from the product flow, the tanks are calibrated using standard weights, which are installed on the load-lifting platform.

Общим недостатком вышеприведенных известных установок является сложность конструкции, большая металлоемкость, а также недостаточная точность измерения газа, поскольку не учитывается обводненность продукции до и в процессе сепарации.A common disadvantage of the above known installations is the design complexity, high metal consumption, as well as insufficient gas measurement accuracy, since the water cut of the product before and during the separation process is not taken into account.

Известно также устройство для измерения дебита нефтяных скважин (см. описание к А.с. №1553661, МПК⁵ Е21В 47/00, опубл. в бюл. №12, 30.03.90 г.), содержащее вертикально установленный цилиндрический корпус, впускную жидкостную линию, соединенную с гидроциклоном через патрубок для тангенциального ввода продукции скважины, выходной патрубок газа с клапаном - регулятором газа.A device for measuring the flow rate of oil wells is also known (see description to A.S. No. 1553661, IPC ⁵ Е21В 47/00, published in Bulletin No. 12, March 30, 90), containing a vertically mounted cylindrical housing, inlet liquid a line connected to the hydrocyclone through a pipe for tangential input of well production, a gas outlet pipe with a gas control valve.

Работа устройства (установки) по определению компонентов продукции скважины - газа, нефти, воды, дебита осуществляется микропроцессором по заранее заданной программе по полученной информации от датчиков давления, температуры, уровнемеров.The operation of the device (installation) to determine the components of the well production - gas, oil, water, flow rate is carried out by the microprocessor according to a predetermined program according to the information received from pressure sensors, temperature sensors, level meters.

Известное устройство по технической сущности более близко к предлагаемому объекту и может быть принято в качестве прототипа.The known device in technical essence is closer to the proposed object and can be adopted as a prototype.

Недостатком его является ненадежность работы и как следствие низкая достоверность получаемых значений о компонентах ГЖС и дебита. Объясняется это тем, что поток газа, идущий по газовой линии, поток дегазированной нефти, частично попадая в газовую линию и оказывая противодавление, вынуждают датчики подавать искаженные сигналы, в результате чего не обеспечивается достаточная точность измерений.Its disadvantage is the unreliability of work and, as a consequence, the low reliability of the obtained values about the components of the GHS and the flow rate. This is explained by the fact that the gas stream flowing along the gas line, the stream of degassed oil, partially falling into the gas line and exerting counter-pressure, force the sensors to give distorted signals, as a result of which sufficient measurement accuracy is not ensured.

Технической задачей настоящего изобретения является повышение надежности работы установки и получение достоверной информации о значениях параметров и компонентов добываемой скважиной жидкости и ее дебита.The technical task of the present invention is to increase the reliability of the installation and obtain reliable information about the values of the parameters and components of the produced well fluid and its flow rate.

Поставленная техническая задача решается описываемой переносным узлом учета добываемой скважинной жидкости, включающим вертикально установленный цилиндрический корпус с установленным внутри гидроциклоном, впускной жидкостный патрубок, сообщенный тангенциально с гидроциклоном, газовую линию, выпускной патрубок газа, сообщенный с клапаном - регулятором газа, выпускную жидкостную линию, датчики давления и температуры, блок сбора и хранения информации, электрически связанный с измерительными приборами, а также сливной патрубок с запорной арматуройThe stated technical problem is solved by the described portable metering unit for produced well fluid, including a vertically mounted cylindrical body with a hydrocyclone installed inside, an inlet fluid pipe connected tangentially with a hydrocyclone, a gas line, a gas outlet pipe in communication with a gas regulator valve, a liquid outlet line, sensors pressure and temperature, an information collection and storage unit, electrically connected to measuring instruments, as well as a drain pipe with a lock reinforcement

Новым является то, что корпус выполнен ступенчатым и составным - верхний и нижний, скрепленные фланцевым соединением, в верхнем из которых с меньшей ступенью установлен с сепарирующим элементом гидроциклон, снабженный каплеотбойником, а клапан регулятор газа вмонтирован внутри корпуса над каплеотбойником, работающий на закрытие толкателем штока поплавка, установленного в гильзе с конически выполненной крышкой, и вмонтированной концентрически и с зазором внутри нижнего корпуса большей ступенью, и сообщена с ним нижним открытым концом, в стенках гильзы на уровне основания крышки выполнены боковые окна, сообщающие полость гидроциклона с полостью нижнего корпуса, выпускные линии газа и жидкости дополнительно снабжены массомерами, а выпускная гидролиния - влагомером и пробоотборниками, один из которых с ручным управлением, при этом газовая линия дополнительно снабжена манометром, причем каждая из выпускных линий газа и жидкости в зоне сообщения с общим коллектором снабжены обратными клапанами.What is new is that the casing is made stepwise and integral - the upper and lower, fastened by a flange connection, in the upper of which a cyclone equipped with a droplet separator is installed with a separating element with a separating element, and the gas regulator valve is mounted inside the case above the droplet eliminator, working to close the rod pusher a float installed in a sleeve with a conically shaped cover, and mounted concentrically and with a gap inside the lower case with a larger step, and communicated with it with a lower open end, the walls of the liner at the level of the base of the cover have side windows communicating the hydrocyclone cavity with the cavity of the lower body, the outlet lines of gas and liquid are additionally equipped with mass meters, and the outlet hydroline is equipped with a moisture meter and samplers, one of which is manually controlled, while the gas line is additionally equipped with a manometer, moreover, each of the outlet lines of gas and liquid in the communication zone with a common manifold is equipped with check valves.

Переносной узел отличается также и тем, что сепарирующий элемент гидроциклона вмонтирован на полом сердечнике и выполнен в виде спиралевидного желоба.The portable unit is also characterized in that the separating element of the hydrocyclone is mounted on a hollow core and made in the form of a spiral groove.

Переносной узел отличается также и тем, что шток поплавка установлен с возможностью осевого перемещения в полом сердечнике желоба.The portable unit is also characterized in that the rod of the float is mounted with the possibility of axial movement in the hollow core of the gutter.

Другим отличием переносного узла является также и то, что в качестве блока сбора и хранения информации, поступающих из измерительных приборов, выбран контроллер.Another difference of the portable unit is also the fact that the controller is selected as a unit for collecting and storing information from measuring instruments.

Патентные исследования ретроспективностью в 20 лет для установления технического уровня и предварительного определения новизны заявляемого объекта проводились по патентному фонду института «ТатНИПИнефть».Patent studies in retrospect in 20 years to establish the technical level and preliminary determine the novelty of the claimed object were carried out by the patent fund of the TatNIPIneft Institute.

Анализ известных технических решений в данной области техники показал, что заявляемое техническое решение имеет признаки, которые отсутствуют в аналогах, а их использование в заявляемой совокупности существенных признаков позволяют получить новый технический результат. Следовательно, можно предположить, что заявляемые технические решения соответствуют условиям патентоспособности «новизна» и «изобретательский уровень».An analysis of the known technical solutions in this technical field showed that the claimed technical solution has features that are not in the analogues, and their use in the claimed combination of essential features allows to obtain a new technical result. Therefore, we can assume that the claimed technical solutions meet the conditions of patentability "novelty" and "inventive step".

Представленные рисунки поясняют суть изобретения, где на фиг.1 изображен общий вид предлагаемого переносного узла, где видны составной двухступенчатый корпус - верхний и нижний, скрепленные фланцевым соединением, массомеры и обратные клапана на газовой и гидролинии, влагомер, пробоотборники, датчики давления и температуры, впускной патрубок и сливной патрубок с запорной арматурой.The presented drawings explain the essence of the invention, where Fig. 1 shows a general view of the proposed portable unit, where a composite two-stage housing is visible - upper and lower, fastened with a flange connection, mass meters and check valves on the gas and hydraulic lines, moisture meter, samplers, pressure and temperature sensors, inlet pipe and drain pipe with stop valves.

На фиг.2 - вид на I фиг.1, в продольном разрезе, где видны гидроциклон с каплеотбойником, клапан-регулятора газа, манометр, датчик давления, сепарирующий элемент гидроциклона в виде спиралевидного желоба, смонтированного на полом стержне, а также гильза нижнего корпуса, внутри которого установлен поплавок со штоком, пропущенным через полый стержень желоба.In Fig.2 is a view in I of Fig.1, in a longitudinal section, where a hydroclone with a droplet eliminator, a gas regulating valve, a pressure gauge, a pressure sensor, a hydrocyclone separating element in the form of a spiral groove mounted on a hollow rod, and also a sleeve of the lower case are visible inside which a float is installed with a rod passed through the hollow rod of the gutter.

На фиг.3 - вид на II фиг.2, клапан регулятор газа, в продольном разрезе, где видны запорный элемент клапана, часть штока и толкатель.Figure 3 is a view of II of figure 2, the gas regulator valve, in longitudinal section, where the valve locking element, part of the stem and pusher are visible.

На фиг.4 - вид А-А на фиг.2, где видна верхняя поверхность верхнего фланца и болты фланцевого соединения, а также впускной жидкостный патрубок для тангенциального ввода добываемой скважиной жидкости в гидроциклон.Figure 4 - view aa in figure 2, where the upper surface of the upper flange and bolts of the flange connection are visible, as well as the fluid inlet pipe for the tangential entry of the liquid produced by the well into the hydrocyclone.

Переносной узел учета добываемой скважинной жидкости содержит вертикально установленный на основании 1 с помощью опор 2 (см. фиг.1) цилиндрический корпус, выполненный ступенчатым и составным - из верхнего и нижнего корпусов 3 и 4 соответственно, скрепленные фланцевым соединением, и с приваренными монтажными ушками 5 к верхнему фланцу 6. Внутри верхнего корпуса 3 с меньшей ступенью (см. фиг.2) с зазором 7 концентрично и герметично установлен гидроциклон 8 (см. фиг.2 и 4) с каплеотбойником 9 в верхней части и сепарирующим элементом в виде спиралевидного желоба 10 для выделения свободного газа из ГЖС-добываемой скважинной жидкости, вводимая туда тангенциально с помощью впускного патрубка 11, пропущенного через стенку верхнего корпуса 3 и стенку гидроциклона 8. Внутри корпуса 3 над каплеотбойником 9 установлен клапан 12 - регулятор газа (см фиг.2 и 3), сообщенный выпускным патрубком 13 газа, сообщенным в свою очередь с газовой линией 14 (см. фиг.1), снабженной датчиком давления 15, манометром 16, массомером 17 (расходомером), и сообщенной в свою очередь через обратный клапан 18 с общим коллектором 19. Нижний корпус 4 (см. фиг.2) с большей ступенью, являющийся накопительной емкостью жидкой фазы, снабжен концентрично и с зазором установленной гильзой 20 с открытым нижним концом и закрытой сверху крышкой 21 конической формы. Внутри упомянутой гильзы 20 установлен поплавок 22 со штоком 23 (см. фиг.3), пропущенным через полый стержень 24 желоба с возможностью осевого перемещения вверх или вниз для обеспечения возможности открытия или закрытия клапана 13 - регулятора газа толкателем 25 штока. Например, при верхнем положении поплавка клапан 13 закрыт, как это изображено на фиг.2. На уровне основания крышки 21 на стенках гильзы 20 выполнены окна 26, сообщающие полость гидроциклона 8 с полостью нижнего корпуса 4, снабженного датчиком температуры 27. Выпускная гидролиния 28, сообщенная с нижней частью корпуса 4, снабжена пробоотборниками 29 и 30, один из которых, например, пробоотборник 29 с ручным управлением, влагомером 31, массомером 32 и обратным клапаном 33, сообщающимся с общим коллектором 19. Днище корпуса 4 снабжено сливным патрубком 34 с запорной арматурой 35. Дополнительное снабжение измерительной системы манометром 16, а также пробоотборником 29 с ручным управлением диктуется в необходимости уточнения достоверности, полученных результатов измерений в автоматическом режиме датчиком давления 15 и пробоотборником 30 соответственно.The portable metering unit for the produced well fluid contains a cylindrical body vertically mounted on the base 1 with the help of supports 2 (see Fig. 1), made of step and composite - from the upper and lower bodies 3 and 4, respectively, fastened with a flange connection, and with welded mounting ears 5 to the upper flange 6. Inside the upper housing 3 with a lower stage (see FIG. 2) with a gap 7, a hydrocyclone 8 is concentrically and hermetically sealed (see FIGS. 2 and 4) with a drop eliminator 9 in the upper part and a separating element in the form of a spiral about the chute 10 for the release of free gas from the GHS-produced well fluid, introduced there tangentially using the inlet pipe 11, passed through the wall of the upper casing 3 and the wall of the hydrocyclone 8. Inside the casing 3, a gas regulator 12 is installed above the droplet eliminator 9 (see Fig. 2 and 3), communicated by the gas outlet 13, which in turn communicates with the gas line 14 (see FIG. 1), equipped with a pressure sensor 15, a pressure gauge 16, a mass meter 17 (flow meter), and communicated in turn through a check valve 18 with a common collector 19. Lower Case 4 (see FIG. figure 2) with a greater degree, which is the storage capacity of the liquid phase, is provided concentrically and with a gap installed sleeve 20 with an open lower end and a top-closed lid 21 of a conical shape. Inside the said sleeve 20, a float 22 is installed with a rod 23 (see FIG. 3), passed through the hollow rod 24 of the trough with the possibility of axial movement up or down to enable opening or closing of the valve 13 - gas regulator with the rod pusher 25. For example, when the float is in the up position, valve 13 is closed, as shown in FIG. At the level of the base of the cover 21, windows 26 are made on the walls of the sleeve 20, communicating the cavity of the hydrocyclone 8 with the cavity of the lower body 4, equipped with a temperature sensor 27. The outlet hydraulic line 28, connected with the lower part of the body 4, is equipped with samplers 29 and 30, one of which, for example , a sampler 29 with manual control, a hygrometer 31, a mass meter 32 and a check valve 33 communicating with the common collector 19. The bottom of the housing 4 is equipped with a drain pipe 34 with shutoff valves 35. Additional supply of the measuring system with a manometer 16, and e sampler 29 with manual control dictated by the need to clarify the reliability obtained in the automatic mode, the pressure sensor 15 and the measurement results sampler 30, respectively.

Предлагаемый переносной узел работает следующим образом.The proposed portable node operates as follows.

В собранном виде, как это изображено на фиг.1, его доставляют в зону расположения устья скважины или групповой замерной установки (ГЗУ) - к месту определения качества и количества добываемой скважинной жидкости, а также составляющих ее компонентов. После окончания подготовительных мероприятий, включающих проверку надежности обвязки гидравлической и газовой линии, а также открытия и закрытия клапанов и правильность подключения измерительных приборов, кран 35 сливного патрубка 34 закрывают, контрольно-измерительные приборы электрически соединяют с контроллером, к массомеру жидкости 32, влагомеру 31, пробоотборнику 30 и массомеру 17 газа, подключают к источнику электричества, после чего переносной узел запускают в работу. Для этого задвижку подводящего трубопровода открывают, при котором ГЖС через рукав высокого давления (подводящий трубопровод и рукав высокого давления на фигуре не изображены), и связанный с ним впускной патрубок 11 ГЖС тангенциально вводится в гидроциклон 8. При этом из впускного патрубка поступающая скважинная жидкость под давлением, попадая в более просторную полость гидроциклона, поток разбрызгивается и частично распыляется, при котором происходит интенсивное выделение свободного газа из жидкости, и он, поднимаясь вверх, проходит через каплеотбойник 9 и далее через отверстия Б (см. фиг.3) и открытый клапан 13 - регулятор газа, выпускной патрубок 12 поступает в газовую линию 14, откуда через обратный клапан 18 поступает в общий коллектор 19. При этом информация о величине давления в ней и расходах газа, фиксированные датчиком давления 15 и расходомером 17 соответственно, по каналам связи передается контроллеру. В гидроциклоне жидкость, подвергаясь завихрению и закручиванию, плавно стекает вниз по спиральному желобу, продолжая выделять газ, попадает на коническую поверхность крышки 21 гильзы 20, где также происходит интенсивное выделение газа, и далее через боковые окна 26 поступает в полость нижнего корпуса 4, откуда она по выпускной гидролинии 28 через измерительные приборы 30, 31, 32 и обратный клапан 33 поступает в общий коллектор 19. При этом одновременно информация о расходе жидкости, протекающей через массомер 32, о величине содержания воды в нефти, фиксированная влагомером 31, а также о полном заполнении пробоотборника 30 по каналам связи передается автоматически контроллеру, откуда далее по каналам связи передается диспетчеру для контроля, анализа и принятия решения. По мере накопления жидкости в емкости 4 ее уровень поднимается, поднимая за собой и поплавок 22, который своим штоком 23 и толкателем 25 приподнимает клапан 13 (см. фиг.3), при котором происходит постепенное сужение его проходного канала для прохода газа. При достижении поплавка верхней крайней точки клапан закрывает проходной канал, как это изображено на фиг.2, накопление газа увеличивается и, когда его объем становится достаточным, давление его повышается, и под действием которого происходит выдавливание из емкости 4 накопившегося там некоторого количества жидкости в выпускную гидролинию 28. При этом уровень жидкости, поддерживающий поплавок на верхнем положении, падает, при котором поплавок 22 и одновременно шток 23 с толкателем 25 перемещаются вниз, регулирующий газ клапан 13 открывается, и газ снова начинает поступать в газовую линию 14. Таким образом, происходит непрерывное отдельное измерение объема газа и жидкости.In assembled form, as shown in figure 1, it is delivered to the location of the wellhead or group metering unit (GZU) - to the place of determining the quality and quantity of produced well fluid, as well as its components. After completion of the preparatory measures, including checking the reliability of the piping of the hydraulic and gas lines, as well as opening and closing the valves and the correct connection of the measuring devices, the valve 35 of the drain pipe 34 is closed, the control and measuring devices are electrically connected to the controller, to the liquid mass meter 32, the hygrometer 31, a sampler 30 and a mass meter 17 of gas are connected to a source of electricity, after which the portable unit is put into operation. For this, the inlet pipeline valve is opened, in which the GHS through the high pressure sleeve (the inlet pipe and the high pressure hose are not shown in the figure), and the inlet pipe 11 connected with it is tangentially introduced into the hydrocyclone 8. At the same time, the incoming borehole fluid from the inlet pipe By pressure, getting into the larger cavity of the hydrocyclone, the stream is sprayed and partially sprayed, at which intense release of free gas from the liquid occurs, and it rises upwards, passes through Without a drop eliminator 9 and then through openings B (see Fig. 3) and an open valve 13 — a gas regulator, the outlet pipe 12 enters the gas line 14, from where it enters the common manifold 19 through the check valve 18. gas flow rates recorded by the pressure sensor 15 and the flow meter 17, respectively, is transmitted to the controller via communication channels. In a hydrocyclone, the liquid, undergoing turbulence and twisting, flows smoothly down the spiral groove, continuing to produce gas, enters the conical surface of the cover 21 of the sleeve 20, where there is also intense gas evolution, and then through the side windows 26 it enters the cavity of the lower casing 4, from where it is through the outlet hydraulic line 28 through measuring instruments 30, 31, 32 and the check valve 33 enters the common manifold 19. At the same time, information about the flow rate of the fluid flowing through the mass meter 32, the value of the water content in the oil, fi xenometer 31, as well as the complete filling of the sampler 30 through the communication channels is transmitted automatically to the controller, from where it is transmitted through the communication channels to the dispatcher for monitoring, analysis and decision making. As the liquid accumulates in the tank 4, its level rises, raising behind it the float 22, which with its stem 23 and pusher 25 lifts the valve 13 (see Fig. 3), during which the gradual narrowing of its passage channel for gas passage occurs. When the float reaches the upper extreme point, the valve closes the passage channel, as shown in figure 2, the accumulation of gas increases and, when its volume becomes sufficient, its pressure increases, and under the action of which there is an extrusion from the tank 4 of a certain amount of liquid accumulated therein into the outlet hydraulic line 28. In this case, the liquid level supporting the float in the upper position drops, at which the float 22 and simultaneously the rod 23 with the pusher 25 move down, the gas control valve 13 opens, gas again starts to flow into the gas line 14. Thus, there is a continuous separate measurement of the volume of gas and liquid.

Технико-экономическое преимущество изобретения заключается в следующем.The technical and economic advantage of the invention is as follows.

Изобретение в сравнении с аналогами обладает расширенными функциональными возможностями, его использование позволяет определить не только количественное содержание газа и нефти в ГЖС, но и воды, причем с большой достоверностью, что позволит специалистам по эксплуатации нефтяных скважин оперативно принимать меры по обеспечению эффективной эксплуатации скважин, поможет разработчикам и геологам проектировать и в оптимальном режиме разрабатывать нефтяные залежи. Конструкция предлагаемой установки не металлоемка, малогабаритна, изготовление, сборка и монтаж не требует больших материальных затрат и времени.The invention, in comparison with analogues, has expanded functional capabilities, its use allows us to determine not only the quantitative content of gas and oil in the GHS, but also water, with great reliability, which will allow specialists in the operation of oil wells to quickly take measures to ensure the efficient operation of wells, will help Developers and geologists to design and optimally develop oil deposits. The design of the proposed installation is not metal-intensive, small-sized, manufacturing, assembly and installation does not require large material costs and time.

Claims

1. A portable metering unit for produced well fluid, including a vertically mounted cylindrical body with a hydrocyclone installed inside, an inlet fluid pipe connected tangentially with a hydrocyclone, a gas line, a gas outlet pipe in communication with a gas control valve in communication with the gas line, a liquid outlet line , pressure and temperature sensors, a data collection and storage unit, electrically connected to measuring instruments, as well as a drain pipe with shutoff valves, distinguishing The fact that the casing is made stepwise and integral - upper and lower, fastened with a flange connection, in the upper of which a cyclone equipped with a droplet separator is installed with a separating element with a separating element, and the gas regulator valve is mounted inside the case above the droplet separator, which works to close the float rod pusher installed in a sleeve with a conically formed cover mounted concentrically and with a gap inside the lower case with a larger step, and communicated with it with a lower open end, in the walls of at the level of the base of the lid, side windows are made, communicating the hydrocyclone cavity with the cavity of the lower case, the exhaust lines of gas and liquid are additionally equipped with mass meters, and the outlet hydroline is equipped with a moisture meter and samplers, one of which is manually controlled, while the gas line is additionally equipped with a pressure gauge, each of the outlet lines of gas and liquid in the communication zone with a common manifold is equipped with check valves.

2. The portable node according to claim 1, characterized in that the separating element of the hydrocyclone is mounted on a hollow core and made in the form of a spiral groove.

3. The portable node according to claim 1, characterized in that the rod of the float is installed with the possibility of axial movement in the hollow core of the gutter.

4. The portable node according to claim 1, characterized in that the controller is selected as a unit for collecting and storing information from measuring devices.