RU2647539C1 - Method of measuring the debit of oil well production - Google Patents
Method of measuring the debit of oil well production Download PDFInfo
- Publication number
- RU2647539C1 RU2647539C1 RU2017100955A RU2017100955A RU2647539C1 RU 2647539 C1 RU2647539 C1 RU 2647539C1 RU 2017100955 A RU2017100955 A RU 2017100955A RU 2017100955 A RU2017100955 A RU 2017100955A RU 2647539 C1 RU2647539 C1 RU 2647539C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- gas
- volume
- water
- measuring
- Prior art date
Links
- 239000003129 oil well Substances 0.000 title claims abstract description 29
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims abstract description 27
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 16
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims abstract description 66
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims abstract description 52
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims abstract description 41
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 25
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 20
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 17
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 12
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 claims abstract description 7
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 claims abstract description 6
- 235000019476 oil-water mixture Nutrition 0.000 claims description 60
- 235000019198 oils Nutrition 0.000 claims description 35
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 claims description 7
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- 239000012530 fluid Substances 0.000 abstract description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 9
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 2
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 2
- 230000010365 information processing Effects 0.000 description 2
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 2
- 238000012937 correction Methods 0.000 description 1
- 238000001739 density measurement Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000010606 normalization Methods 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 230000005514 two-phase flow Effects 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/10—Locating fluid leaks, intrusions or movements
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01F—MEASURING VOLUME, VOLUME FLOW, MASS FLOW OR LIQUID LEVEL; METERING BY VOLUME
- G01F15/00—Details of, or accessories for, apparatus of groups G01F1/00 - G01F13/00 insofar as such details or appliances are not adapted to particular types of such apparatus
- G01F15/08—Air or gas separators in combination with liquid meters; Liquid separators in combination with gas-meters
Landscapes
- Physics & Mathematics (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Measuring Volume Flow (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобыче и может быть использовано для учета дебитов продукции нефтяных скважин как передвижными, так и стационарными измерительными установками, оснащенными кориолисовыми расходомерами-счетчиками и поточными влагомерами.The invention relates to oil production and can be used to account for production rates of oil wells by both mobile and stationary measuring units equipped with Coriolis flow meters, counters and flow hydrometers.
Известен способ измерения дебита продукции нефтяных скважин путем прямых измерений массы водонефтяной смеси без учета пластовой воды и объема свободного нефтяного газа при стандартных условиях с использованием измерительных установок, например АГЗУ-120М [1], ССМ [2], КТСУ-ИУ [3], Мера-ММ.31 [4], ГЗУ ГКС [5] и др.A known method of measuring the production rate of oil wells by direct measurements of the mass of the oil-water mixture without taking into account formation water and the volume of free oil gas under standard conditions using measuring devices, for example AGZU-120M [1], SSM [2], KTSU-IU [3], Mera-MM.31 [4], GZU GKS [5] and others.
При измерении установками дебита продукции нефтяной скважины происходит ее разделение на водонефтяную смесь и свободный нефтяной газ в сепараторе. По заданному алгоритму управления измерительной установкой накопленная в сепараторе водонефтяная смесь и свободный газ периодически или непрерывно (для газа) поступают в общий коллектор.When the units measure the production rate of an oil well, it is divided into a water-oil mixture and free oil gas in a separator. According to the specified control algorithm of the measuring unit, the water-oil mixture accumulated in the separator and free gas periodically or continuously (for gas) enter the common collector.
При сборе продукции нефтяной скважины в общий коллектор с использованием измерительных установок производятся измерения следующих параметров:When collecting oil well products into a common reservoir using measuring facilities, the following parameters are measured:
- массы и плотности водонефтяной смеси с помощью кориолисового расходомера-счетчика (массомера);- the mass and density of the oil-water mixture using a Coriolis flow meter-counter (mass meter);
- объема свободного нефтяного газа с помощью расходомера-счетчика;- the volume of free oil gas using a flow meter;
- температуры водонефтяной смеси с помощью датчика температуры;- the temperature of the oil-water mixture using a temperature sensor;
- объемной доли пластовой воды в водонефтяной смеси с помощью поточного влагомера;- the volume fraction of produced water in the oil-water mixture using a flow hydrometer;
- времени цикла измерения продукции скважины.- the time of the measurement cycle of the well production.
Дополнительно лабораторными стандартизованными методами производятся измерения плотности пластовой воды и газа при стандартных условиях. Значения этих параметров вводятся в блок обработки информации измерительных установок в качестве условно-постоянных величин.Additionally, laboratory standardized methods measure the density of formation water and gas under standard conditions. The values of these parameters are entered into the processing unit information processing unit as conditionally constant values.
На основе результатов измерений блоком обработки информации измерительных установок производят вычисления следующих параметров продукции нефтяных скважин:Based on the measurement results, the processing unit information processing unit calculates the following oil well production parameters:
- массового расхода и массы водонефтяной смеси;- mass flow rate and mass of the oil-water mixture;
- массового расхода и массы нефти в водонефтяной смеси;- mass flow rate and mass of oil in the oil-water mixture;
- объемного расхода и объема нефтяного газа в стандартных условиях,- volumetric flow rate and volume of oil gas in standard conditions,
а также расчет суточной производительности продукции нефтяных скважин.as well as the calculation of the daily productivity of oil well products.
Недостатком известного способа измерения дебита продукции нефтяных скважин, используемого в указанных измерительных установках, является дополнительная погрешность измерения, возникающая при определении массы водонефтяной смеси из-за наличия в ней свободного (не отсепарированного) газа, который представляет собой мелкодисперсный свободный газ, занимающий определенный объем в объеме водонефтяной смеси.A disadvantage of the known method for measuring the production rate of oil wells used in these measuring installations is the additional measurement error that occurs when determining the mass of the oil-water mixture due to the presence of free (not separated) gas in it, which is a fine free gas occupying a certain volume in the volume of oil-water mixture.
Результаты промысловых испытаний измерительных сепарационных установок показали, что объем свободного газа после сепарации в водонефтяной смеси может достигать до 10% [6] от объема сепарационной емкости.The results of field tests of measuring separation plants have shown that the volume of free gas after separation in the oil-water mixture can reach up to 10% [6] of the volume of the separation tank.
Для измерительных сепарационных установок установлен предел допускаемою содержания свободного газа в водонефтяной смеси - 4% [7].For measuring separation plants, the limit of the permissible free gas content in the oil-water mixture is 4% [7].
Требования к объемному содержанию свободного газа в водонефтяной смеси после сепаратора в описаниях типа средств измерения перечисленных выше измерительных установок не приводятся. Исключение составляет измерительная установка типа КТС-ИУ (ООО «БОЗНА», г. Бугульма), где установлен предел 2%.The requirements for the volumetric content of free gas in the oil-water mixture after the separator are not given in the descriptions of the type of measuring instruments of the above-mentioned measuring units. An exception is the measuring installation of the KTS-IU type (BOZNA LLC, Bugulma city), where a limit of 2% is established.
Применяемые в измерительных сепарационных установках продукции нефтяных скважин для определения массы водонефтяной смеси и объема воды кориолисовые счетчики-расходомеры (массомеры) и поточные влагомеры имеют допускаемые погрешности измерения, величины которых нормированы для жидкостей без содержания свободного газа.Coriolis flow meters (mass meters) and flow moisture meters used in measuring separation installations for oil well products to determine the mass of the oil-water mixture and the volume of water have permissible measurement errors, the values of which are normalized for liquids without free gas content.
Нормирование относительной погрешности кориолисовых счетчиков-расходомеров по каналу измерения массы, как правило, не превышает ±0,1%, а по каналу измерения плотности абсолютная погрешность не более ±2 кг/м3 (по заказу - до ±0,5 кг/м3).The normalization of the relative error of Coriolis flow meters along the mass measurement channel, as a rule, does not exceed ± 0.1%, and the absolute error on the density measurement channel is not more than ± 2 kg / m 3 (on request, up to ± 0.5 kg / m 3 ).
Абсолютная погрешность современных поточных влагомеров не превышает ±0,7%, что необходимо для выполнения требований национального стандарта ГОСТ Р 8.615-2005 «ГСИ. Измерение количества извлекаемых из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования».The absolute error of modern flow hydrometers does not exceed ± 0.7%, which is necessary to meet the requirements of the national standard GOST R 8.615-2005 “GSI. Measurement of the amount of oil and gas extracted from the bowels of the earth. General metrological and technical requirements. "
Исследования кориолисового счетчика-расходомера фирмы «Йокогава» типа «Rotamass» показали, что последствия содержания газа в водовоздушной смеси при измерении массы и плотности непредсказуемы в диапазоне расходов жидкости, используемых при эксплуатации. При этом при малых размеров пузырьков газа возникает отрицательная дополнительная погрешность, а при больших размерах пузырьков газа - положительная дополнительная погрешность [8].Studies of the Rotokass type Yokogawa Coriolis flowmeter have shown that the effects of the gas content in the air-water mixture when measuring mass and density are unpredictable in the range of fluid flow rates used during operation. In this case, for small sizes of gas bubbles, a negative additional error arises, and for large sizes of gas bubbles, a positive additional error [8].
Результаты исследования метрологических характеристик кориолисового счетчика-расходомера фирмы «Endress + Houser» типа «Promass 83F» в зависимости от объемного содержания свободного газа в жидкости проведены в таблице 1 [9].The results of the study of the metrological characteristics of the Coriolis counter-flowmeter company Endress + Houser type Promass 83F depending on the volumetric content of free gas in the liquid are shown in table 1 [9].
Результаты исследования метрологических характеристик другого типа кориолисового расходомера-счетчика приведены в таблице 2 [10].The results of the study of the metrological characteristics of another type of Coriolis flowmeter-counter are shown in table 2 [10].
Применяемые в измерительных установках продукции нефтяных скважин поточные влагомеры также подвержены влиянию свободного газа. При содержании свободного газа до 4% дополнительная погрешность поточных влагомеров может превышать допускаемую погрешность поточных влагомеров, определенную по водонефтяной смеси без содержания свободного газа [11].The in-line moisture meters used in measuring installations for oil well products are also subject to free gas. With a free gas content of up to 4%, the additional error of the in-line moisture meters may exceed the permissible error of the in-line moisture meters determined by the oil-water mixture without free gas [11].
Таким образом, реальные погрешности измерения кориолисовых расходомеров-счетчиков и поточных влагомеров при наличии свободного нефтяного газа в водонефтяной смеси могут намного превышать нормированные допускаемые погрешности и тем самым не позволяют реализовать требования к измерительным установкам по точности измерений массы водонефтяной смеси и массы нефти без учета воды, установленные в ГОСТ Р 8.615-2005.Thus, the real measurement errors of Coriolis flow meters, counters and flow hydrometers in the presence of free petroleum gas in the oil-water mixture can far exceed the normalized permissible errors and thus do not allow to implement the requirements for measuring installations on the accuracy of measurements of the mass of the oil-water mixture and oil mass without taking into account water, established in GOST R 8.615-2005.
В известном принятом за прототип способе заполняют продукцией нефтяной скважины сепарационную калиброванную емкость для разделения на свободный нефтяной газ и водонефтяную смесь, измеряют объем свободного нефтяного газа расходомером-счетиком газа в открытой линии измерения газа при закрытой линии измерения жидкости, прекращают подачу продукции скважины после заполнения сепарационной калиброванной емкости отсепарированной водонефтяной смесью до установленного уровня и закрывают линию измерения газа, выдерживают водонефтяную смесь в сепарационной калиброванной емкости заданное время для обеспечения выхода части свободного газа над установленным уровнем, определяют дебит по массе водонефтяной смеси (сырой нефти), дебит по объему воды и дебит по объему нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, по результатам измерений и вычислений объема нефтяного газа, массы водонефтяной смеси и объемной доли воды в водонефтяной смеси [6].In a known method adopted as a prototype, a calibrated separation tank is filled with oil well products for separation into free petroleum gas and oil-water mixture, the volume of free petroleum gas is measured by a gas flow meter in an open gas measurement line with a closed liquid measurement line, and the flow of well products is stopped after filling the separation calibrated capacity of the separated oil-water mixture to a specified level and close the gas measurement line, withstand water-oil mixture l in the calibrated separation tank the set time to ensure the release of part of the free gas above the set level, determine the flow rate by weight of the oil-water mixture (crude oil), the flow rate by the volume of water and the flow rate by the volume of oil gas reduced to standard conditions, according to the results of measurements and volume calculations oil gas, the mass of the oil-water mixture and the volume fraction of water in the oil-water mixture [6].
Однако способ не позволяет удалить остаточный газ из состава водонефтяной смеси после сепарации при измерениях массы водонефтяной смеси и объемной доли воды, выполняемых непосредственно кориолисовыми расходомерами-счетчиками и поточными влагомерами, для исключения дополнительных погрешностей измерения из-за содержания свободного газа в водонефтяной смеси. За счет этого недостатка гомерительные сепарационные установки, реализующие известный способ, могут иметь недопустимо высокие погрешности измерений водонефтяной смеси в продукции нефтяных скважин.However, the method does not allow the residual gas to be removed from the composition of the oil-water mixture after separation during measurements of the mass of the oil-water mixture and the volume fraction of water performed directly by Coriolis flow meters, flow meters, and flow moisture meters to exclude additional measurement errors due to the free gas content in the oil-water mixture. Due to this drawback, the measuring separation units implementing the known method may have unacceptably high measurement errors of the oil-water mixture in the production of oil wells.
Техническим результатом предлагаемого технического решения является повышение точности определения массы нефти измерительными установками, включающими кориолисовые расходомеры-счетчики и поточные влагомеры, путем удаления из водонефтяной смеси остаточного газа и определения объема остаточного газа в качестве поправки к результатам измерений объема свободного нефтяного газа.The technical result of the proposed technical solution is to increase the accuracy of determining the mass of oil by measuring devices, including Coriolis flow meters, counters and flow moisture meters, by removing residual gas from the oil-water mixture and determining the volume of residual gas as a correction to the results of measurements of the volume of free oil gas.
Технический результат достигается тем, что в заявляемом способе измерения дебита продукции нефтяных скважин, заключающемся в том, что заполняют продукцией нефтяной скважины сепарационную калиброванную емкость для разделения на свободный нефтяной газ и водонефтяную смесь, измеряют объем свободного нефтяного газа расходомером-счетиком газа в открытой линии измерения газа при закрытой линии измерения жидкости, прекращают подачу продукции скважины после заполнения сепарационной калиброванной емкости отсепарированной водонефтяной смесью до установленного уровня и закрывают линию измерения газа, выдерживают водонефтяную смесь в сепарационной калиброванной емкости заданное время для обеспечения выхода части свободного газа, определяют дебит по массе водонефтяной смеси (сырой нефти), дебит по объему воды и дебит по объему нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, по результатам измерений и вычислений объема нефтяного газа, массы водонефтяной смеси и объемной доли воды в водонефтяной смеси, согласно изобретению по истечении заданного времени выдержки открывают линию измерения жидкости и откачивают из сепарационной калиброванной емкости, водонефтяную смесь насосом откачки, который устанавливают в линию измерения жидкости, закрывают линию измерения жидкости и прекращают откачку водонефтяной смеси насосом откачки, измеряют в сепарационной калиброванной емкости давление и температуру остаточного газа и определяют объем остаточного газа в сепарационной калиброванной емкости после откачки водонефтяной смеси. Кроме того, устанавливают в жидкостной линии измерения перед кориолисовым расходомером-счетчиком и поточным влагомером насос откачки с производительностью, обеспечивающей максимальный выход остаточного газа из водонефтяной смеси в сепарационной калиброванной емкости. Причем объем остаточного газа водонефтяной смеси в сепарационной емкости после откачки водонефтяной смеси, приведенный к стандартным условиям, определяют по формулеThe technical result is achieved by the fact that in the inventive method of measuring the production rate of oil wells, which consists in filling the production of an oil well with a separation calibrated tank for separation into free oil gas and oil-water mixture, measure the volume of free oil gas by a gas flow meter in an open measurement line gas with a closed fluid measurement line, stop the flow of well products after filling the separated calibrated separated oil-water tank Sew to a set level and close the gas measurement line, maintain the oil-water mixture in a calibrated separation tank for a predetermined time to ensure the release of part of the free gas, determine the flow rate by weight of the water-oil mixture (crude oil), flow rate by volume of water and flow rate by volume of petroleum gas reduced to standard conditions, according to the results of measurements and calculations of the volume of oil gas, the mass of the oil-water mixture and the volume fraction of water in the oil-water mixture, according to the invention after a predetermined open time a liquid measuring line is drawn and pumped out of the calibrated separation tank, the oil-water mixture is pumped out, which is installed in the liquid measurement line, the liquid measurement line is closed and the oil-water mixture is pumped out, the pressure and temperature of the residual gas are measured in the separation tank and the residual gas volume is determined in a calibrated separation tank after pumping out the oil-water mixture. In addition, a pump is installed in the liquid measuring line in front of the Coriolis flowmeter-meter and in-line moisture meter with a capacity that ensures maximum residual gas output from the oil-water mixture in a calibrated separation tank. Moreover, the volume of residual gas of the oil-water mixture in the separation tank after pumping the oil-water mixture, reduced to standard conditions, is determined by the formula
где Vp - объем остаточного газа, равный объему сепарационной калиброванной емкости от индикатора уровня до дна;where V p is the volume of residual gas equal to the volume of the separation calibrated capacity from the level indicator to the bottom;
Рp, Тp - давление и температура остаточного газа водонефтяной смеси в сепарационной емкости;P p , T p - pressure and temperature of the residual gas of the oil-water mixture in the separation tank;
Рo, Тo - давление и температура остаточного газа водонефтяной смеси в стандартных условиях;P o , T o - pressure and temperature of the residual gas of the oil-water mixture in standard conditions;
К - коэффициент сжимаемости остаточного газа.K is the compressibility factor of the residual gas.
Дебит по объему нефтяного газа, приведенный к стандартным условиям, Q, определяют по формулеThe rate of oil gas volume, reduced to standard conditions, Q, is determined by the formula
где Vг - объем нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям за время измерения, м3,where V g is the volume of petroleum gas reduced to standard conditions during the measurement, m 3 ,
t - время измерения объема нефтяного газа, ч.t is the time of measuring the volume of oil gas, h
На чертеже приведена схема устройства для осуществления предлагаемого способа.The drawing shows a diagram of a device for implementing the proposed method.
Устройство включает вертикальную сепарационную калиброванную емкость 8, в которой установлены датчик температуры 2, датчик давления 3 и индикатор уровня 4. На трубопроводе подачи продукции нефтяных скважин 14 в сепарационную емкость 8 установлен кран 1. На линии измерения газа установлены: кран 5, расходомер-счетчик газа 6, обратный клапан 7. На линии измерения жидкости установлены: кран 9, насос откачки 10, кориолисовый расходомер-счетчик 11, поточный влагомер 12, обратный клапан 13. Выходы линии измерения газа и линии измерения жидкости направлены в выходной коллектор 15.The device includes a calibrated
Устройство работает следующим образом.The device operates as follows.
Продукция нефтяной скважины поступает по трубопроводу 14 в вертикальную сепарационную калиброванную емкость 8, при этом кран 1 на трубопроводе подачи продукции нефтяных скважин 14 и кран 5 на линии измерения газа открыты, кран 9 на линии измерения жидкости закрыт. В сепарационной калиброванной емкости 8 продукция нефтяной скважины разделяется на водонефтяную смесь и отсепарированный свободный нефтяной газ, который измеряется расходомером-счетчиком газа 6 в открытой линии измерения газа. При достижении водонефтяной смесью уровня в сепарационной калиброванной емкости 8, на котором установлен индикатор уровня 4, подается сигнал на закрытие крана 1 и подача продукции нефтяной скважины по трубопроводу 14 прекращается. После чего начинается выдержка водонефтяной смеси установленное время. За установленное время выдержки из водонефтяной смеси в сепарационной калиброванной емкости 8 выделяется свободный нефтяной газ в пространство над уровнем водонефтяной смеси. По окончании времени выдержки закрывается кран 5 и открывается кран 9, одновременно включается насос откачки 10 в линии измерения жидкости. По мере откачки насосом откачки 10 водонефтяной смеси из сепарационной калиброванной емкости 8 уровень водонефтяной смеси снижается от заданного индикатором уровня 4 до дна. Это приводит к снижению давления в сепарационной калиброванной емкости 8 над уровнем водонефтяной смеси и способствует выходу остаточного газа из водонефтяной смеси. Производительность насоса откачки 10 устанавливают в зависимости от обеспечения максимального выхода из водонефтяной смеси остаточного газа. По окончании откачки всей водонефтяной смеси из сепарационной калиброванной емкости 8 насосом откачки 10 кран 9 закрывают, измеряют давление и температуру остаточного газа в сепарационной калиброванной емкости 8 соответственно датчиками 2 и 3. Объем выделенного остаточного газа водонефтяной смеси, приведенный к стандартным условиям, в сепарационной калиброванной емкости 8 после откачки водонефтяной смеси определяют по формулеOil well products are piped through 14 to a calibrated
где Vp - объем остаточного газа, равный заданному объему сепарационной калиброванной емкости от индикатора уровня до дна;where V p is the volume of residual gas equal to a given volume of the calibrated separation tank from the level indicator to the bottom;
Рp, Тp - давление и температура остаточного газа водонефтяной смеси в сепарационной емкости;P p , T p - pressure and temperature of the residual gas of the oil-water mixture in the separation tank;
Рo, Тo - давление и температура остаточного газа водонефтяной смеси в стандартных условиях;P o , T o - pressure and temperature of the residual gas of the oil-water mixture in standard conditions;
К - коэффициент сжимаемости остаточного газа.K is the compressibility factor of the residual gas.
По результатам измерений и вычислений определяется масса водонефтяной смеси (сырой нефти), масса нефти (масса сырой нефти без учета воды) и объем нефтяного газа, приведенный к стандартным условиям с учетом объема выделенного остаточного газа, и дебит по массе водонефтяной смеси (сырой нефти), дебит по объему воды и дебит по объему нефтяного газа. Причем суточный дебит по объему нефтяного газа определяется по формулеAccording to the results of measurements and calculations, the mass of the oil-water mixture (crude oil), the mass of oil (the mass of crude oil excluding water) and the volume of oil gas reduced to standard conditions taking into account the amount of residual gas released, and the flow rate by weight of the water-oil mixture (crude oil) are determined , flow rate by volume of water and flow rate by volume of oil gas. Moreover, the daily rate of oil gas is determined by the formula
где Vг - объем нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям за время измерения, м3,where V g is the volume of petroleum gas reduced to standard conditions during the measurement, m 3 ,
t - время измерения объема нефтяного газа, ч.t is the time of measuring the volume of oil gas, h
Таким образом, предложенный способ измерения дебита продукции нефтяных скважин по сравнению с прототипом позволяет исключить дополнительную погрешность измерения массы водонефтяной смеси - кориолисовыми расходомерами-счетчиками и объемной доли воды - поточным влагомером за счет обеспечения выделения остаточного газа в сепарационной калиброванной емкости из измеряемой водонефтяной смеси и учесть величину объема выделенного остаточного газа в результате измерения объема свободного нефтяного газа в продукции нефтяных скважин.Thus, the proposed method of measuring the production rate of oil wells in comparison with the prototype eliminates the additional error in measuring the mass of the oil-water mixture — Coriolis flow meters, counters and the volume fraction of water — with a flow moisture meter due to the release of residual gas in a calibrated separation tank from the measured oil-water mixture and take into account the amount of residual gas released as a result of measuring the volume of free oil gas in the production of oil wells.
Источники информацииInformation sources
1. Установки измерительные групповые автоматизированные АГЗУ-120М. Описание типа средства измерений. 2010 г.1. Installations measuring group automated AGZU-120M. Description of the type of measuring instrument. 2010 year
2. Установки измерительные ССМ. Описание типа средства измерений. 2009 г.2. Installations measuring SSM. Description of the type of measuring instrument. 2009 year
3. Установки измерительные КТС-ИУ. Описание типа средства измерений. 2007 г.3. Installations measuring KTS-IU. Description of the type of measuring instrument. 2007 year
4. Установки измерительные Мера-ММ.31. Описание типа средства измерений. 2013 г.4. Installations measuring Mera-MM.31. Description of the type of measuring instrument. 2013 year
5. Системы измерения нефти и газа ГЗУ ГКС. Описание типа средства измерений. 2014 г.5. Oil and gas measuring systems GZU GKS. Description of the type of measuring instrument. 2014 year
6. Патент РФ №2386811.6. RF patent No. 2386811.
7. Методическое руководство по исследованию сепарационных установок. РД 39-0147103-352-89.7. Guidelines for the study of separation plants. RD 39-0147103-352-89.
8. Кравченко В., Риккен М. Измерение расхода с помощью кориолисовых расходомеров в случае двухфазного потока. Применение кориолисовых расходомеров в свете выхода ГОСТ 8.615-2005. Законодательная и прикладная метрология. М.: Издательство стандартов, 2006 г. №4.8. Kravchenko V., Rikken M. Flow measurement with Coriolis flow meters in the case of a two-phase flow. The use of Coriolis flowmeters in the light of the output of GOST 8.615-2005. Legislative and applied metrology. M .: Publishing house of standards, 2006, No. 4.
9. М.С. Немиров, П.И. Лукманов. Применение кориолисовых массовых расходомеров для измерения газожидкостных потоков. Приборы. 2010, №6.9. M.S. Nemirov, P.I. Lukmanov. The use of Coriolis mass flowmeters for measuring gas-liquid flows. Devices. 2010, No.6.
10. М. Генри, М. Томбас, М. Замора, Ф. Жоу, Р. Казимиро. Измерение расхода трехфазного потока на основе кориолисового расходомера при добыче нефти и газа. Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. - М.: ОАО ВНИИОЭНТ, 2013, №3.10. M. Henry, M. Tombas, M. Zamora, F. Zhou, R. Casimiro. Three-phase flow measurement based on a Coriolis flowmeter for oil and gas production. Automation, telemechanization and communications in the oil industry. - M .: OJSC VNIIOENT, 2013, No. 3.
11. Вороненко А.В., Аверин В.В., Ушаткин Д.Е. Погрешность измерения влагосодеражния в СВЧ диапазоне. Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. - М.: ОАО ВНИИОЭНТ, 2014, №5.11. Voronenko A.V., Averin V.V., Ushatkin D.E. The error in measuring moisture content in the microwave range. Automation, telemechanization and communications in the oil industry. - M .: OJSC VNIIOENT, 2014, No. 5.
Claims (12)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017100955A RU2647539C1 (en) | 2017-01-10 | 2017-01-10 | Method of measuring the debit of oil well production |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017100955A RU2647539C1 (en) | 2017-01-10 | 2017-01-10 | Method of measuring the debit of oil well production |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2647539C1 true RU2647539C1 (en) | 2018-03-16 |
Family
ID=61629609
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2017100955A RU2647539C1 (en) | 2017-01-10 | 2017-01-10 | Method of measuring the debit of oil well production |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2647539C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2733954C1 (en) * | 2019-08-13 | 2020-10-08 | Общество ограниченной ответственности Научно-производственное предприятие "ВМ система" | Method of measuring production of oil well |
Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1601367A1 (en) * | 1988-01-18 | 1990-10-23 | Октябрьский Филиал Всесоюзного Научно-Исследовательского И Проектно-Конструкторского Института Комплексной Автоматизации Нефтяной И Газовой Промышленности | Unit for measuring yield of oil wells |
| US5535632A (en) * | 1993-10-05 | 1996-07-16 | Atlantic Richfield Company | Systems and methods for measuring flow rates and densities of the components of oil, water and gas mixtures |
| RU2220282C1 (en) * | 2002-06-20 | 2003-12-27 | Открытое акционерное общество "Нефтемаш" | Process measuring production rate of oil wells in systems of sealed gathering and gear for its implementation |
| RU55029U1 (en) * | 2005-11-15 | 2006-07-27 | Открытое акционерное общество "Нефтемаш" | INSTALLATION FOR MEASURING THE DEBIT OF OIL WELL PRODUCTS |
| RU72722U1 (en) * | 2007-10-11 | 2008-04-27 | Открытое акционерное общество "Нефтемаш" | DEVICE FOR MEASURING THE DEBIT OF OIL WELL PRODUCTS "SATELLITE-POWER MASSOMER" ("SATELLITE-SM") |
| RU76070U1 (en) * | 2008-03-17 | 2008-09-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Корпорация Уралтехнострой" (ООО Корпорация Уралтехнострой") | DEVICE FOR MEASURING OIL WELL PRODUCTS |
| RU2386811C1 (en) * | 2008-08-27 | 2010-04-20 | Открытое акционерное общество "Инженерно-производственная фирма "СИБНЕФТЕАВТОМАТИКА" (ОАО ИПФ "СибНА") | Adaptive method of definition of residual (free) gas content at group gage units |
| RU2504653C1 (en) * | 2012-07-30 | 2014-01-20 | Марат Давлетович Валеев | Method of defining oil associated gas and water discharge |
-
2017
- 2017-01-10 RU RU2017100955A patent/RU2647539C1/en active
Patent Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1601367A1 (en) * | 1988-01-18 | 1990-10-23 | Октябрьский Филиал Всесоюзного Научно-Исследовательского И Проектно-Конструкторского Института Комплексной Автоматизации Нефтяной И Газовой Промышленности | Unit for measuring yield of oil wells |
| US5535632A (en) * | 1993-10-05 | 1996-07-16 | Atlantic Richfield Company | Systems and methods for measuring flow rates and densities of the components of oil, water and gas mixtures |
| RU2220282C1 (en) * | 2002-06-20 | 2003-12-27 | Открытое акционерное общество "Нефтемаш" | Process measuring production rate of oil wells in systems of sealed gathering and gear for its implementation |
| RU55029U1 (en) * | 2005-11-15 | 2006-07-27 | Открытое акционерное общество "Нефтемаш" | INSTALLATION FOR MEASURING THE DEBIT OF OIL WELL PRODUCTS |
| RU72722U1 (en) * | 2007-10-11 | 2008-04-27 | Открытое акционерное общество "Нефтемаш" | DEVICE FOR MEASURING THE DEBIT OF OIL WELL PRODUCTS "SATELLITE-POWER MASSOMER" ("SATELLITE-SM") |
| RU76070U1 (en) * | 2008-03-17 | 2008-09-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Корпорация Уралтехнострой" (ООО Корпорация Уралтехнострой") | DEVICE FOR MEASURING OIL WELL PRODUCTS |
| RU2386811C1 (en) * | 2008-08-27 | 2010-04-20 | Открытое акционерное общество "Инженерно-производственная фирма "СИБНЕФТЕАВТОМАТИКА" (ОАО ИПФ "СибНА") | Adaptive method of definition of residual (free) gas content at group gage units |
| RU2504653C1 (en) * | 2012-07-30 | 2014-01-20 | Марат Давлетович Валеев | Method of defining oil associated gas and water discharge |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2733954C1 (en) * | 2019-08-13 | 2020-10-08 | Общество ограниченной ответственности Научно-производственное предприятие "ВМ система" | Method of measuring production of oil well |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2754656C1 (en) | Method and system for measuring flow rates of multiphase and/or multicomponent fluid extracted from oil and gas well | |
| CN102486391A (en) | Bubble type automatic proportion correction liquid level meter | |
| CN201892552U (en) | Oil, gas and water multiphase flowmeter | |
| RU2532490C1 (en) | Method and installation for flow rate measurement of products from gas-condensate and oil wells | |
| RU2629787C2 (en) | Oil well separated gaging device by oil, gas and water | |
| RU2647539C1 (en) | Method of measuring the debit of oil well production | |
| RU2008135064A (en) | ADAPTIVE METHOD FOR DETERMINING RESIDUAL (FREE) GAS CONTENT IN GROUP MEASURING INSTALLATIONS | |
| CA2924847C (en) | Multiphase densitometer | |
| RU2552511C1 (en) | Method to measure oil well capacity on group meter stations | |
| CN108590626B (en) | Oil-gas-water three-phase trace automatic metering device and method | |
| CN201926490U (en) | Exit oil/water two-phase metering system | |
| RU86976U1 (en) | ADAPTIVE DEVICE FOR MEASURING OIL WELL DEBIT | |
| RU2340772C2 (en) | Method of evaluation of water cuttings of well production of oil wells "охн+" | |
| RU129554U1 (en) | DEVICE FOR DETERMINING OIL AND GAS-WATER FLOW PARAMETERS | |
| RU2763193C1 (en) | Method for determining the proportion of petroleum (associated) gas in crude petroleum | |
| CN103162754A (en) | Liquid mass and flow measuring device | |
| RU2519236C1 (en) | Method for determining parameters of oil-gas-water flow | |
| RU35824U1 (en) | SEPARATORY INSTALLATION FOR MEASURING OIL WELL DEBIT | |
| RU99821U1 (en) | INSTALLATION FOR DETERMINING OIL AND GAS-WATER FLOW PARAMETERS | |
| RU2578065C2 (en) | Measurement of oil and gas production wells products | |
| RU132837U1 (en) | INSTALLATION FOR DETERMINING PRODUCT PARAMETERS PRODUCED FROM OIL WELLS | |
| RU2245444C2 (en) | Method for recording oil flow | |
| RU59715U1 (en) | OIL, GAS AND WATER WELL PRODUCT METER | |
| RU176182U1 (en) | Full-flow liquid density meter | |
| CN104048716B (en) | Solution-type current surveying device |