RU2691255C1 - Device for measuring flow rate of oil wells - Google Patents
Device for measuring flow rate of oil wells Download PDFInfo
- Publication number
- RU2691255C1 RU2691255C1 RU2018130448A RU2018130448A RU2691255C1 RU 2691255 C1 RU2691255 C1 RU 2691255C1 RU 2018130448 A RU2018130448 A RU 2018130448A RU 2018130448 A RU2018130448 A RU 2018130448A RU 2691255 C1 RU2691255 C1 RU 2691255C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- liquid
- line
- float
- open
- Prior art date
Links
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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
Abstract
Description
Изобретение относится к технике, используемой в нефтедобывающей промышленности, и предназначено для замера и учета продукции нефтяных скважин.The invention relates to equipment used in the oil industry, and is intended to measure and record the production of oil wells.
Известно устройство для измерения дебита скважин (патент на РФ №2199662, Е21В 47/10, 22.07.2003), содержащее газосепаратор с поплавком, связанным с заслонкой на газовой линии, сообщенный жидкостной и, через заслонку, газовой линиями с общей линией, включающее также счетчик жидкости, клапан с подпружиненным штоком дискретного действия с магнитной фиксацией, 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. Способ подготовки и измерения дебита продукции заключается в том, что в постоянном процессе сепарации нефтеводогазовой смеси из скважины, путем дробления ее потока, смесь разделяют на две фазы (продукты разделения): газовую и жидкую: затем, в постоянно повторяющемся цикле измерения, последовательно выполняют следующие операции: газовую фазу сбрасывают в общую линию, а жидкую фазу накапливают и разделяют при этом на компоненты путем отстоя в гравитационном поле, причем операцию осуществляют до достижения фазой заданного уровня, вследствие чего этим перекрывают сброс газовой фазы и накапливают ее до создания заданного перепада давлений газовой фазы в газосепараторе и среды в общей линии, и, как следствие этого, затем сбрасывают жидкую фазу в общую линию, при этом измеряют ее расход и открывают сброс газовой фазы.A device for measuring well production is known (patent No. 2199662 for the Russian Federation, Е21В 47/10, 07.22.2003) containing a gas separator with a float connected to a gas line valve, communicated with a fluid line and, through the valve, a gas line with a common line, including liquid meter, valve with spring-loaded discrete-action rod with magnetic latching, valve seat, washer made of magnetic material, mounted on the rod and located between the ring magnets installed in the magnetic cores rigidly attached to the body, interacting 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. The method of preparing and measuring the production flow rate consists in that the mixture is divided into two phases (separation products): gas and liquid: then, in a constantly repeating cycle of measurement, the following are performed in a continuous process of separation of the oil-gas mixture from the well; operations: the gas phase is dumped into a common line, and the liquid phase is accumulated and divided into components by sludge in a gravitational field, and the operation is carried out until the phase reaches a predetermined level, due to What is the reason for overlapping the gas phase discharge and accumulating it until a predetermined differential pressure of the gas phase in the gas separator and the medium in the common line is created, and, as a result, then the liquid phase is dumped into the common line, while measuring its flow and opening the gas phase dump.
Недостатками известных способа и устройства являются:The disadvantages of the known method and device are:
- сброс жидкой фазы в виде неупорядоченной последовательности чередующихся порций отстоявшихся компонентов неопределенного объема, что не способствует качественной подготовке 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 indeterminate volume, which does not contribute to high-quality preparation before serving in the fleet;
- измерение дебита только жидкой фазы - смеси двух компонентов: нефти и воды;- measurement of the flow rate of the liquid phase only - a mixture of two components: oil and water;
- отсутствие способа и средств удаления газа, выделившегося из раствора в жидкой фазе при подаче ее жидкостной линией из газосепаратора к счетчику жидкости, что значительно снижает точность измерения.- the lack of a method and means of removing gas released from a solution in the liquid phase when it is supplied by a liquid line from the gas separator to the liquid counter, which significantly reduces the measurement accuracy.
Известно устройство для измерения дебита нефтяных скважин (авт. свид. СССР №1553661, Е21В 47/10, 30.03.1990), 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 газовую 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 is known (ed. USSR No. 1553661, Е21В 47/10, 03/30/1990), which contains a vertical cylindrical separator with a hydrocyclone, level sensors, pressure and temperature sensors, a gas line with a discrete valve, an inlet valve and discharge fluid lines, sedative grids, lower and upper, and microprocessor. The method of measuring the flow rate includes preparing the production of oil wells for measuring the flow rate and directly measuring the measurement itself, performed in a predetermined order: supplying the oil-gas mixture from the oil wells to separation, separating it in a hydrocyclone by inertial impact on the liquid and gas phases the accumulation of the liquid phase in the measurement cavity and its separation into components by sludge in the gravitational field, smoothing the pulsations of the velocity field of its disordered movement, calculating its volume significant and mass flow rates and relative content of oil and water in it, by their known densities, by measuring the filling time of the cavity volume by measuring with the liquid phase and measuring the mass of that volume of the liquid phase by hydrostatic weighing its column, then filling the volume of the cavity by measuring with the liquid phase to level overlap of the discharge of the gas phase and its accumulation with simultaneous measurement of pressure and temperature and, as a consequence, the displacement of the liquid phase into the collecting manifold by the pressure of the gas phase, in percent sse whose calculated production rate of gas phase by the displacement time.
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 способствует 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 indeterminate volume, which does not contribute to high-quality subsequent preparation of it before serving in the fleet;
- отсутствует непосредственный замер 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 which are necessary for the microprocessor to calculate 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;- when changing the flow rate of the gas phase, the pressure and temperature change during the displacement process are not taken into account;
- не стабилизируется величина давления газовой фазы;- the gas phase pressure does not stabilize;
- отсутствуют средства 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 are no means to remove the gas released from the solution in the liquid phase as it passes through the liquid outlet line, which can adversely affect the work of the latter as a siphon;
- не учитывается при определении дебита газовой фазы объем жидкой фазы, дополнительно поступившей в сепаратор во время процесса вытеснения;- when determining the flow rate of the gas phase, the volume of the liquid phase that additionally entered the separator during the displacement process is not taken into account;
- не используются потенциальные возможности способа, проявляющиеся в результате естественного разделения на компоненты жидкой фазы во время ее накопления, для замера плотности компонентов и сохранения устойчивого состояния разделенности жидкой фазы на компоненты при подаче ее в общий коллектор.- do not use the potential of the method, manifested as a result of the natural separation into components of the liquid phase during its accumulation, to measure the density of the components and maintain a steady state of separation of the liquid phase into components when it is fed into a common collector.
Известно устройство для дифференцированного измерения дебита нефтяных скважин (патент РФ №2406823, Е21В 47/10, 20.12.2010), 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, содержания 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 well flow rate is known (RF patent №2406823, Е21В 47/10, 20.12.2010) containing a gas separator, a hydrocyclone, a separator with drains and barrier gaps, discrete valves, volumetric meters, gas-liquid closures, gas line, sensors level, pressure, temperature, microprocessor, and a method of differentiated measurement of oil well flow rate, containing the flow of products from wells in the form of an oil-gas mixture to a separator, its separation in a hydrocyclone into liquid and gas phase Threat, discharge of the gas phase into the common collector with simultaneous measurement of its pressure and temperature, accumulation of the liquid phase, its separation into components by sludge in the gravitational field, smoothing of the velocity field pulsations of the disordered movement of the liquid phase, determination of its volumetric and mass flow rates, oil and water content it by their known densities, then at the end of the accumulation of the liquid phase to a predetermined level, the overlap of the discharge of the gas phase and its accumulation and, as a result of the overlap, the displacement of the liquid phase into a common collector, and at the end of his discovery of the discharge of the gas phase and the 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 их 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 high water cut of oil wells for more accurate measurement of portions of the 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 does not work in gas with a large gas factor of oil well production.
Известны способ измерения дебита продукции нефтяных скважин и устройство для его осуществления (патент РФ №2541991, Е21В 47/10, 18.02.2014). При этом способе из продукции нефтяных скважин в виде нефтеводогазовой смеси выделяют чистую воду системой сифонов за счет создания гидравлического затвора для прохождения нефти и эмульсии. Накапливают прошедшие через гидравлический затвор нефти и эмульсии, переключением и созданием гидравлического затвора для прохождения чистой воды, для последующей идентификации плотномером и измерения объемным расходомером. При накоплении до соответствующего уровня жидкости создают гидравлический затвор для прохождения газа. Под действием возрастающего давления газа с открытием комбинированного регулятора расхода производят выдавливание жидкости из отстойников. С падением уровня жидкости в отстойниках гидравлический затвор ликвидируют, и начинается проход газа через комбинированный расходомер, комбинированный регулятор расхода. Замеряют давление и температуру во время сброса его в общий коллектор. Замеряют объемный расход компонентов нефти, эмульсии, воды и газа. Поддерживают давление среды в заданном интервале его значений. Рассчитывают параметры процесса измерения и дебита нефтяных скважин и при этом обеспечивают подбором сечения в трубопроводах гидрозатворов соотношения скоростей потока жидкостей или газа со скоростью всплытия пузырьков нефти и эмульсии в воде или газа в жидкости. Устройство, в котором газовая линия содержит газовый расходомер и газовый регулятор расхода. Газосепаратор в нижней части связан с общим коллектором комбинированным расходомером, комбинированным регулятором расхода и плотномером через буферную емкость, которая соединена с разделительной емкостью газовым трубопроводом и жидкостным трубопроводом. Разделительная емкость и буферная емкость, соединенные газовым трубопроводом, образуют прямой и оппозитный сифон, а соединенные жидкостным трубопроводом - оппозитный сифон. Буферная емкость связана с общим коллектором измерительной линией. 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. Микропроцессор соединен с газовым расходомером, газовым регулятором расхода, комбинированным расходомером, комбинированным регулятором расхода и плотномером.There is a method of measuring the production rate of oil wells and a device for its implementation (RF patent No. 2541991, Е21В 47/10, 02/18/2014). In this method, from the production of oil wells in the form of an oil / gas mixture, clean water is extracted by a siphon system by creating a hydraulic lock for the passage of oil and emulsion. They accumulate oil and emulsions that have passed through the hydraulic valve, switching and creating a hydraulic valve for the passage of pure water, for subsequent identification by a density meter and measurement by a volumetric flow meter. When accumulated to an appropriate level of fluid, a gas lock is created for the passage of gas. Under the action of increasing gas pressure with the opening of the combined flow regulator, the liquid is squeezed out of the sumps. With the fall of the liquid level in the settling tanks, the hydraulic shutter is eliminated, and the passage of gas through the combined flow meter, the combined flow regulator begins. Measure the pressure and temperature during its discharge into the common collector. Measure the volumetric flow rate of the components of oil, emulsion, water and gas. Maintain the pressure of the medium in a given interval of its values. Calculate the parameters of the measurement process and the flow rate of oil wells and at the same time provide the selection of the cross section in the hydraulic locks pipelines for the ratio of the flow rates of liquids or gas to the rate of ascent of oil bubbles and the emulsion in water or gas in a liquid. A device in which the gas line contains a gas flow meter and a gas flow regulator. The gas separator in the lower part is connected to the common collector by a combined flow meter, a combined flow regulator and a densitometer through a buffer tank, which is connected to the separation tank by a gas pipeline and a liquid pipeline. The separation tank and the buffer tank, connected by a gas pipeline, form a direct and opposite siphon, and those connected by a liquid pipeline form an opposite siphon. The buffer capacity is connected to the common collector by a measuring line. 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 that form two straight siphons and two opposite siphons. Partitions are installed between the zone of the vertical settling tank and the vertical pipeline in the gas separator. The microprocessor is connected to a gas flow meter, a gas flow regulator, a combined flow meter, a combined flow regulator, and a density meter.
Недостатками аналога являются:The disadvantages of the analogue are:
- отсутствие четкого разделения жидкой и газовой фазы измерения, так как существует возможность прохождения через газовый счетчик газожидкостной смеси;- the absence of a clear separation of the liquid and gas phase measurements, since there is the possibility of passing a gas-liquid mixture through the gas meter;
- наличие погрешности в широком диапазоне измерения расхода жидкой и газовой фаз продукции при наличии разных расходомеров для жидкости и газа.- the presence of error in a wide range of measurement of the flow rate of the liquid and gas phases of products in the presence of different flow meters for liquid and gas.
Известен способ измерения дебита нефтяных скважин и устройство его осуществления (варианты) (патент РФ №2351757, Е21В 47/10, 05.09.2007). Устройство состоит из газосепаратора с продуктоотборником и поплавком, связанным с заслонкой на газовой линии, сообщающей газосепаратор через объемный и массовый расходомеры и клапан с общей линией. Газосепаратор также сообщен с аварийной емкостью и связан с общей линией через гравитационный сепаратор с сифонным продуктоотборником, а через объемный и массовый расходомеры и клапан - жидкостной линией. Заслонка оборудована байпасом, включающим компенсационную емкость и клапан. Имеется блок вычисления, учета добычи, регистрации и анализа результатов измерения. Клапаны выполнены с фиксацией крайних положений и с возможностью открытия прохода сверх номинала. Способ включает отделение газовой фазы от жидкой, замер расхода и вычисление ее плотности, двухэтапное разделение жидкой фазы: предварительное - в процессе ее накопления и окончательное -гравитационной сепарацией после дросселирования отдельных капель нефти на компоненты, отбор поочередно порций каждого компонента, затем дублированный замер расходов компонентов и вычисление их плотностей. По данным замеров производят определение дебита скважин по компонентам отдельно и учет добычи.There is a method of measuring the flow rate of oil wells and the device for its implementation (options) (RF patent No. 2351757, Е21В 47/10, 05.09.2007). The device consists of a gas separator with a product collector and a float associated with a valve on the gas line, which communicates the gas separator through volumetric and mass flow meters and a valve with a common line. The gas separator is also communicated with the emergency tank and is connected to the common line through a gravity separator with a siphon product collector, and through a volumetric and mass flow meter and valve, a liquid line. The valve is equipped with a bypass, including a compensation tank and a valve. There is a unit for calculating, recording production, recording and analyzing measurement results. The valves are made with fixing the extreme positions and with the possibility of opening the passage beyond the nominal. The method includes separating the gas phase from the liquid, measuring the flow rate and calculating its density, two-stage separation of the liquid phase: preliminary - in the process of its accumulation and the final - gravitational separation after throttling individual drops of oil into components, the selection of alternate portions of each component, then duplicate measurement of the component costs and calculating their densities. According to the measurements, the production of wells is determined by component separately and production is taken into account.
Недостатками аналога являются:The disadvantages of the analogue are:
- применение расходомеров жидкости и газа разного типа, что расширяет диапазон погрешности измерений;- the use of liquid and gas flow meters of different types, which expands the range of measurement error;
в процессе измерения расхода газа существует возможность прохождения и учета расходомером по газу капельной газожидкостной смеси;in the process of measuring the gas flow rate, it is possible for the flow meter to pass through and account for the gas by the dropping gas-liquid mixture;
- отсутствие калибровки показаний расходомеров по газу и жидкости между собой по погрешности их показаний в режиме их постоянной работы.- the lack of calibration of the indications of flow meters for gas and liquid among themselves according to the error of their testimony in the mode of their permanent operation.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ измерения дебита нефтяных скважин и устройство для его осуществления (патент РФ №2610745, Е21В 47/10, 15.02.2017).The closest in technical essence and the achieved result is a method of measuring the flow rate of oil wells and a device for its implementation (RF patent №2610745, Е21В 47/10, 15.02.2017).
Способ измерения дебита нефтяных скважин включает постоянный процесс разделения нефтеводогазовой смеси на компоненты и содержит вначале отделения газовой фазы от жидкой дисперсией потока смеси и инерционным воздействием на поток газа, затем разделение жидкой фазы на нефть и воду методом отстоя в гравитационном поле и повторяющийся цикл измерения, включающий последовательно: сброс газовой фазы в общую линию с одновременным измерением ее расхода, накопление жидкой фазы до заданного уровня и, как следствие этого, перекрытие сброса газовой фазы, накопление газовой фазы до заданного перепада давлений ее и среды в общей линии и, как следствие этого, сброс жидкой фазы порцией заданной величины в общую линию с одновременным измерением ее расхода и открытием сброса газовой фазы, а также поддержание давления газовой фазы в заданных пределах сбросом ее в общую линию и сброс порции газовой фазы, дополнительно поступившей из скважин с газовым «пузырем», вне зависимости от уровня накопления жидкой фазы. При этом определение дебита продукции нефтяных скважин производят поочередным заполнением жидкостью, с учетом времени заполнения, и вытеснением жидкости, с учетом времени вытеснения, фиксированного объема газосепаратора, заданного с помощью датчиков фиксированными положениями заслонки «открыто» и «закрыто» и верхнего и нижнего положений поплавка, с поочередным раздельным измерением контроллером дебита газа по счетчику газа, и дебита жидкости по счетчику жидкости либо измерением дебита газа по счетчику жидкости, либо измерением дебита жидкости по счетчику газа. В реализующем способ устройстве на газовой линии установлены датчики давления и температуры, связанные с контроллером, причем газовая заслонка на газовой линии и поплавок газосепаратора связаны рычажно-пружинным механизмом с возможностью фиксации положения газовой заслонки «открыто» или «закрыто», при этом газовая заслонка снабжена соединенными с контроллером датчиками положения «открыто» или «закрыто» фиксированного объема газосепаратора жидкой фазы, ограниченного нижним и верхним уровнями, определяемыми положениями поплавка.The method of measuring the flow rate of oil wells includes a continuous process of separating the oil / gas mixture into components and contains first the separation of the gas phase from the liquid dispersion of the mixture flow and the inertial effect on the gas flow, then the separation of the liquid phase into oil and water by the method of sludge in the gravitational field and a repeated measurement cycle, including consecutively: discharge of the gas phase into a common line with simultaneous measurement of its flow, accumulation of the liquid phase to a predetermined level and, as a result, blocking of the discharge of gases phase, the accumulation of the gas phase to a predetermined pressure difference between it and the medium in a common line and, as a consequence, the discharge of the liquid phase in a portion of a given value into a common line while simultaneously measuring its flow rate and opening the gas phase discharge, as well as maintaining the pressure of the gas phase in limits by dumping it into a common line and dumping a portion of the gas phase, additionally coming from wells with a gas “bubble”, regardless of the level of accumulation of the liquid phase. At the same time, determination of the flow rate of oil wells production is performed by alternately filling with fluid, taking into account the filling time, and displacing the fluid, taking into account the displacement time, a fixed volume of the gas separator, specified by sensors using the fixed positions of the “open” and “closed” valves and the upper and lower positions of the float , with alternate separate measurement by the controller of the gas flow rate on the gas meter, and the liquid flow rate on the liquid meter, or by measuring the gas flow rate on the liquid meter, or by measuring the debi that fluid over the gas meter. In the device implementing the method, pressure and temperature sensors connected to the controller are installed on the gas line, the gas valve on the gas line and the gas separator float are connected by a lever-spring mechanism with the possibility of fixing the position of the gas valve open or closed, while the gas valve is fitted position sensors connected to the controller with the “open” or “closed” position of the fixed volume of the gas separator of the liquid phase, bounded by the lower and upper levels determined by the positions of the float.
Недостатками ближайшего аналога являются:The disadvantages of the closest analogue are:
- использование двух измерительных линий для жидкости и для газа;- use of two measuring lines for liquid and for gas;
- наличие большого количества средств измерений, обусловленное применением двух измерительных линий, и как следствие, значительные эксплуатационные затраты;- the presence of a large number of measuring instruments, due to the use of two measuring lines, and as a result, significant operating costs;
- использование большого количества средств измерения обуславливает пониженную точность результатов измерения.- the use of a large number of measuring instruments causes a reduced accuracy of the measurement results.
Задачей изобретения является повышение точности измерения дебита нефтяных скважин по отдельным компонентам их продукции.The objective of the invention is to improve the accuracy of measuring the flow rate of oil wells for the individual components of their products.
Техническим результатом заявляемого изобретения является повышение качества и эффективности измерения дебита нефтяных скважин.The technical result of the claimed invention is to improve the quality and efficiency of measuring the flow rate of oil wells.
Поставленная задача решается, а технический результат достигается тем, что в устройстве для измерения дебита нефтяных скважин, содержащем газосепаратор с поплавком, связанным с газовой заслонкой на газовой линии, сообщающей газосепаратор с общей линией, связанные с контроллером расходомер, регулятор расхода, установленные на линии, сообщающей газосепаратор с общей линией, с возможностью фиксации их в двух крайних положениях «открыто» или «закрыто», при этом на газовой линии установлены датчики давления и температуры, связанные с контроллером, причем газовая заслонка на газовой линии и поплавок газосепаратора связаны рычажно-пружинным механизмом с возможностью фиксации положения газовой заслонки «открыто» или «закрыто», при этом газовая заслонка снабжена соединенными с контроллером датчиками положения «открыто» или «закрыто» фиксированного объема газосепаратора жидкой фазы, ограниченного нижним и верхним уровнями, определяемыми положениями поплавка, согласно изобретению, жидкостная линия соединена через газовую линию с общей линией после газовой заслонки перед расходомером, при этом на жидкостной линии смонтирована жидкостная заслонка, с рычажно-пружинным механизмом, соединенная с поплавком газосепаратора с возможностью фиксации жидкостной заслонки во взаимосвязанных положениях с газовой заслонкой «открыто» или «закрыто», при чем на жидкостной линии установлен плотномер, измеряющий в совокупности с расходомером массу проходящей жидкости, при этом жидкостная заслонка снабжена соединенными с контроллером датчиками положения «открыто» или «закрыто» фиксированного объема газосепаратора жидкой фазы, ограниченного нижним и верхним уровнями, определяемыми положениями поплавка.The problem is solved, and the technical result is achieved by the fact that in the device for measuring the flow rate of oil wells, containing a gas separator with a float associated with a gas valve on the gas line, indicating a gas separator with a common line, connected to the flow meter controller, flow regulator installed on the line, communicating gas separator with a common line, with the possibility of fixing them in two extreme positions "open" or "closed", while on the gas line there are pressure and temperature sensors connected with The gas damper on the gas line and the gas separator float are connected by a lever-spring mechanism with the possibility of fixing the position of the gas damper “open” or “closed”, while the gas damper is equipped with sensors of the “open” or “closed” position of the fixed gas separator connected to the controller the liquid phase bounded by the lower and upper levels determined by the positions of the float according to the invention, the liquid line is connected via a gas line with a common line after the gas valve before a flow meter, with a liquid valve mounted on the liquid line, with a lever-spring mechanism, connected to the gas separator float with the possibility of fixing the liquid valve in interconnected positions with the gas valve open or closed, and there is a density meter on the liquid line that measures in combination with the flow meter, the mass of the flowing fluid, while the liquid damper is fitted with sensors of the “open” or “closed” position of the fixed gas separator connected to the controller; dkoy phase bounded by lower and upper levels, determines the position of the float.
Суть изобретения поясняется чертежами. На фиг. 1 изображена схема устройства с открытой газовой заслонкой и закрытой жидкостной заслонкой. На фиг. 2 изображена схема устройства с закрытой газовой заслонкой и открытой жидкостной заслонкой.The essence of the invention is illustrated by drawings. FIG. 1 shows a diagram of a device with an open gas valve and a closed liquid valve. FIG. 2 shows a diagram of a device with a closed gas damper and an open liquid damper.
Устройство для измерения дебита нефтяных скважин (в дальнейшем тексте «устройство») содержит газосепаратор 1 с поплавком 2, связанным с газовой заслонкой 3 на газовой линии 4, сообщающей газосепаратор 1 с общей линией 5, связанные с контроллером 6 расходомер 7, регулятор расхода 8, установленные на газовой линии 4, сообщающей газосепаратор 1 с общей линией 5, с возможностью фиксации их в двух крайних положениях «открыто» или «закрыто», при этом на газовой линии 4 установлены датчики давления 9 и температуры 10, связанные с контроллером 6, причем газовая заслонка 3 на газовой линии 4 и поплавок 2 газосепаратора 1 связаны рычажно-пружинным механизмом 11 с возможностью фиксации положения газовой заслонки 3 «открыто» или «закрыто», при этом газовая заслонка 3 снабжена соединенными с контроллером 6 датчиками положения «открыто» 12 или «закрыто» 13 фиксированного объема газосепаратора 1 жидкой фазы, ограниченного нижним и верхним уровнями, определяемыми положениями поплавка.A device for measuring the flow rate of oil wells (hereinafter referred to as “the device”) contains a gas separator 1 with a
Жидкостная линия 14 соединена через газовую линию 4 с общей линией 5 после газовой заслонки 3 перед расходомером 7, при этом на жидкостной линии 14 смонтирована жидкостная заслонка 15, с рычажно-пружинным механизмом 16, соединенная с поплавком 2 газосепаратора 1 с возможностью фиксации жидкостной заслонки 15 во взаимосвязанных положениях с газовой заслонкой 3 «открыто» или «закрыто», при чем на жидкостной линии 14 установлен плотномер 17, измеряющий в совокупности с расходомером 7 массу проходящей жидкости, при этом жидкостная заслонка 15 снабжена соединенными с контроллером 6 датчиками положения «открыто» 18 или «закрыто» 19 фиксированного объема газосепаратора 1 жидкой фазы, ограниченного нижним и верхним уровнями, определяемыми положениями поплавка 2.
Устройство для измерения дебита нефтяных скважин работает следующим образом: продукцию нефтяных скважин в виде нефтегазовой смеси подают в газосепаратор 1, в котором производят отделение газа от жидкости, и газ из газосепаратора 1 по мере его поступления через открытую газовую заслонку 3, газовую линию 4, расходомер 7, датчики давления 9 и температуры 10, регулятор расхода 8 попадают в общую линию 5, при этом жидкостная заслонка 15 на жидкостной линии 14 под воздействием рычажно-пружинного механизма 16 от поплавка 2 находится в закрытом положении. При открытой газовой заслонке 3 и закрытой жидкостной заслонке 15 расходомер 7 измеряет расход газа.A device for measuring the flow rate of oil wells works as follows: the production of oil wells in the form of an oil and gas mixture is fed to the gas separator 1, which separates gas from the liquid, and gas from the gas separator 1 as it enters through the
По мере накопления жидкости в газосепараторе 1 и достижением поплавка 2 максимального уровня жидкости Н под воздействием рычажно-пружинных механизмов 11 и 16 происходит переключение газовой 3 и жидкостной 15 заслонок, причем газовая заслонка 3 занимает положение «закрыто», а жидкостная заслонка занимает положение «открыто». В процессе поступления продукции нефтяной скважины в устройство между газосепаратором 1 и общей линией 5 создается перепад давления. При этом с достижением перепада давления между газосепаратором 1 и общей линией 5 величины открытия регулятора расхода 8, который открывается и начинается движение жидкости из газосепаратора 1 по жидкостной линии 14 через расходомер 7, регулятор расхода 8 в общую линию 5 по газовой линии 4. При открытой жидкостной заслонке 3 и закрытой газовой заслонке 15 расходомер 7 измеряет расход жидкости. Контроллер 6 определяет измерение расходомером 7 объема жидкости или газа по открытым положениям заслонок жидкости 15 или газа 3. С опорожнением газосепаратора 1 от жидкости и достижением жидкостью минимального уровня h, поплавок 2 через рычажно-пружинные механизмы 11 и 16 производят переключение газовой и жидкостной заслонок 3 и 15. Открывается газовая заслонка 3, закрывается жидкостная заслонка 15.As the liquid in the separator 1 accumulates and the
Газосепаратор 1 заполняется жидкостью с вытеснением газа с последующим опорожнением газосепаратора 1 от жидкости газом, синхронным переключением заслонок 3 и 15, последовательным измерением массы или объема каждого из компонентов (жидкости или газа). Далее работа устройства повторяется.Gas separator 1 is filled with liquid, displacing gas, followed by emptying gas separator 1 from gas, synchronous switching of
Использование изобретения позволяет повысить точность и количество измерения дебита газа и жидкости нефтяных скважин и создать надежное устройство с выбором оптимального способа измерения с подбором оптимального состава средств измерения.The use of the invention allows to improve the accuracy and amount of measurement of gas and liquid oil flow rates and to create a reliable device with the choice of the optimal measurement method with the selection of the optimal composition of the measuring means.
Заявляемое изобретение обеспечивает повышение точности измерения дебита нефтяных скважин по отдельным компонентам их продукции, а также повышение качества и эффективности измерения дебита нефтяных скважин.The claimed invention improves the accuracy of measuring the flow rate of oil wells for individual components of their products, as well as improving the quality and efficiency of measuring the flow rate of oil wells.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018130448A RU2691255C1 (en) | 2018-08-21 | 2018-08-21 | Device for measuring flow rate of oil wells |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018130448A RU2691255C1 (en) | 2018-08-21 | 2018-08-21 | Device for measuring flow rate of oil wells |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2691255C1 true RU2691255C1 (en) | 2019-06-11 |
Family
ID=66947401
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2018130448A RU2691255C1 (en) | 2018-08-21 | 2018-08-21 | Device for measuring flow rate of oil wells |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2691255C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| FR3112384A1 (en) * | 2020-07-10 | 2022-01-14 | Metis Africa | Multiphase flow meter |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU326357A1 (en) * | Государственный институт проектированию , исследовательским | DEVICE FOR MEASURING DEBIT | ||
| US4549432A (en) * | 1984-01-23 | 1985-10-29 | Murphy Oil Company Limited | Metering separator for determining the liquid mass flow rate in a gas-liquid oilfield production stream |
| 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 |
| SU1677288A1 (en) * | 1989-04-24 | 1991-09-15 | Нефтегазодобывающее Управление "Белозернефть" | Downhole flowmeter |
| RU2492322C2 (en) * | 2011-12-13 | 2013-09-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ОЗНА-Измерительные системы" | Device to measure product yield of oil and gas producing wells |
| RU2548289C1 (en) * | 2013-11-12 | 2015-04-20 | Закрытое акционерное общество "ОЗНА-Измерительные системы" | Device for measurement of oil and gas well flow rate |
| RU2610745C1 (en) * | 2015-12-15 | 2017-02-15 | Рауф Рахимович Сафаров | Method of measuring flow rate of oil wells and device for its implementation |
-
2018
- 2018-08-21 RU RU2018130448A patent/RU2691255C1/en active
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU326357A1 (en) * | Государственный институт проектированию , исследовательским | DEVICE FOR MEASURING DEBIT | ||
| US4549432A (en) * | 1984-01-23 | 1985-10-29 | Murphy Oil Company Limited | Metering separator for determining the liquid mass flow rate in a gas-liquid oilfield production stream |
| 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 |
| SU1677288A1 (en) * | 1989-04-24 | 1991-09-15 | Нефтегазодобывающее Управление "Белозернефть" | Downhole flowmeter |
| RU2492322C2 (en) * | 2011-12-13 | 2013-09-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ОЗНА-Измерительные системы" | Device to measure product yield of oil and gas producing wells |
| RU2548289C1 (en) * | 2013-11-12 | 2015-04-20 | Закрытое акционерное общество "ОЗНА-Измерительные системы" | Device for measurement of oil and gas well flow rate |
| RU2610745C1 (en) * | 2015-12-15 | 2017-02-15 | Рауф Рахимович Сафаров | Method of measuring flow rate of oil wells and device for its implementation |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| FR3112384A1 (en) * | 2020-07-10 | 2022-01-14 | Metis Africa | Multiphase flow meter |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EP2497556B1 (en) | Water removing device for extremly high water content three-phase flow | |
| US5535632A (en) | Systems and methods for measuring flow rates and densities of the components of oil, water and gas mixtures | |
| US7311001B2 (en) | Multiphase flow measurement apparatus and method | |
| RU2610745C1 (en) | Method of measuring flow rate of oil wells and device for its implementation | |
| RU2299322C1 (en) | Method for oil and gas-condensate well production measurement in air-tight oil collection systems | |
| WO2008050522A1 (en) | Multi-phase flowmeter | |
| US5205310A (en) | System and method for flow control for high watercut oil production | |
| CN105840169A (en) | Pried type oil-gas-separation single-well metering device and metering method thereof | |
| US7966892B1 (en) | In line sampler separator | |
| RU2351757C1 (en) | Methods of measuring oil well yield and device for implementation of this method (versions) | |
| RU2415263C2 (en) | Procedure for preparing and measurement of production output of oil wells and device for its implementation (versions) | |
| RU2691255C1 (en) | Device for measuring flow rate of oil wells | |
| RU2426877C1 (en) | Device for measurement of yield of gas and fluid of oil wells | |
| RU2655866C1 (en) | Plant for measuring production rate of gas condensate wells | |
| RU2664530C1 (en) | Device and method for measuring the flow rate of oil wells | |
| EP1020713B1 (en) | Method and system for determining biphase flow rate | |
| CN205778806U (en) | A kind of skid-mounted type Oil-gas Separation single well metering device | |
| WO2019086918A1 (en) | Flow measurement of fluid containing solid by bottom-fed flume | |
| RU2593674C1 (en) | Device for measuring flow rate of oil wells (versions) | |
| RU2532490C1 (en) | Method and installation for flow rate measurement of products from gas-condensate and oil wells | |
| RU155020U1 (en) | INSTALLATION FOR MEASURING THE DEBIT OF OIL WELL PRODUCTS | |
| CN103993872B (en) | Crude oil volume type measuring sledge | |
| RU2761074C1 (en) | Device and method for measuring oil well flow rate | |
| RU2585778C1 (en) | Device for measurement of flow rate of oil and gas | |
| RU2733954C1 (en) | Method of measuring production of oil well |