RU2593672C1 - Device for measuring flow rate of oil wells - Google Patents
Device for measuring flow rate of oil wells Download PDFInfo
- Publication number
- RU2593672C1 RU2593672C1 RU2015121450/03A RU2015121450A RU2593672C1 RU 2593672 C1 RU2593672 C1 RU 2593672C1 RU 2015121450/03 A RU2015121450/03 A RU 2015121450/03A RU 2015121450 A RU2015121450 A RU 2015121450A RU 2593672 C1 RU2593672 C1 RU 2593672C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- liquid
- microprocessor
- line
- differential pressure
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Measuring Volume Flow (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности и предназначено для замера и учета продукции нефтяных скважин.The invention relates to the field of oil industry and is intended for measuring and accounting for oil wells.
Известно устройство для измерения дебита скважин (SU; авт. свид. №1530765, А1 от 23.12.1989; E21B 47/10), содержащее газосепаратор с патрубком отбора продуктов разделения (продуктоотборником) и поплавком, связанным с заслонкой на газовой линии, сообщенный с общей линией через продуктоотборник жидкостной и через заслонку газовой линиями, включающее также счетчики жидкости и газа, пневматически связанный с газовой линией мембранный клапан со штоком на жидкостной линии, выполненный с возможностью установки его в двух крайних фиксированных положениях, при этом устройство снабжено установленными на газовой линии параллельно заслонке дополнительным мембранным клапаном со штоком, выполненным также с возможностью установки его в двух крайних фиксированных положениях, и дросселем перед ним по потоку, причем подмембранная полость дополнительного мембранного клапана соединена с газовой линией после него и дросселя.A device for measuring the flow rate of wells (SU; auth. Certificate. No. 1530765, A1 dated 12/23/1989; E21B 47/10) containing a gas separator with a nozzle for the selection of separation products (product sampler) and a float associated with a gas line damper in communication with a common line through the liquid sampler and through the damper with gas lines, which also includes liquid and gas meters, a pneumatic valve connected to the gas line with a stem on the liquid line, made with the possibility of installing it in two extreme fixed positions, with this device is equipped with an additional membrane valve installed on the gas line parallel to the damper with a stem, also made with the possibility of installing it in two extreme fixed positions, and with a throttle in front of it upstream, and the submembrane cavity of the additional membrane valve is connected to the gas line after it and the throttle.
Способ измерения дебита скважин и защиты устройства от резкого повышения газовой фазы при поступлении из скважины газового «пузыря» заключается в том, что в постоянном процессе сепарации нефтеводогазовую смесь разделяют на две фазы (продукты разделения): газовую и нефтеводяную жидкую; а затем в постоянно повторяющемся цикле измерения последовательно выполняют следующие операции: газовую фазу сбрасывают в общую линию, измеряют ее расход, а жидкую фазу накапливают до достижения ею заданного уровня, вследствие чего перекрывают сброс газовой фазы и накапливают ее до создания заданного перепада давлений газовой фазы в газосепараторе и средой в общей линии, и, как следствие этого, затем сбрасывают жидкую фазу порцией заданной величины через проудктоотборник в общую линию, измеряют ее расход, причем одновременно с этим, по причине сброса жидкой фазы, открывают сброс газовой фазы, кроме того, при резком повышении давления газовой фазы в случае поступления из скважины газового «пузыря» дополнительно поступившую порцию газовой фазы сбрасывают в общую линию через дополнительный мембранный клапан, вне зависимости от уровня жидкой фазы, до момента восстановления заданного перепада давлений сред.The method for measuring the flow rate of wells and protecting the device from a sharp increase in the gas phase upon entering the gas "bubble" from the well is that in a constant process of separation the oil-gas mixture is divided into two phases (separation products): gas and oil-liquid liquid; and then, in a constantly repeating measurement cycle, the following operations are sequentially performed: the gas phase is dumped into a common line, its flow rate is measured, and the liquid phase is accumulated until it reaches a predetermined level, as a result of which the gas phase discharge is closed and accumulated until a specified pressure drop in the gas phase is created in gas separator and the medium in a common line, and, as a consequence of this, then the liquid phase is discharged by a portion of a predetermined value through the product sampler into the common line, its flow rate is measured, and at the same time, according to The reason for the discharge of the liquid phase, the discharge of the gas phase is opened, in addition, with a sharp increase in the pressure of the gas phase in the case of a gas bubble coming from the well, the additionally received portion of the gas phase is discharged into a common line through an additional membrane valve, regardless of the level of the liquid phase, to moment of restoration of a given differential pressure of environments.
Известные устройства имеют ряд недостатков:Known devices have several disadvantages:
- ненадежность работы устройства, обусловленная наличием у клапанов мембраны, которая имеет существенно ограниченные ресурсы и механическую прочность, и импульсных трубок, связывающих мембранные полости клапанов с газовой и общей линиями. Трубки постоянно заполняются конденсатом, который замерзает при отрицательных температурах окружающего воздуха, в результате чего клапаны перестают функционировать;- the unreliability of the device due to the presence of a membrane valve, which has significantly limited resources and mechanical strength, and impulse tubes connecting the membrane cavity of the valve with the gas and common lines. The tubes are constantly filled with condensate, which freezes at low ambient temperatures, as a result of which the valves cease to function;
- ненадежность работы фиксирующих устройств клапанов, имеющих в составе контактирующие пары деталей, взаимодействующих друг с другом с приложением значительных контактных напряжений, что вызывает ускоренный износ и выход из строя поверхностей контакта и в итоге приводит к нарушению работоспособности устройства в целом;- the unreliability of the locking devices of the valves, which include contacting pairs of parts interacting with each other with the application of significant contact stresses, which causes accelerated wear and failure of the contact surfaces and ultimately leads to a malfunction of the device as a whole;
- измеряются только дебиты двух фаз: жидкой двухкомпонентной смеси и газовой, но этого явно недостаточно для качественной оценки производительной скважины.- only the flow rates of two phases are measured: a liquid two-component mixture and a gas, but this is clearly not enough for a qualitative assessment of a production well.
Известно устройство для измерения дебита нефтяных скважин (SU; авт. свид. №1553661 А1, от 30.03.1990; E21B 47/10), содержащее вертикальный цилиндрический сепаратор с гидроциклоном, датчики уровня, датчики давления и температуры, газовую линию с клапаном дискретного действия, впускную и выпускную жидкостные линии, успокоительные решетки, нижнюю и верхнюю, и микропроцессор. Способ измерения дебита включает подготовку продукции нефтяных скважин к измерению дебита и непосредственно само измерение, выполняемые в заданном порядке: подача нефтеводогазовой смеси из нефтяных скважин на сепарацию, разделение ее в гидроциклоне инерционным воздействием, на жидкую и газовые фазы, сброс газовой фазы в общий коллектор, накопление жидкой фазы в полости измерения и разделение ее при этом на компоненты отстоем в гравитационном поле, сглаживание пульсаций поля скоростей ее неупорядоченного перемещения, вычисление ее объемного и массового дебитов и относительного содержания нефти и воды в ней, по известным их плотностям, путем измерения времени заполнения объема полости измерения жидкой фазой и измерения массы этого объема жидкой фазы методом гидростатического взвешивания ее столба, затем по заполнении объема полости измерения жидкой фазой до заданного уровня, перекрытие сброса газовой фазы и ее накопление с одновременным измерением давления и температуры и, как следствие этого, вытеснение жидкой фазы в сборный коллектор давлением газовой фазы, в процессе которого вычисляют дебит газовой фазы по времени вытеснения.A device for measuring the flow rate of oil wells (SU; auth. Certificate. No. 1553661 A1, dated 30.03.1990; E21B 47/10), comprising a vertical cylindrical separator with a hydrocyclone, level sensors, pressure and temperature sensors, a gas line with a discrete valve , inlet and outlet liquid lines, soothing grids, lower and upper, and microprocessor. The method of measuring the production rate includes preparing oil well products for measuring the production rate and the measurement itself, performed in the specified order: supplying an oil-gas mixture from oil wells for separation, separating it in a hydrocyclone by inertial action, into liquid and gas phases, discharging the gas phase into a common reservoir, accumulation of the liquid phase in the measurement cavity and its separation in this case into components by sedimentation in the gravitational field, smoothing out of the pulsations of the velocity field of its disordered movement, calculation of its volume volumetric and mass flow rates and the relative content of oil and water in it, according to their known densities, by measuring the time of filling the volume of the measurement cavity with the liquid phase and measuring the mass of this volume of the liquid phase by hydrostatic weighing of its column, then by filling the volume of the measurement cavity with the liquid phase to the specified level, overlapping the discharge of the gas phase and its accumulation with the simultaneous measurement of pressure and temperature and, as a result of this, the displacement of the liquid phase into the collecting manifold by the pressure of the gas phase, in percent An essay of which the gas phase flow rate is calculated by the time of displacement.
Известные способ и устройство имеют ряд недостатков:The known method and device have several disadvantages:
- сброс жидкой фазы в виде неупорядоченной последовательности чередующихся порций отстоявшихся компонентов неопределенного объема, что не соответствует качественной последующей подготовке ее перед подачей в товарный парк;- discharge of the liquid phase in the form of an unordered sequence of alternating portions of settled components of an indefinite volume, which does not correspond to its high-quality subsequent preparation before being delivered to the fleet;
- нет непосредственного замера плотностей воды, газа и нефти, текущие значения величин которых необходимы для расчета микропроцессором дебита компонентов продукции скважины;- there is no direct measurement of the densities of water, gas and oil, the current values of the values of which are necessary for calculating by the microprocessor the flow rate of the components of the well production;
- не учитывается при определении дебита газовой фазы изменение давления и температуры ее за время процесса вытеснения;- the pressure and temperature changes during the displacement process are not taken into account when determining the gas phase flow rate;
- не стабилизируется величина давления газовой фазы:- the pressure of the gas phase is not stabilized:
- нет средств для удаления газа, выделившегося из раствора в жидкой фазе при прохождении ею выпускной жидкостной линии, что может отрицательно сказаться на работе последней как сифона;- there is no means to remove the gas released from the solution in the liquid phase when it passes through the outlet liquid line, which may adversely affect the latter as a siphon;
- не учитывается при определении дебита газовой фазы объем жидкой фазы, дополнительно поступившей в сепаратор во время процесса вытеснения;- the volume of the liquid phase, which additionally entered the separator during the displacement process, is not taken into account when determining the flow rate of the gas phase;
- не используются потенциальные возможности способа, проявляющиеся в результате замера плотности компонентов и сохранения устойчивого состояния разделенности жидкой фазы на компоненты при подаче ее в общий коллектор.- the potential capabilities of the method are not used, which are manifested as a result of measuring the density of the components and maintaining a stable state of separation of the liquid phase into components when it is fed to a common collector.
Известно устройство для измерения дебита скважины (SU; авт. свид. №1677288 А1, от 15.09.91. Бюл. №34, E21B 47/10), содержащее газосепаратор с поплавком и соединенную с ним заслонку, объединенные в общий коллектор газовую и жидкостную линии, сужающий элемент, установленный на газовой линии, счетчик жидкости, установленный на жидкостной линии, последовательно с которыми установлены мембранные клапаны со штоками, выполненные с возможностью установки в двух крайних фиксированных положениях, подмембранная полость мембранного клапана на газовой линии соединена с газосепаратором, а надмембранная его полость соединена с общим коллектором, надмембранная полость мембранного клапана на жидкостной линии соединена с общим коллектором. Оно снабжено установленной на газовой линии после сужающего элемента дополнительной заслонкой и емкостью с дросселем, соединенной с общим коллектором через основную заслонку и через дроссель соединенной с газосепаратором и подмембранной полостью мембранного клапана на газовой линии, надмембранная полость которого соединена с надмембранной полостью мембранного клапана на жидкостной линии, подмембранная полость которого соединена с полостью емкости, причем дополнительная заслонка соединена со штоком мембранного клапана на газовой линии, а счетчик жидкости выполнен в виде сужающего элемента.A device for measuring the flow rate of a well (SU; auth. Certificate. No. 1677288 A1, dated September 15, 91. Bull. No. 34, E21B 47/10), comprising a gas separator with a float and a damper connected to it, combined into a common gas and liquid manifold a line, a constricting element mounted on a gas line, a liquid meter mounted on a liquid line, in series with which membrane valves with rods are installed, configured to be installed in two extreme fixed positions, a submembrane cavity of the membrane valve on the gas line is connected on a gas separator and nadmembrannaya its cavity is connected to a common collector, nadmembrannaya cavity of the diaphragm valve in the liquid line connected to a common collector. It is equipped with an additional damper installed on the gas line after the constricting element and a capacity with a throttle connected to a common manifold through the main damper and through a throttle connected to the gas separator and the submembrane cavity of the membrane valve on the gas line, the supranembrane cavity of which is connected to the supramembrane cavity of the membrane valve on the liquid line the submembrane cavity of which is connected to the cavity of the vessel, the additional damper being connected to the stem of the membrane valve on the gas inii and liquid counter configured as a narrowing member.
Недостатками известного устройства являются:The disadvantages of the known device are:
- ненадежность работы устройства, обусловленная наличием у клапанов мембраны, которая имеет существенно ограниченные ресурсы и механическую прочность, и импульсных трубок, связывающих мембранные полости клапанов с газовой и общей линиями. Трубки постоянно заполняются конденсатом, который замерзает при отрицательных температурах окружающего воздуха, в результате чего клапаны перестают функционировать;- the unreliability of the device due to the presence of a membrane valve, which has significantly limited resources and mechanical strength, and impulse tubes connecting the membrane cavity of the valve with the gas and common lines. The tubes are constantly filled with condensate, which freezes at low ambient temperatures, as a result of which the valves cease to function;
- ненадежность работы фиксирующих устройств клапанов, имеющих в составе контактирующие пары деталей, взаимодействующих друг с другом с приложением значительных контактных напряжений, что вызывает ускоренный износ и выход из строя устройства в целом.- the unreliability of the locking devices of the valves, comprising contacting pairs of parts interacting with each other with the application of significant contact stresses, which causes accelerated wear and failure of the device as a whole.
Известно устройство для измерения дебита скважин (RU; патент на изобретение №2199662, С2 от 27.02.2003; E21B 47/10), содержащее газосепаратор с патрубком отбора, продуктов разделения (продуктоотборником) и поплавком, связанным с заслонкой на газовой линии, сообщенный через продуктоотборник жидкостной и через заслонку газовой линиями с общей линией, включающее также счетчик жидкости, подпружиненный клапан со штоком, седло клапана, шайбу из магнитного материала, укрепленную на штоке и расположенную между кольцевыми магнитами, установленными в магнитопроводах, жестко прикрепленных к корпусу, взаимодействующими с шайбой при перемещении штока, и фиксирующие ее в крайних положениях, дроссель, установленный в проходном сечении седла клапана и жестко соединенный со штоком последнего.A device is known for measuring the flow rate of wells (RU; patent for the invention No. 2199662, C2 of 02.27.2003; E21B 47/10) containing a gas separator with a sampling pipe, separation products (product collector) and a float connected to the gas line damper communicated through product sampler liquid and through the shutter with gas lines with a common line, including also a liquid meter, a spring-loaded valve with a stem, a valve seat, a washer made of magnetic material, mounted on the stem and located between the ring magnets installed in the magnet waters, rigidly attached to the housing, cooperating with the washer when the rod and its fixing in extreme positions, a choke mounted in the passage section of the valve seat and is rigidly connected to the rod of the latter.
Способ измерения дебита заключается в том, что в постоянном процессе сепарации нефтеводогазовую смесь из скважины разделяют на две фазы (продукты разделения): газовую и нефтеводяную жидкую; затем в постоянно повторяющемся цикле измерения последовательно выполняют следующие операции: газовую фазу сбрасывают в общую линию, а жидкую фазу накапливают до достижения ею заданного уровня, вследствие чего перекрывают сброс газовой фазы и накапливают ее до создания заданного перепада давлений газовой фазы в газосепараторе и средой в общей линии, и, как следствие этого, затем сбрасывают жидкую фазу порцией заданной величины через продуктоотборник в общую линию, измеряют ее расход и открывают сброс газовой фазы.The method for measuring flow rate is that in a continuous process of separation, the oil-gas mixture from the well is divided into two phases (separation products): gas and oil-liquid liquid; then, in a constantly repeating measurement cycle, the following operations are sequentially performed: the gas phase is discharged into a common line, and the liquid phase is accumulated until it reaches a predetermined level, as a result of which the discharge of the gas phase is closed and accumulated until a predetermined differential pressure of the gas phase in the gas separator and the medium in total lines, and, as a consequence of this, then the liquid phase is discharged by a portion of a predetermined value through the product sampler into the common line, its flow rate is measured and the gas phase discharge is opened.
Недостатками известных устройства и способа являются:The disadvantages of the known device and method are:
- измерение дебита только одной двухкомпонентной фазы смеси - жидкой, дебит же газовой фазы неизвестен;- measurement of the flow rate of only one two-component phase of the mixture - liquid, the flow rate of the gas phase is unknown;
- в конструкции не предусмотрена защита от резкого повышения давления газовой фазы в газосепараторе при поступлении из скважин газового «пузыря», это приводит к резкому росту перепада давлений газовой фазы в газосепараторе и средой в общей линии, что отрицательно сказывается на точности измерения счетчиком дебита жидкой фазы.- the design does not provide protection against a sharp increase in the pressure of the gas phase in the gas separator when a gas "bubble" comes from the wells, this leads to a sharp increase in the pressure drop of the gas phase in the gas separator and the medium in the common line, which negatively affects the accuracy of the meter measuring the flow rate of the liquid phase .
Известно устройство для дифференцированного измерения дебита нефтяных скважин (RU; патент на изобретение №2406823 С1, от 20.12.2010; E21B 47/10), содержащее газосепаратор, гидроциклон, сепаратор со сливами и барьерными гидрозапорами, клапаны дискретного действия, объемные счетчики, газожидкостные затворы, газовую линию, датчики уровня, давления, температуры, микропроцессор, и способ дифференцированного измерения дебита нефтяных скважин, содержащий подачу продукции из скважин в виде нефтеводогазовой смеси в сепаратор, разделение ее в гидроциклоне на жидкую и газовую фазы, сброс газовой фазы в общий коллектор с одновременным измерением ее давления и температуры, накопление жидкой фазы, разделение ее на компоненты отстоем в гравитационном поле, сглаживание пульсаций поля скоростей неупорядоченного перемещения жидкой фазы, определение ее объемного и массового дебитов, содержании нефти и воды в ней по известным их плотностям. Затем по окончании накопления жидкой фазы до заданного уровня - перекрытие сброса газовой фазы и накопление ее и, как следствие перекрытия, вытеснение жидкой фазы в общий коллектор, а по окончании его открытие сброса газовой фазы и определение ее дебита.A device for differential measurement of oil flow rates (RU; patent for invention No. 2406823 C1, dated 20.12.2010; E21B 47/10), comprising a gas separator, a hydrocyclone, a separator with drains and barrier hydraulic locks, discrete valves, volumetric meters, gas-liquid locks , a gas line, level, pressure, temperature sensors, a microprocessor, and a method for differentially measuring oil flow rates, comprising supplying products from the wells in the form of an oil and gas mixture to a separator, dividing it in a hydrocyclone into liquid and gas phases, discharge of the gas phase into a common collector with simultaneous measurement of its pressure and temperature, accumulation of the liquid phase, separation of it into components by sedimentation in the gravitational field, smoothing of the pulsations of the velocity field of the disordered movement of the liquid phase, determination of its volumetric and mass flow rates, oil content and water in it according to their known densities. Then, at the end of the accumulation of the liquid phase to a predetermined level, overlapping the discharge of the gas phase and its accumulation and, as a result of overlapping, the displacement of the liquid phase into the common collector, and at the end of it, the opening of the discharge of the gas phase and determination of its flow rate.
Известные способ и устройство имеют следующие недостатки:The known method and device have the following disadvantages:
- требуется длительное время для определения порции дебита воды, нефти и эмульсии и каждой из этих составляющих при большой обводненности продукции нефтяных скважин для более точного измерения порций компонентов определенного объема:- it takes a long time to determine the portion of the flow rate of water, oil and emulsion and each of these components with a large water cut of oil well products for more accurate measurement of portions of components of a certain volume:
- не работает гидравлический затвор устройства по газу при большом газовом факторе продукции нефтяной скважины.- the hydraulic shutter of the device for gas does not work with a large gas factor of oil well production.
Известно устройство для измерения дебита нефтяных скважин (RU; патент на изобретение №2541991 С1, опубликовано 20.02.2015, Бюл. №5; E21B 47/10), содержащее газосепаратор с гидроциклоном, газовую линию с датчиком давления и температуры, связанными с микропроцессором, жидкостные линии. Газовая линия содержит газовый расходомер и газовый регулятор расхода, а газосепаратор в нижней части связан с общим коллектором комбинированным расходомером, комбинированным регулятором расхода, плотномером через буферную емкость, соединенную с разделительной емкостью газовым трубопроводом и жидкостным трубопроводом. При этом разделительная емкость и буферная емкость, соединенные газовым трубопроводом, образуют прямой и оппозитный сифон, а соединенные жидкостным трубопроводом - оппозитный сифон, причем буферная емкость связана с общим коллектором измерительной линией, на которой установлены комбинированный расходомер и комбинированный регулятор расхода. Кроме того, разделительная емкость связана с основной газовой линией газовым трубопроводом, а с газосепаратором через вертикальный отстойник, вертикальный трубопровод и трубопроводы, образующие два прямых сифона и два оппозитных сифона. Между зоной вертикального отстойника и вертикального трубопровода в газосепараторе установлены перегородки для перетекания легких фракций нефтегазовой смеси в вертикальный отстойник, при этом микропроцессор соединен с газовым расходомером, газовым регулятором расхода, комбинированным расходомером, комбинированным регулятором расхода и плотномером.A device for measuring the flow rate of oil wells (RU; patent for the invention No. 2541991 C1, published 02.20.2015, Bull. No. 5; E21B 47/10), comprising a gas separator with a hydrocyclone, a gas line with a pressure and temperature sensor associated with a microprocessor, fluid lines. The gas line contains a gas flow meter and a gas flow regulator, and the gas separator in the lower part is connected to a common collector by a combined flow meter, combined flow regulator, density meter through a buffer tank connected to the separation tank by a gas pipeline and a liquid pipeline. In this case, the separation tank and the buffer tank connected by a gas pipeline form a direct and opposed siphon, and the liquid tank - an opposed siphon, and the buffer tank is connected to a common collector by a measuring line on which a combined flowmeter and combined flow controller are installed. In addition, the separation tank is connected to the main gas line by a gas pipeline, and to the gas separator through a vertical sump, a vertical pipeline and pipelines forming two straight siphons and two opposite siphons. Between the zone of the vertical settler and the vertical pipeline in the gas separator, partitions are installed for the flow of light fractions of the oil and gas mixture into the vertical settler, while the microprocessor is connected to a gas flow meter, a gas flow regulator, a combined flow meter, a combined flow regulator and densitometer.
Известное устройство имеет недостатки:The known device has the disadvantages of:
- в сепарационной емкости в процессе работы происходит неконтролируемое накопление шлама, несвоевременное удаление которого приводит к ненадежной работе устройства;- in the separation tank during operation, uncontrolled accumulation of sludge occurs, the untimely removal of which leads to unreliable operation of the device;
- на малодебитных скважинах устройство не позволяет производить измерение дебита газа с требуемой точностью;- in low-production wells, the device does not allow measuring the gas flow rate with the required accuracy;
- система регулирования для измерения расхода жидкости с помощью регуляторов расхода жидкостей прямого действия не позволяет задавать необходимый расход жидкости в узком диапазоне расходов для измерения высоковязкой нефти.- a control system for measuring fluid flow using direct-acting fluid flow controllers does not allow setting the required fluid flow in a narrow flow range for measuring high-viscosity oil.
Данное известное устройство наиболее близкое по технической сущности и достигаемым результатам к заявляемому изобретению.This known device is the closest in technical essence and the achieved results to the claimed invention.
Задачами изобретения являются повышение надежности устройства для измерения дебита нефтяных скважин и увеличение ресурса его работы.The objectives of the invention are to increase the reliability of the device for measuring the flow rate of oil wells and increase the resource of its work.
Технический результат - измерение дебита высоковязкой нефти, возможность производить измерение дебита газа с необходимой точностью и возможность производить контролируемое удаление шлама.The technical result is a measurement of the flow rate of highly viscous oil, the ability to measure the flow rate of gas with the necessary accuracy and the ability to produce controlled removal of sludge.
Поставленная задача решается, а технический результат достигается тем, что устройство для измерения дебита нефтяных скважин, содержащее газосепаратор с гидроциклоном, газовую линию с датчиками давления, температуры и газовым расходомером, связанными с микропроцессором, жидкостную линию и общий коллектор, связанный с газовой и жидкостной линией, согласно изобретению содержит на шламовой линии, которая связана с сепарационной емкостью и общим коллектором, устройство для регулирования перепада давления для шлама, соединенное с микропроцессором и гидростанцией через клапан соленоидный пилотный, и наряду с этим жидкостная линия сообщена с сепарационной емкостью и общим коллектором через жидкостный расходомер, связанный с микропроцессором, и устройство для регулирования перепада давления для жидкости, отдельно соединенное с микропроцессором и гидростанцией через клапан соленоидный пилотный, а газовая линия связана с газосепаратором и общим коллектором через газовый расходомер, датчики давления и температуры, и устройство для регулирования перепада давления для газа, соединенное с микропроцессором и гидростанцией через клапан соленоидный пилотный, газосепаратор через датчик перепада давления соединен с микропроцессором и общим коллектором и, кроме того, устройства для регулирования перепада давления для шлама, жидкости и газа выполнены с гидравлическим приводом и с возможностью ручного управления от рычага, соединенного с гидравлическим приводом.The problem is solved, and the technical result is achieved by the fact that the device for measuring the flow rate of oil wells containing a gas separator with a hydrocyclone, a gas line with pressure sensors, temperature and a gas flow meter associated with the microprocessor, a liquid line and a common collector associated with the gas and liquid line , according to the invention, comprises, on a slurry line which is connected with a separation vessel and a common collector, a device for regulating the differential pressure for slurry connected to a micropro an essor and a hydrostation through a solenoid pilot valve, and along with this, a liquid line is connected to a separation tank and a common collector through a liquid flowmeter connected to the microprocessor, and a differential pressure control device for the liquid, separately connected to the microprocessor and hydrostation through a solenoid pilot valve, and the gas line is connected to the gas separator and the common collector through a gas flow meter, pressure and temperature sensors, and a device for controlling the differential pressure for gas, the solenoid pilot connected to the microprocessor and the hydraulic station through the valve, the gas separator through the differential pressure sensor is connected to the microprocessor and the common collector and, in addition, the differential pressure control devices for sludge, liquid and gas are made with a hydraulic drive and can be manually controlled from a lever connected hydraulically driven.
Суть изобретения поясняется чертежом, на котором изображена схема устройства для измерения дебита нефтяных скважин.The essence of the invention is illustrated in the drawing, which shows a diagram of a device for measuring the flow rate of oil wells.
Устройство для измерения дебита нефтяных скважин (в дальнейшем тексте «Устройство») содержит газосепаратор 1, который в верхней части сообщен с входной жидкостной линией 2, гидроциклоном 3, и общим коллектором 4 газовой линией 5 с установленными на ней датчиками давления 6 и температуры 7, газовым расходомером 8 и устройством для регулирования перепада давления по газу 9. Сепарационная емкость 10 с одной стороны связана с микропроцессором 11 через датчик уровня 12, а с другой с общим коллектором 4 жидкостной линией 13 с установленными на ней датчиком перепада давления 14, жидкостным расходомером 15 и устройством для регулирования перепада давления по жидкости 16. Сепарационная емкость 10 в нижней части связана с общим коллектором 4 шламовой линией 17, на которой установлено устройство для регулирования перепада давления по шламу 18. Устройства для регулирования перепада давления по газу 9, по жидкости 16 и по шламу 18 связаны с гидростанцией 19 через клапана соленоидные пилотные 20, которые связаны с микропроцессором 11. Устройства для регулирования перепада давления для газа 9, жидкости 16 и шлама 18 выполнены с гидравлическим приводом 21 и с возможностью ручного управления от рычага 22, соединенного с гидравлическим приводом 21. Газосепаратор 1, оборудованный гидроциклоном 3, является первой ступенью сепарации и служит для первичного выделения газа из жидкости. Сепарационная емкость 10 служит для сбора стекающей из газосепаратора 1 жидкости и, в процессе отстоя, вторичного выделения газа из жидкости. Микропроцессор 11 предназначен для обработки измерительной информации, поступающей от подсоединенных к нему элементов устройства.A device for measuring the flow rate of oil wells (hereinafter referred to as the “Device”) contains a
Устройство работает следующим образом: продукцию нефтяных скважин в виде нефтегазовой смеси подают в газосепаратор 1 по входной жидкостной линии 2 через гидроциклон 3. В газосепараторе 1 производят отделение газа от жидкости, при этом легкие фракции накапливаются в его верхней части, а тяжелые накапливаются в нижней части сепарационной емкости в виде жидкости и шлама.The device operates as follows: oil wells in the form of an oil and gas mixture are fed into the
В исходном состоянии жидкостные, газовые и шламовые выходы из газосепаратора 1 и сепарационной емкости 10 закрыты.In the initial state, the liquid, gas and slurry outlets from the
По мере поступления в устройство продукции нефтяной скважины давление в сепарационной емкости 4 поднимается. При достижении уровня жидкости по показанию датчика уровня 12 максимальной величины, обеспечивающей оптимальную сепарацию выделившегося газа из жидкости, и с достижением перепада давления по датчику перепада давления 14 величины ΔРмакс, обеспечивающей прохождение жидкости через расходомер 8 в нормируемом диапазоне погрешностей, с микроконтроллера 11 поступает команда через клапан соленоидный пилотный 20 на открытие устройства для регулирования перепада давления 16 для жидкости. При этом происходит удаление жидкости из сепарационной емкости 10, уменьшение перепада давления между сепарационной емкостью 10 и общим коллектором 4 по датчику перепада давления 14.As the oil well’s products enter the device, the pressure in the
С достижением перепада давления по датчику перепада давления 14 ΔРмин, при котором обеспечивается минимальная величина расхода расходомера 8 в нормируемом диапазоне, микропроцессор 11 дает команду через клапан соленоидный пилотный 20 на устройство для регулирования перепада давления 16 для жидкости на закрытие.With the achievement of the differential pressure across the
В сепарационной емкости 10 после слива жидкости происходит процесс накопления жидкости и газа.In the
При отсутствии необходимого уровня жидкости регулирование перепада давления между сепарационной емкостью 10 и общим коллектором 4 производят по датчику перепада давления 14.In the absence of the required liquid level, the differential pressure control between the
С достижением перепада давления газа ΔРмакс, обеспечивающего работу газового расходомера 8 в нормируемом диапазоне, по команде микропроцессора 11 через клапан соленоидный пилотный 20 происходит открытие устройства для регулирования перепада давления 14 по газу.With the achievement of the gas pressure drop ΔP max , ensuring the operation of the
По мере удаления газа уменьшается перепад давления. С достижением перепада давления газа ΔРмин минимальной величины, обеспечивающей по датчику перепада давления 14 работу газового расходомера 8 в нормируемом диапазоне, проходит команда от микропроцессора 11 через клапан соленоидный пилотный 20 на закрытие устройства для регулирования перепада давления 9 по газу.As the gas is removed, the pressure drop decreases. With the achievement of the gas pressure drop ΔP min of the minimum value, which ensures the operation of the
Измерение объема жидкости производят при прохождении жидкости через открытое устройство для регулирования перепада давления 16, установленного на одной измерительной линии 13 с расходомером для измерения жидкости 15.The measurement of the volume of fluid is carried out when the fluid passes through an open device for regulating the
При прохождении газа через открытое устройство для регулирования перепада давления 9, установленного на одной измерительной линии 5 с расходомером для измерения газа 8, производят измерение объема газа и по датчикам давления 6 и температуры 7 и через микропроцессор 11 производят приведение расхода газа из рабочих условий к стандартным.When gas passes through an open device for regulating the
Перед началом процесса измерения производят освобождение сепарационной емкости 10 от шлама путем подачи команды на устройство для регулирования перепада давления 18 по шламу от микропроцессора 11 через клапан соленоидный пилотный 20.Before starting the measurement process, the
При резком превышении перепада давления поддержание в необходимом диапазоне перепада давления между сепарационной емкостью 10 и общим коллектором 4 производят коррекцию микропроцессором 11 через датчик перепада давления 14 и устройство для регулирования перепада давления по газу 9, которое открывается и сбрасывает излишки перепада давления.With a sharp excess of the differential pressure, maintaining the differential pressure between the
Функционирование заявляемого устройства по переключению устройств для регулирования перепада давления по жидкости и газу 16 и 9 обеспечивается сочетанием сигналов с датчика перепада давления 14 и датчика уровня 12, заложенных в микропроцессоре 11 соответствующим алгоритмом их работы.The functioning of the inventive device for switching devices for regulating the differential pressure in liquid and
Измерение дебита нефтяных скважин производят микропроцессором 11 по заложенной в него программе и параметрам датчиков давления 6 и температуры 7, газового расходомера 8, жидкостного расходомера 15, датчика перепада давления 14, датчика уровня 12 и клапанов соленоидных пилотных 20.Measurement of oil well production is carried out by
Заявляемое изобретение позволяет производить контролируемое удаление шлама, измерение дебита газа и жидкости с высоким качеством и эффективностью, повысить надежность и ресурс устройства за счет гидравлических устройств для регулирования перепада давления на газовой, жидкостной и шламовой линиях.The claimed invention allows for the controlled removal of sludge, measuring the flow rate of gas and liquid with high quality and efficiency, to increase the reliability and service life of the device due to hydraulic devices for regulating the pressure drop across the gas, liquid and slurry lines.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015121450/03A RU2593672C1 (en) | 2015-06-04 | 2015-06-04 | Device for measuring flow rate of oil wells |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015121450/03A RU2593672C1 (en) | 2015-06-04 | 2015-06-04 | Device for measuring flow rate of oil wells |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2593672C1 true RU2593672C1 (en) | 2016-08-10 |
Family
ID=56612848
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2015121450/03A RU2593672C1 (en) | 2015-06-04 | 2015-06-04 | Device for measuring flow rate of oil wells |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2593672C1 (en) |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1553661A1 (en) * | 1988-04-20 | 1990-03-30 | Октябрьский Филиал Всесоюзного Научно-Исследовательского И Проектно-Конструкторского Института Комплексной Автоматизации Нефтяной И Газовой Промышленности | Device for measuring yield of oil wells |
| RU2131027C1 (en) * | 1997-10-20 | 1999-05-27 | Сафаров Рауф Рахимович | Device for measuring production rate of oil wells |
| RU2191308C2 (en) * | 2000-06-02 | 2002-10-20 | Сафаров Рауф Рахимович | Device for control of pressure differential |
| RU2330710C2 (en) * | 2006-05-10 | 2008-08-10 | Баркар Леонид Иванович | Cyclone separator |
| RU2362013C1 (en) * | 2007-12-24 | 2009-07-20 | Владимир Николаевич Карандин | Method for measuring yield of oil wells and facility for implementation of this method |
-
2015
- 2015-06-04 RU RU2015121450/03A patent/RU2593672C1/en active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1553661A1 (en) * | 1988-04-20 | 1990-03-30 | Октябрьский Филиал Всесоюзного Научно-Исследовательского И Проектно-Конструкторского Института Комплексной Автоматизации Нефтяной И Газовой Промышленности | Device for measuring yield of oil wells |
| RU2131027C1 (en) * | 1997-10-20 | 1999-05-27 | Сафаров Рауф Рахимович | Device for measuring production rate of oil wells |
| RU2191308C2 (en) * | 2000-06-02 | 2002-10-20 | Сафаров Рауф Рахимович | Device for control of pressure differential |
| RU2330710C2 (en) * | 2006-05-10 | 2008-08-10 | Баркар Леонид Иванович | Cyclone separator |
| RU2362013C1 (en) * | 2007-12-24 | 2009-07-20 | Владимир Николаевич Карандин | Method for measuring yield of oil wells and facility for implementation of this method |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US7311001B2 (en) | Multiphase flow measurement apparatus and method | |
| US6032539A (en) | Multiphase flow measurement method and apparatus | |
| CN108700445B (en) | Measuring device for monitoring oil addition of large ship | |
| CN105840169A (en) | Pried type oil-gas-separation single-well metering device and metering method thereof | |
| EP3299576B1 (en) | Well clean-up monitoring technique | |
| RU2351757C1 (en) | Methods of measuring oil well yield and device for implementation of this method (versions) | |
| RU2610745C1 (en) | Method of measuring flow rate of oil wells and device for its implementation | |
| RU2426877C1 (en) | Device for measurement of yield of gas and fluid of oil wells | |
| RU2541991C1 (en) | Method of measuring well flow rate of oil well products and device to this end | |
| CN107782388A (en) | A kind of novel three-phase metering device | |
| WO2019086918A1 (en) | Flow measurement of fluid containing solid by bottom-fed flume | |
| RU2593672C1 (en) | Device for measuring flow rate of oil wells | |
| RU155020U1 (en) | INSTALLATION FOR MEASURING THE DEBIT OF OIL WELL PRODUCTS | |
| RU2664530C1 (en) | Device and method for measuring the flow rate of oil wells | |
| CN205778806U (en) | A kind of skid-mounted type Oil-gas Separation single well metering device | |
| CN105626029B (en) | Viscous crude tubular type separates multiphase measurement device | |
| RU2585778C1 (en) | Device for measurement of flow rate of oil and gas | |
| RU2691255C1 (en) | Device for measuring flow rate of oil wells | |
| RU2593674C1 (en) | Device for measuring flow rate of oil wells (versions) | |
| RU2733954C1 (en) | Method of measuring production of oil well | |
| RU2513891C1 (en) | Oil well gauging device | |
| EP3885020B1 (en) | A separation assembly for accurate flow measurement of a gas and a liquid phase in a multiphase fluid mixture and a separation method provided by said assembly | |
| RU135354U1 (en) | SYSTEM FOR OPTIMIZATION OF WORK OF THE GROUP OF OIL AND GAS WELLS | |
| RU2131027C1 (en) | Device for measuring production rate of oil wells | |
| RU2519236C1 (en) | Method for determining parameters of oil-gas-water flow |