RU2764056C1 - System and method for measuring the parameters of the flow of a multiphase and/or multicomponent fluid extracted from a petroleum and gas borehole with controlled change therein - Google Patents

System and method for measuring the parameters of the flow of a multiphase and/or multicomponent fluid extracted from a petroleum and gas borehole with controlled change therein Download PDF

Info

Publication number
RU2764056C1
RU2764056C1 RU2020132480A RU2020132480A RU2764056C1 RU 2764056 C1 RU2764056 C1 RU 2764056C1 RU 2020132480 A RU2020132480 A RU 2020132480A RU 2020132480 A RU2020132480 A RU 2020132480A RU 2764056 C1 RU2764056 C1 RU 2764056C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
flow
produced
parameters
fluid
phase
Prior art date
Application number
RU2020132480A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Денис Евгеньевич Сыресин
Иван Витальевич Врабие
Жан-Филипп ХУССЕНЕ
Бертран Тевени
Виктор Викторович Корнеев
Николай Федорович Тарелко
Ермек Талгатович КАИПОВ
Хамид ХАДЖУБИ
Original Assignee
Шлюмберже Текнолоджи Б.В.
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Шлюмберже Текнолоджи Б.В. filed Critical Шлюмберже Текнолоджи Б.В.
Priority to RU2020132480A priority Critical patent/RU2764056C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2764056C1 publication Critical patent/RU2764056C1/en

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

Landscapes

  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Geophysics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Measuring Volume Flow (AREA)

Abstract

FIELD: measuring equipment.
SUBSTANCE: group of inventions relates to production of multiphase and/or multicomponent fluids from petroleum and gas boreholes and is intended for measuring the main parameters of the flow of the produced fluid in operating conditions during production. The system comprises at least one main measuring apparatus installed on the flow line of the fluid produced from the well and intended for measuring the parameters of the flow of the produced fluid, an apparatus for changing the parameters of the flow of the produced fluid, connected to the flow line of the produced fluid, and at least one additional measuring apparatus connected to the flow line of the produced fluid and intended for measuring the changed parameters of the flow of the produced fluid.
EFFECT: possibility of varying the main parameters of the flow of the produced fluid in a relatively short time is provided, allowing for an increase in the ranges of change in said parameters for improving the quality of operation of various measuring apparatuses both in and outside of the borehole, and models, evaluation and adaptation of said systems to conditions potentially encountered in the future.
13 cl, 6 dwg

Description

Изобретение относится к добыче многофазных и/или многокомпонентных флюидов из нефтегазовых скважин и предназначено для проведения измерений основных параметров потока добываемого флюида в рабочих условиях во время добычи с обеспечением возможности контролируемого изменения различных параметров потока, таких, как расходы, компонентный состав, обводненность, газосодержание, давления и т.д.The invention relates to the production of multi-phase and / or multi-component fluids from oil and gas wells and is intended to measure the main parameters of the flow of the produced fluid under operating conditions during production, providing the possibility of controlled changes in various flow parameters, such as flow rates, component composition, water cut, gas content, pressure, etc.

Известно, что за время эксплуатации нефтегазовых скважин их дебиты, режимы течений, фазовый и компонентный состав подвержены постоянным систематическим и случайным изменениям. Эти изменения могут быть вызваны как естественными, например из-за истощения или заводненности пласта, так и техногическими, например установка насосов, изменение диаметра штуцера, причинами. В то же время многие приборы, оборудование и математические модели, используемые при добыче, могут быть ограничены по рабочему диапазону применимости и в рабочих условиях часто могут быть настроены, откалиброваны и поверены лишь в узком диапазоне параметров потока. Таким образом, важным является иметь возможность варьирования основных параметров потока за относительно короткое время для увеличения рабочего диапазона используемых приборов, оборудования и математических моделей.It is known that during the operation of oil and gas wells, their flow rates, flow regimes, phase and component composition are subject to constant systematic and random changes. These changes can be caused by both natural, for example, due to depletion or water flooding of the reservoir, and technological, for example, the installation of pumps, a change in the diameter of the choke, reasons. At the same time, many instruments, equipment and mathematical models used in production can be limited in their operating range of applicability and under operating conditions can often be tuned, calibrated and verified only in a narrow range of flow parameters. Thus, it is important to be able to vary the main flow parameters in a relatively short time to increase the operating range of the instruments, equipment and mathematical models used.

Из уровня техники известны системы, предназначенные для калибровок и поверок оборудования, устанавливаемого на устье скважины или на линии потока добываемого флюида. Однако большинство из этих систем требуют отключения данного оборудования на время операции или не позволяют проводить работу с реальными рабочими флюидами при реальных давлениях и температурах, либо проводят измерения лишь при фиксированных условиях без возможности их модификации.In the prior art, systems are known for calibrating and verifying equipment installed at the wellhead or on the flow line of the produced fluid. However, most of these systems require the shutdown of this equipment for the duration of the operation or do not allow working with real working fluids at real pressures and temperatures, or only measure under fixed conditions without the possibility of modifying them.

В патенте RU 2532489С1 описана система, устанавливаемая на скважину и позволяющая проводить калибровки многофазных расходомеров при изменяющихся рабочих условиях, однако это изобретение обеспечивает возможность изменения лишь двухфазовых расходов, а не трехкомпонентных, что не позволяет добиться изменения обводненности. При этом указанное изобретение не предусматривает возможность увеличения расходов воды и жидкой фазы относительно первоначального уровня. В данном изобретении также отсутствует возможность "обучения" устройств и моделей и предсказания поломок путем расширения диапазона видимости для этих устройств.Patent RU 2532489C1 describes a system that is installed on a well and allows calibration of multiphase flowmeters under changing operating conditions, however, this invention provides the ability to change only two-phase flow rates, and not three-component ones, which does not allow to achieve a change in water cut. This invention does not provide for the possibility of increasing the flow of water and the liquid phase relative to the initial level. This invention also lacks the ability to "learn" devices and models and predict breakdowns by expanding the range of visibility for these devices.

Технический результат, достигаемый при реализации предлагаемого изобретения, заключается в обеспечении возможности варьирования основных параметров потока добываемого многофазного и/или многокомпонентного флюида за относительно короткое время, что позволяет увеличить диапазоны изменения этих параметров для улучшения качества работы различных измерительных устройств, расположенных как в скважине, так и снаружи, и моделей, а также оценить и адаптировать данные системы к условиям, которые могут быть потенциально встречены в будущем. Кроме того, обеспечивается возможность обнаружения дефектов и поломок (отказов), которые могут произойти в будущем, обучение тестируемых устройств с помощью эталонных измерений, а также возможность оптимизации работы оборудования и оптимизации надежности, безопасности и продуктивности скважины.The technical result achieved by the implementation of the proposed invention is to provide the possibility of varying the main flow parameters of the produced multi-phase and/or multi-component fluid in a relatively short time, which allows you to increase the ranges of these parameters to improve the quality of various measuring devices located both in the well and and outside, and models, as well as evaluate and adapt these systems to conditions that may potentially be encountered in the future. In addition, it provides the ability to detect defects and breakdowns (failures) that may occur in the future, train test devices using reference measurements, as well as the ability to optimize equipment operation and optimize the reliability, safety and productivity of the well.

Указанный технический результат достигается тем, что предлагаемая система для измерения параметров потока многофазного и/или многокомпонентного флюида, добываемого из нефтегазовой скважины, с их контролируемым изменением, содержит по меньшей мере одно основное измерительное устройство, установленное на линии потока добываемого из скважины флюида и предназначенное для измерений параметров потока добываемого флюида, и устройство для изменения параметров потока добываемого флюида, подключенное к линии потока добываемого флюида. Система также содержит по меньшей мере одно дополнительное измерительное устройство, подключенное к линии потока добываемого флюида и предназначенное для измерения измененных параметров потока добываемого флюида.This technical result is achieved by the fact that the proposed system for measuring the parameters of the flow of a multi-phase and/or multi-component fluid produced from an oil and gas well, with their controlled change, contains at least one main measuring device installed on the flow line of the fluid produced from the well and intended for measuring the flow parameters of the produced fluid, and a device for changing the parameters of the flow of the produced fluid connected to the flow line of the produced fluid. The system also contains at least one additional measuring device connected to the flow line of the produced fluid and designed to measure the changed parameters of the flow of the produced fluid.

В соответствии с одним из вариантов осуществления изобретения основное измерительное устройство установлено на подсоединенной к скважине внешней проливной линии для пропускания потока добываемого флюида. Устройство для изменения параметров потока добываемого флюида содержит трехфазный сепаратор, предназначенный для разделения потока добываемого флюида на отдельные компоненты и подсоединенный к проливной линии выше основного измерительного устройства по течению потока добываемого флюида. К сепаратору подключены отдельные линии для потоков отдельных компонентов разделенного в сепараторе потока добываемого флюида, при этом каждая отдельная линия снабжена устройством для регулирования расхода компонента. Устройство для изменения параметров потока также содержит устройство для последующего смешения по меньшей мере частей по меньшей мере двух компонентов, к которому подключены линии для потоков отдельных компонентов, при этом каждая отдельная линия подключена к устройству для последующего смешения ниже устройства для регулирования расхода компонента по потоку компонента, а дополнительное измерительное устройство, подключено к линии потока добываемого флюида между основным измерительным устройством и местом подключения устройства для изменения параметров потока добываемого флюида. Основное измерительное устройство может содержать набор датчиков, чувствительных к по меньшей мере одному параметру потока добываемого из скважины многофазного и/или многокомпонентного флюида, или оно может представлять собой многофазный или однофазный расходомер, или сепаратор. Дополнительное измерительное устройство, предназначенное для измерения измененных параметров потока добываемого флюида, может представлять собой многофазный расходомер, соединенный с расположенным выше по течению потока устройством для смешения компонентов потока добываемого флюида. В соответствии с другим вариантом осуществления изобретения дополнительное измерительное устройство содержит по меньшей мере два однофазных расходомера, расположенные на линиях для потоков отдельных компонент или фаз между устройствами для регулирования расхода компонентов и устройством для смешения.In accordance with one of the embodiments of the invention, the main measuring device is installed on the external flow line connected to the well to pass the flow of the produced fluid. The device for changing the parameters of the flow of the produced fluid contains a three-phase separator designed to separate the flow of the produced fluid into separate components and connected to the flow line upstream of the main measuring device downstream of the flow of the produced fluid. Separate lines are connected to the separator for the flows of individual components of the produced fluid stream separated in the separator, each separate line being provided with a device for controlling the flow rate of the component. The device for changing flow parameters also comprises a device for post-mixing at least parts of at least two components, to which lines for streams of individual components are connected, with each individual line connected to the device for post-mixing downstream of the device for controlling the component flow along the component flow , and an additional measuring device is connected to the flow line of the produced fluid between the main measuring device and the connection point of the device for changing the flow parameters of the produced fluid. The main measuring device may comprise a set of sensors sensitive to at least one flow parameter of the multi-phase and/or multi-component fluid produced from the well, or it may be a multi-phase or single-phase flow meter or separator. An additional measuring device for measuring altered parameters of the produced fluid flow may be a multi-phase flow meter connected to an upstream device for mixing the components of the produced fluid flow. In accordance with another embodiment of the invention, the additional measuring device comprises at least two single-phase flow meters located in the flow lines of the individual components or phases between the components flow control devices and the mixing device.

Выходящие из многофазного сепаратора отдельные линии для потоков отдельных компонентов разделенного в сепараторе потока добываемого флюида представляют собой линии для потоков нефти, газа и воды или смеси воды и нефти.Separate lines leaving the multiphase separator for flows of individual components of the produced fluid stream separated in the separator are lines for flows of oil, gas and water or a mixture of water and oil.

По меньшей мере одна линия для потока компонента, выходящая из многофазного сепаратора, может быть дополнительно соединена с по меньшей мере одним резервуаром для накопления компонента, выполненным с возможностью подачи компонента в устройство для смешивания компонентов для обеспечения увеличения расхода заданной компоненты относительно первоначального неизмененного уровня и соответственно изменения обводненности и загазованности модифицированного потока.At least one component flow line exiting the multiphase separator may be further connected to at least one component storage tank configured to supply the component to the component mixing device to increase the flow rate of a given component from an initial unchanged level and accordingly changes in water cut and gas content of the modified stream.

Система может содержать дополнительное эталонное устройство для измерения параметров потока добываемого флюида, установленное между трехфазным сепаратором и местом его подключения к проливной линии или между дополнительным измерительным устройством и местом его подключения к проливной линии.The system may contain an additional reference device for measuring the parameters of the produced fluid flow, installed between the three-phase separator and the place of its connection to the flow line or between the additional measuring device and the place of its connection to the flow line.

Устройства для регулирования расхода компонентов выбирают из группы, содержащей двухходовые краны, многоходовые краны, клапаны, запорные устройства, штуцеры.Devices for controlling the flow of components are selected from the group containing two-way valves, multi-way valves, valves, shut-off devices, fittings.

В соответствии с другим вариантом осуществления изобретения основное измерительное устройство расположено в скважине, устройство для изменения параметров потока добываемого флюида представляет собой расположенные вне скважины датчик и кран контроля давления, обеспечивающий контролируемое изменение устьевого давления, а дополнительное измерительное устройство представляет собой многофазный расходомер или по меньшей мере два однофазных расходомера.In accordance with another embodiment of the invention, the main measuring device is located in the well, the device for changing the parameters of the flow of the produced fluid is an off-hole sensor and a pressure control valve that provides a controlled change in wellhead pressure, and the additional measuring device is a multiphase flow meter or at least two single-phase flowmeters.

В соответствии с предлагаемым способом измерения параметров потока многофазного и/или многокомпонентного флюида, добываемого из нефтегазовой скважины, с их контролируемым изменением, посредством по меньшей мере одного основного измерительного устройства, установленного на линии потока добываемого многофазного и/или многокомпонентного флюида, и по меньшей мере одного дополнительного измерительного устройства, подключенного к линии потока добываемого флюида, осуществляют непрерывные первичные измерения параметров потока добываемого флюида. По меньшей мере один раз осуществляют изменения параметров потока добываемого флюида, Затем посредством по меньшей мере одного основного измерительного устройства, установленного на линии потока добываемого многофазного и/или многокомпонентного флюида, и по меньшей мере одного дополнительного измерительного устройства, подключенного к линии потока добываемого флюида, осуществляют непрерывные измерения измененных параметров потока добываемого флюида.In accordance with the proposed method for measuring the flow parameters of a multi-phase and/or multi-component fluid produced from an oil and gas well, with their controlled change, by means of at least one main measuring device installed on the flow line of the produced multi-phase and/or multi-component fluid, and at least one additional measuring device connected to the flow line of the produced fluid, carry out continuous primary measurements of the parameters of the flow of the produced fluid. At least once, changes are made to the parameters of the flow of the produced fluid, Then by means of at least one main measuring device installed on the flow line of the produced multi-phase and / or multi-component fluid, and at least one additional measuring device connected to the flow line of the produced fluid, carry out continuous measurements of the changed flow parameters of the produced fluid.

В соответствии с одним из вариантов осуществления изобретения основное измерительное устройство установлено на подсоединенной к скважине внешней проливной линии для пропускания потока добываемого флюида, добываемый флюид по внешней проливной линии направляют из скважины в многофазный сепаратор для разделения добываемого флюида на отдельные компоненты, а изменения параметров потока осуществляют путем изменения расхода по меньшей мере одного отдельного компонента.In accordance with one of the embodiments of the invention, the main measuring device is installed on the external flow line connected to the well to pass the flow of the produced fluid, the produced fluid is directed from the well to the multiphase separator through the external flow line to separate the produced fluid into separate components, and the flow parameters are changed by changing the flow rate of at least one individual component.

В соответствии с другим вариантом осуществления изобретения основное измерительное устройство установлено в скважине и изменения параметров потока добываемого флюида осуществляют путем изменения устьевого давления.In accordance with another embodiment of the invention, the main measuring device is installed in the well and changes in the flow parameters of the produced fluid are carried out by changing the wellhead pressure.

Изобретение поясняется чертежами, где на фиг.1 приведена схема одного из вариантов предлагаемой системы измерения параметров потока добываемого флюида с их контролируемым изменением при расположении основного измерительного устройства вне скважины и при использовании многофазного расходомера в качестве дополнительного измерительного устройства; на фиг.2 приведена схема другого варианта предлагаемой системы измерения параметров потока добываемого флюида с их контролируемым изменением при расположении измерительного устройства вне скважины и при использовании нескольких дополнительных измерительных устройств; на фиг.3 приведена схема варианта предлагаемой системы измерения параметров потока добываемого флюида с их контролируемым изменением при расположении основного измерительного устройства в скважине; на фиг.4 приведена схема варианта предлагаемой системы измерения параметров потока добываемого флюида при использовании дополнительных эталонных измерительных устройств; на фиг.5 показана программа изменения параметров потока по трем параметрам - расход жидкости, обводненность, соотношение газа к нефти; на фиг.6 показаны соответствующие покомпонентные расходы согласно программе изменения параметров потока, приведенной на фиг.5.The invention is illustrated by drawings, where figure 1 shows a diagram of one of the options for the proposed system for measuring the flow parameters of the produced fluid with their controlled change when the main measuring device is located outside the well and when using a multiphase flow meter as an additional measuring device; figure 2 shows a diagram of another variant of the proposed system for measuring the flow parameters of the produced fluid with their controlled change when the measuring device is located outside the well and when using several additional measuring devices; figure 3 shows a diagram of a variant of the proposed system for measuring the flow parameters of the produced fluid with their controlled change when the main measuring device is located in the well; figure 4 shows a diagram of a variant of the proposed system for measuring the flow parameters of the produced fluid using additional reference measuring devices; figure 5 shows the program for changing the flow parameters for three parameters - fluid flow, water cut, gas to oil ratio; FIG. 6 shows the respective component costs according to the flow parameter change program shown in FIG. 5. FIG.

Как показано в примере реализации на фиг.1, к скважине 1 подсоединена линия потока добываемого флюида (далее - внешняя проливная линия 2) для пропускания потока добываемого флюида, на которой установлено основное измерительное устройство 3, предназначенное для измерения параметров потока добываемого флюида. В качестве основного измерительного устройства могут быть использованы расходомеры (однофазные или многофазные), сепараторы, датчики, насосы, штуцера и другие устройства, снабженные одним или несколькими измерительными устройствами (датчиками), чувствительными к по меньшей мере одному параметру потока добываемого флюида. Выше основного измерительного устройства 3 по течению потока добываемого флюида к проливной линии 2 подключен трехфазный сепаратор 4, предназначенный для разделения потока добываемого флюида на отдельные компоненты. Сепаратор 4 подключен к проливной линии 2 посредством запорного крана 5 и линии 6.As shown in the implementation example in figure 1, the well 1 is connected to the flow line of the produced fluid (hereinafter referred to as the external flow line 2) to pass the flow of the produced fluid, on which the main measuring device 3 is installed, designed to measure the parameters of the flow of the produced fluid. As the main measuring device, flow meters (single-phase or multi-phase), separators, sensors, pumps, nozzles and other devices equipped with one or more measuring devices (sensors) sensitive to at least one parameter of the produced fluid flow can be used. Above the main measuring device 3 downstream of the flow of the produced fluid, a three-phase separator 4 is connected to the flow line 2, designed to separate the flow of the produced fluid into separate components. The separator 4 is connected to the pouring line 2 by means of a stopcock 5 and line 6.

Из сепаратора 4 выходят отдельные линии 7, 8, 9 для потоков отдельных компонентов разделенного в сепараторе потока добываемого флюида - потоков газа, нефти и воды соответственно. Линии 7, 8, 9 подключены к устройству 10 для смешения, представляющему собой, например кран или набор кранов. Подключение к устройству 10 и регулирование потоков в линиях 7, 8 и 9 осуществляют с помощью устройств для регулирования расхода компонентов, например, кранов 11, 12 и 13. Вообще в качестве устройств для регулирования расхода компонентов могут быть использованы двухходовые краны, многоходовые краны, клапаны, запорные устройства, штуцеры.Separate lines 7, 8, 9 exit from the separator 4 for the flows of individual components of the produced fluid flow separated in the separator - gas, oil and water flows, respectively. Lines 7, 8, 9 are connected to a mixing device 10, which is, for example, a faucet or a set of faucets. Connection to device 10 and regulation of flows in lines 7, 8 and 9 is carried out using devices for controlling the flow of components, for example, valves 11, 12 and 13. In general, two-way valves, multi-way valves, valves can be used as devices for controlling the flow of components. , locking devices, fittings.

Далее линии 7, 8 и 9 объединяются в линию 14. Ниже основного измерительного устройства 3 по течению потока добываемого флюида линия 14 соединена с проливной линией 2 посредством, например, запорного клапана 15.Next, lines 7, 8 and 9 are combined into line 14. Below the main measuring device 3 downstream of the flow of the produced fluid, line 14 is connected to the flow line 2 through, for example, a shut-off valve 15.

В соответствии с одним из вариантов осуществления изобретения система содержит одно дополнительное измерительное устройство 16 (например, многофазный расходомер, который способен на непрерывные и точные измерения расходов многокомпонентных и/или многофазных потоков флюидов, или массомер), установленное на линии 17 и соединенное с устройством 10 для смешения компонентов потока добываемого флюида посредством линии 18 и крана 19. Устройство 16 подключено к проливной линии 2 через краны 5, 19 и линию 6 для обеспечения возможности направления потока добываемого флюида непосредственно из скважины минуя сепаратор 4 и устройство 10 для смешения, а также через линию 17 с помощью крана 20 между подсоединением трехфазного сепаратора 4 и основным измерительным устройством 3.In accordance with one of the embodiments of the invention, the system contains one additional measuring device 16 (for example, a multi-phase flow meter that is capable of continuous and accurate measurements of the flow rates of multi-component and/or multi-phase fluid flows, or a mass meter) installed on the line 17 and connected to the device 10 to mix the components of the produced fluid flow through line 18 and valve 19. The device 16 is connected to the flow line 2 through valves 5, 19 and line 6 to enable the flow of produced fluid to be directed directly from the well, bypassing separator 4 and device 10 for mixing, as well as through line 17 with a tap 20 between the connection of the three-phase separator 4 and the main measuring device 3.

Выходящая из многофазного сепаратора 4 линия 9 для потока воды дополнительно соединена линией 21 с по меньшей мере одним резервуаром 22 для накопления воды, выполненным с возможностью подачи воды в устройство 10 для смешения компонентов для обеспечения увеличения расхода воды и изменения обводненности потока. Аналогичным образом может быть реализована возможность использования резервуаров (не указаны на чертеже) для отдельного накопления нефтяных и газовых компонент, отбираемых с линии 8 и 7 и в дальнейшем перекачиваемых насосом или компрессором (не указаны на чертеже) с возможностью подачи накопленных компонент в устройство 10, тем самым увеличивая расходы нефти и газа относительно первоначального уровня.The water flow line 9 leaving the multiphase separator 4 is additionally connected by a line 21 to at least one water storage tank 22 configured to supply water to the component mixing device 10 to increase the water flow and change the water cut of the flow. Similarly, the possibility of using tanks (not shown in the drawing) for the separate accumulation of oil and gas components taken from lines 8 and 7 and subsequently pumped by a pump or compressor (not shown in the drawing) can be realized with the possibility of supplying the accumulated components to the device 10, thereby increasing the cost of oil and gas relative to the initial level.

Как показано на фиг.2, в соответствии с другим вариантом осуществления изобретения вместо одного дополнительного измерительного устройства (многофазного расходомера) 16, показанного на фиг.1, могут быть использованы однофазные расходомеры 24 и 25 для потоков компонентов разделенного в сепараторе 4 потока добываемого флюида, расположенные ниже по потоку устройств для регулирования расхода компонентов - кранов 11, 12 и 13. Так, потоки жидких компонентов могут соединяться перед устройством 10 для смешения, и между местом их соединения и устройством 10 может быть установлен однофазный расходомер 24 (например, кориолисовый), который осуществляет измерения расхода и отношения компонент жидкой фазы. На линии для газового компонента установлен расходомер 25, осуществляющий измерения расходов газовой фазы.As shown in FIG. 2, in accordance with another embodiment of the invention, instead of one additional measuring device (multi-phase flow meter) 16 shown in FIG. 1, single-phase flow meters 24 and 25 can be used for the component flows of the produced fluid stream separated in the separator 4, downstream devices for controlling the flow of components - valves 11, 12 and 13. Thus, the flows of liquid components can be connected before the device 10 for mixing, and a single-phase flow meter 24 (for example, Coriolis) can be installed between their connection point and device 10, which measures the flow rate and the ratio of the components of the liquid phase. A flow meter 25 is installed on the line for the gas component, which measures the flow rates of the gas phase.

Как показано на фиг.3, в качестве основного измерительного устройства могут быть использованы датчики 26, расположенные непосредственно в скважине 1. В этом случае изменение параметров потока добываемого флюида осуществляют за счет контролируемого изменения устьевого давления в скважине, и, соответственно, скорости флюида. Это достигается путем использования устройства 27 контроля давления, обеспечивающего контролируемое изменение давления на линии 2, и тем самым устьевого давления. Например, могут быть использованы краны и датчики контроля давления, размещенные в сепараторе 4, для изменения давления на линии 6, 2 и выше по течению от сепаратора 4. Устройство 27 контроля давления создает и поддерживает заданный уровень давления в сепараторе 4, тем самым контролируя устьевое давление и дебиты в скважине. Расход при этом определяют также, как и в описанных выше вариантах осуществления изобретения - с помощью одного дополнительного измерительного устройства 16 - многофазного расходомера (см. фиг.3 и фиг.1) или посредством по меньшей мере двух однофазных расходомеров, как показано на фиг.2.As shown in figure 3, sensors 26 located directly in the well 1 can be used as the main measuring device. In this case, the change in the flow parameters of the produced fluid is carried out due to a controlled change in the wellhead pressure in the well, and, accordingly, the fluid velocity. This is achieved by using a pressure control device 27 to control the change in pressure in line 2, and thus the wellhead pressure. For example, valves and pressure sensors located in the separator 4 can be used to change the pressure on lines 6, 2 and upstream of the separator 4. The pressure control device 27 creates and maintains a predetermined pressure level in the separator 4, thereby controlling the wellhead pressure and flow rates in the well. In this case, the flow is determined in the same way as in the embodiments of the invention described above - using one additional measuring device 16 - a multi-phase flow meter (see Fig.3 and Fig. 1) or by means of at least two single-phase flow meters, as shown in Fig. 2.

Так как расход флюидов в скважине зависит от величин устьевого давления и забойного давления, контроль давления на устье с помощью схемы, представленной на Фиг. 3, позволяет варьировать расходы в скважине и проводить измерения потока датчиками 26. В дальнейшем данные, полученные с устройств 26 и 16, могут быть использованы для решения задач по обучению, предсказанию расходов, калибровке, введению в эксплуатацию и т.д.Since the flow of fluids in the well depends on the values of wellhead pressure and bottomhole pressure, wellhead pressure control using the scheme shown in Fig. 3, allows you to vary the flow rates in the well and measure the flow with sensors 26. In the future, the data received from the devices 26 and 16 can be used to solve problems in training, flow prediction, calibration, commissioning, etc.

Следует отметить, что используемые для подключения к проливной линии 2 краны 5, 20 и запорный клапан 15 могут быть как частью системы для измерения параметров потока добываемого из скважины флюида, подключаемой к подсоединенной к скважине проливной линии 2, так и частью оборудования, уже установленного на проливной линии 2. Аналогичным образом могут быть использованы уже имеющиеся в оборудовании скважины сепаратор 4, резервуар 22 и насос 23.It should be noted that the taps 5, 20 and shut-off valve 15 used to connect to the flow line 2 can be both part of a system for measuring the flow parameters of the fluid produced from the well, connected to the flow line 2 connected to the well, and part of the equipment already installed on the well. flow line 2. In a similar way, the separator 4, tank 22 and pump 23 already present in the well equipment can be used.

Как показано на фиг.4, в соответствии с еще одним вариантом осуществления изобретения предложенная система может содержать дополнительное эталонное измерительное устройство, устанавливаемое либо на линию 6 (устройство 28), либо на линию 17 (устройство 29). В первом случае устройство 28 проводит измерения изначального неизмененного потока, а во втором случае устройство 29 проводит измерения того же потока, что и устройства 16 и 3. Использование устройства 28 позволяет проводить измерение свойств неизмененного потока, в то время как измененный поток измеряют основным и дополнительным устройством, что обеспечивает дополнительный контроль на процессом изменений. Использование устройства 29 позволяет проконтролировать качество работы основного измерительного устройства 3 и осуществлять дополнительные измерения параметров потока. Например, в качестве устройств 28 и 29 могут использоваться следующие приборы: однофазные и многофазные расходомеры, датчики давления, температуры, обводненности, солености, РН, датчики электромагнитных свойств среды, плотномеры, оптические устройства, акустические устройства, а также комбинации этих датчиков. В качестве устройства 29 может выступать аналог измерительного устройства 3, что позволяет сравнивать и оценивать похожесть/разницу в отклике устройств 29 и 3, помещенных в один поток.As shown in FIG. 4, in accordance with another embodiment of the invention, the proposed system may include an additional reference measuring device installed either on line 6 (device 28) or on line 17 (device 29). In the first case, device 28 measures the original unchanged flow, and in the second case, device 29 measures the same flow as devices 16 and 3. Using device 28 allows measurements of the properties of the unchanged flow, while the changed flow is measured by the main and additional device, which provides additional control on the change process. The use of the device 29 allows you to control the quality of the main measuring device 3 and carry out additional measurements of the flow parameters. For example, the following devices can be used as devices 28 and 29: single-phase and multi-phase flow meters, sensors for pressure, temperature, water cut, salinity, pH, sensors for electromagnetic properties of the medium, density meters, optical devices, acoustic devices, and combinations of these sensors. The device 29 can be an analogue of the measuring device 3, which makes it possible to compare and evaluate the similarity/difference in the response of devices 29 and 3 placed in the same stream.

Как показано на фиг.1 и 2, система для измерения параметров потока флюида, добываемого из нефтегазовой скважины, с их контролируемым изменением работает следующим образом.As shown in figures 1 and 2, the system for measuring the parameters of the fluid flow produced from an oil and gas well, with their controlled change works as follows.

Осуществляют первичные измерения параметров потока добываемого флюида, необходимые для получения информации о первоначальных параметрах потока, используемой в качестве точки отсчета для дальнейших изменений параметров потока, увеличения количества получаемых данных, и калибровки устройства 3 в первоначальных условиях. Для этого из скважины 1 по внешней проливной линии 2 с помощью крана 5 направляют многофазную смесь флюидов по линии 6, а затем посредством крана 19 в дополнительное измерительное устройство 16 (многофазный расходомер), после которого поток возвращается по линии 17 через кран 20 в проливную линию 2 и протекает через основное измерительное устройство 3. Отметим, что первоначальные параметры измеряются устройствами 3 и 16, что позволяет охарактеризовать неизмененный поток расходомером 16 и определить отклик устройства 3 на охарактеризованный поток. Полученные данные могут быть использованы для проверки работоспособности и отклонений в работе устройства 3 на стадии без модификации потока, а также для обогащения данными модели машинного обучения.Primary measurements of the flow parameters of the produced fluid are carried out, necessary to obtain information about the initial flow parameters, used as a reference point for further changes in the flow parameters, increasing the amount of data obtained, and calibrating the device 3 in the initial conditions. To do this, a multi-phase mixture of fluids is directed from the well 1 through the external flow line 2 using the valve 5 through the line 6, and then through the valve 19 to the additional measuring device 16 (multiphase flow meter), after which the flow returns through the line 17 through the valve 20 to the flow line 2 and flows through the main measuring device 3. Note that the initial parameters are measured by devices 3 and 16, which makes it possible to characterize the unchanged flow by the flow meter 16 and determine the response of the device 3 to the characterized flow. The obtained data can be used to check the performance and deviations in the operation of device 3 at the stage without modifying the flow, as well as to enrich the machine learning model with data.

Если наполнения резервуара 22 не требуется, то далее весь поток направляют по линии 2. При необходимости наполнения резервуара 22 поток после основного измерительного устройства 3 перенаправляют по дополнительной линии (не показана) в линию 6 и затем сепаратор 4. После отделения компоненты текут по линиям 7 (газ), 8 (нефть) и 9 (вода). При этом весь газ по линиям 7 и 14 возвращается в линию 2, вся нефть по линиям 8 и 14 также возвращается в линию 2. Вся вода по линии 9 и затем 21 поступает в резервуар 22 для дальнейшего использования.If tank 22 is not required to be filled, then the entire flow is directed through line 2. If tank 22 needs to be filled, the flow after the main measuring device 3 is redirected through an additional line (not shown) to line 6 and then separator 4. After separation, the components flow through lines 7 (gas), 8 (oil) and 9 (water). In this case, all gas through lines 7 and 14 returns to line 2, all oil through lines 8 and 14 also returns to line 2. All water through lines 9 and then 21 enters tank 22 for further use.

Затем осуществляют изменение параметров потока добываемого флюида. Для изменения параметров потока добываемого флюида открывают кран 5 и направляют многофазную смесь флюидов из скважины 1 по внешней проливной линии 2 и линии 6 в сепаратор 4 для разделения на компоненты. Отделенные в сепараторе 4 компоненты (нефть, вода, газ) поступают в линии 7 (газ), 8 (нефть) и 9 (вода), где частично разделяются в необходимой для заданного расписания пропорции устройствами для регулирования расхода компонентов, например, кранами 11, 12, 13. Например, если требуемый модифицированный расход нефти 170 м3/дн, а изначальный 200 м3/дн, то от крана 12 требуется открытие, обеспечивающее направление текущего по линии 8 потока нефти, равного 170 м3/дн, в сторону устройства 10 для смешения (крана или набора кранов), а потока, равного 30 м3/дн, далее по линии 8.Then the produced fluid flow parameters are changed. To change the flow parameters of the produced fluid, the valve 5 is opened and the multiphase mixture of fluids from the well 1 is directed along the external flow line 2 and line 6 to the separator 4 for separation into components. The components separated in the separator 4 (oil, water, gas) enter the lines 7 (gas), 8 (oil) and 9 (water), where they are partially separated in the proportion required for a given schedule by devices for controlling the flow of components, for example, taps 11, 12, 13. For example, if the required modified oil flow rate is 170 m3/day, and the initial one is 200 m3/day, then valve 12 is required to open, ensuring the direction of the flow of oil flowing through line 8, equal to 170 m3/day, towards the device 10 for mixing (a tap or a set of taps), and a flow equal to 30 m3 / day, further along line 8.

Таким образом, с помощью регулирования кранов 11, 12 и 13 часть потока для каждой из компонент перенаправляют для дальнейшего смешения в устройство 10 для смешения.Thus, by adjusting the taps 11, 12 and 13, part of the flow for each of the components is redirected for further mixing into the mixing device 10.

Другая часть каждой из компонент продолжает течь по своим линиям (обозначены теми же номерами). При этом кран 13 может перенаправлять часть или весь оставшийся поток воды из линии 9 по линии 21 в резервуар 22. При необходимости изменить (повысить) расход воды и обводненность потока недостающее количество воды может быть подано из резервуара 22, где вода была накоплена ранее, с помощью насоса 23 для дальнейшего смешения с помощью устройства 10 (крана или набора кранов) с остальными компонентами, текущими по линиям 7 (газ), 8 (нефть), 9 (вода). Тем же способом может быть также увеличен и расход всей жидкости. Увеличение газового фактора может быть осуществлено альтернативным путем: вместо увеличения расхода газа уменьшают расход жидкости.The other part of each of the components continues to flow along its lines (indicated by the same numbers). In this case, the valve 13 can redirect part or all of the remaining water flow from line 9 through line 21 to tank 22. If necessary, change (increase) the water flow and water cut of the flow, the missing amount of water can be supplied from tank 22, where water was accumulated earlier, with using pump 23 for further mixing using device 10 (a tap or a set of taps) with the rest of the components flowing through lines 7 (gas), 8 (oil), 9 (water). In the same way, the flow rate of the entire liquid can also be increased. An increase in the GOR can be carried out in an alternative way: instead of increasing the gas flow rate, the liquid flow rate is reduced.

В соответствии с вариантом, показанным на фиг.1, после смешения многофазный поток с измененными свойствами через линию 18 и кран 19 подается на линию 17, на которой установлено дополнительное измерительное устройство 16, например, многофазный расходомер. Расходомер определяет параметры измененного потока, который в дальнейшем через кран 20 поступает обратно в проливную линию 2 и затем проходит через основное измерительное устройство 3. Оставшиеся компоненты с линий 7, 8 и 9 поступают в линию 14 (например, с помощью кранов) и затем посредством запорного клапана 15 в проливную линию 2 ниже по течению от основного измерительного устройства 3.In accordance with the variant shown in figure 1, after mixing, the multiphase flow with modified properties through the line 18 and valve 19 is fed to the line 17, which has an additional measuring device 16, for example, a multiphase flow meter. The flow meter determines the parameters of the changed flow, which then returns through the valve 20 to the pouring line 2 and then passes through the main measuring device 3. The remaining components from lines 7, 8 and 9 enter line 14 (for example, using valves) and then through shut-off valve 15 into the flow line 2 downstream of the main measuring device 3.

В соответствии с вариантом, показанным на фиг.2, части потоков жидких компонент, направленные посредством кранов 12 и 13 к устройству 10 для смешения, соединяются выше по течению устройства 10 для смешения. Между местом их соединения и устройством 10 установлен однофазный расходомер 24 (например, кориолисовый), который осуществляет измерения расхода и отношения жидких компонент. Часть потока газового компонента направляется к устройству 10 для смешения посредством крана 11. Перед устройством для смешения установлен расходомер 25, осуществляющий измерения расходов газовой фазы. После измерения расходов жидкой и газовой фаз компоненты поступают в устройство 10 для смешения, а затем поток через кран 20 поступает обратно в проливную линию 2, где проходит через основное измерительное устройство 3. Так же, как и в варианте на фиг.1, оставшиеся компоненты с линий 7, 8 и 9 поступают в линию 14 (например, с помощью кранов) и затем посредством запорного клапана 15 в проливную линию 2 ниже по течению от основного измерительного устройства 3.In accordance with the variant shown in figure 2, part of the streams of liquid components, directed by means of valves 12 and 13 to the device 10 for mixing, are connected upstream of the device 10 for mixing. Between the place of their connection and the device 10, a single-phase flow meter 24 (for example, Coriolis) is installed, which measures the flow rate and the ratio of liquid components. Part of the flow of the gas component is directed to the mixing device 10 by means of a cock 11. A flow meter 25 is installed in front of the mixing device, which measures the flow rates of the gas phase. After measuring the flow rates of the liquid and gas phases, the components enter the device 10 for mixing, and then the flow through the valve 20 returns to the pouring line 2, where it passes through the main measuring device 3. As in the variant in Fig.1, the remaining components from lines 7, 8 and 9 enter line 14 (for example, using taps) and then through a shut-off valve 15 into the flow line 2 downstream of the main measuring device 3.

В соответствии с вариантом, показанным на фиг.3, сепаратор 4 дополнительно снабжен устройством 27 контроля давления в сепараторе, состоящим из по меньшей мере датчика давления и контрольного крана или набора кранов, устанавливаемого на линии 7, 8 и 9. Так как сепаратор соединен с линией 2 через линию 6 и открытый кран 5, а линия 2 соединена со скважиной 1, то изменение давления в сепараторе 4 вызовет изменение давления в линии 2 и изменение устьевого давления в скважине 1. Известно, что изменение устьевого давления приводит к изменению дебитов и многокомпонентных расходов в скважине. В соответствии с вариантом, показанным на фиг.3 в скважине находится по меньшей мере один датчик 26, чувствительный к расходам, давлению, температуре, фазовому или компонентному составу среды. Например к таким датчикам относятся датчики забойной температуры и давления, а также датчики, устанавливаемые на скважинное оборудования, например, на погружные насосы. Для контроля изменения расходов помимо устройства 27 контроля давления в соответствии с вариантом, показанным на фиг.3, поток газа, нефти и воды после их сепарации может быть полностью направлен по линиям 7, 8 и 9 в устройство 10 для смешения и затем смешанный поток может быть измерен дополнительным измерительным устройством 16, что позволяет дополнительно контролировать изменения расходов и отклик датчиков 26 на эти расходы.In accordance with the variant shown in figure 3, the separator 4 is additionally provided with a separator pressure control device 27, consisting of at least a pressure sensor and a control cock or set of cocks installed on lines 7, 8 and 9. Since the separator is connected to line 2 through line 6 and open valve 5, and line 2 is connected to well 1, then a change in pressure in separator 4 will cause a change in pressure in line 2 and a change in wellhead pressure in well 1. It is known that a change in wellhead pressure leads to a change in flow rates and multicomponent well costs. In accordance with the variant shown in figure 3, at least one sensor 26 is located in the well, sensitive to flow rates, pressure, temperature, phase or component composition of the medium. For example, such sensors include bottomhole temperature and pressure sensors, as well as sensors installed on downhole equipment, such as submersible pumps. In order to control the change in flow rates, in addition to the pressure control device 27 in accordance with the variant shown in Fig.3, the flow of gas, oil and water after their separation can be completely directed through lines 7, 8 and 9 to the device 10 for mixing and then the mixed flow can be measured by an additional measuring device 16, which makes it possible to additionally control changes in flow rates and the response of sensors 26 to these flow rates.

Применяя данный способ можно обеспечить изменение следующих параметров потока добываемого флюида: полный расход флюидов, расход жидкости, расход газа, обводненность потока, газовый фактор, отношение доли газа к доли нефти. Управление изменением параметров потока и степенью заполнения резервуара 22 осуществляют путем открытия и переключения управляющих кранов, дополнительного измерительного устройства (многофазного расходомера) 16, регулированием мощности насоса 23 автоматически либо оператором.Using this method, it is possible to provide a change in the following parameters of the produced fluid flow: total fluid flow, liquid flow, gas flow, flow water cut, gas factor, ratio of gas to oil. The change in flow parameters and the degree of filling of the tank 22 are controlled by opening and switching control valves, an additional measuring device (multiphase flow meter) 16, by controlling the power of the pump 23 automatically or by the operator.

При размещении вне скважины 1 на внешней проливной линии 2 основное измерительное устройство 3 может представлять собой расходомеры (однофазные или многофазные), сепараторы, датчики, насосы, штуцера и другие устройства, снабженные одним или несколькими измерительными устройствами (датчиками), чувствительными к по меньшей мере одному параметру потока добываемого из скважины флюида и обеспечивающих измерение характеристик потока добываемого многофазного и/или многокомпонентного флюида.When placed outside the well 1 on the external flow line 2, the main measuring device 3 can be flow meters (single-phase or multi-phase), separators, sensors, pumps, fittings and other devices equipped with one or more measuring devices (sensors) sensitive to at least one flow parameter of the fluid produced from the well and providing a measurement of the characteristics of the flow of the produced multi-phase and/or multi-component fluid.

При размещении в скважине основными измерительными устройствами 26 могут служить датчики забойного давления и температуры, датчики, установленные на скважинном оборудовании, например погружные насосы, штуцера, и т.д.When placed in a well, the main measuring devices 26 can be bottomhole pressure and temperature sensors, sensors installed on downhole equipment, such as submersible pumps, choke, etc.

Таким образом, во всех вариантах осуществления изобретения описываемая система измерения параметров потока многофазного и/или многокомпонентного флюида, добываемого из нефтегазовой скважины, содержит по меньшей мере одно основное измерительное устройство, установленное на линии потока добываемого флюида (снаружи или внутри скважины) и предназначенное для измерений параметров потока добываемого флюида, устройство для изменения параметров потока добываемого флюида, подключенное к линии потока добываемого флюида и по меньшей мере одно дополнительное измерительное устройство, установленное на линии потока добываемого флюида и предназначенное для измерения измененных параметров потока добываемого флюида. Описываемая система обеспечивает возможность накопления и обработки данных, получаемых с основного измерительного устройства, реагирующих на параметры многофазного и/или многокомпонентного потока, получаемые после их модификации. Сбор данных основным измерительным устройством осуществляют с определенной частотой сэмплирования при различных измененных параметрах потока и затем сохраняют и обрабатывают отдельно, например, на компьютере, удаленном сервере или в облачном хранилище. Дополнительно информацию о свойствах потока аналогичным образом непрерывно фиксируют с помощью дополнительного измерительного устройства -многофазного расходомера или нескольких однофазных расходомеров. Это позволяет соотнести значения величин, полученных основным измерительным устройством, со значениями параметров многофазного и/или многокомпонентного потока (расходы, доли компонент, плотность, давление, температура, обводненность, и т.д.), измеряемых дополнительным измерительным устройством при различных режимах течения и значениях расходов. Полученные соотношения между данными могут быть использованы, например, для обучения математических моделей для предсказания параметров потока с помощью методов машинного обучения, для поверки, ввода в эксплуатацию и калибровки измерительных устройств, а также для определения работоспособности измерительных устройств и оценки вероятности поломок. Для предоставления конечному пользователю результатов всех измерений и их обработки могут быть использованы компьютеры, мобильные устройства, серверы удаленного хранения и облачные хранилища.Thus, in all embodiments of the invention, the described system for measuring the parameters of the flow of a multi-phase and / or multi-component fluid produced from an oil and gas well contains at least one main measuring device installed on the flow line of the produced fluid (outside or inside the well) and designed to measure parameters of the produced fluid flow, a device for changing the parameters of the flow of the produced fluid connected to the flow line of the produced fluid and at least one additional measuring device installed on the flow line of the produced fluid and designed to measure the changed parameters of the flow of the produced fluid. The described system provides the possibility of accumulation and processing of data obtained from the main measuring device, responsive to the parameters of the multiphase and/or multicomponent flow obtained after their modification. Data collection by the main measuring device is carried out at a certain sampling rate under various modified flow parameters and then stored and processed separately, for example, on a computer, remote server or cloud storage. Additionally, information about the flow properties is similarly continuously recorded using an additional measuring device - a multi-phase flow meter or several single-phase flow meters. This allows you to correlate the values of the values obtained by the main measuring device with the values of the parameters of the multiphase and/or multicomponent flow (flow rates, component fractions, density, pressure, temperature, water cut, etc.) measured by the additional measuring device under various flow regimes and cost values. The resulting relationships between the data can be used, for example, to train mathematical models to predict flow parameters using machine learning methods, to verify, commission and calibrate measuring devices, as well as to determine the performance of measuring devices and assess the likelihood of breakdowns. Computers, mobile devices, remote storage servers and cloud storages can be used to provide the end user with the results of all measurements and their processing.

Так, в случае использования системы для обучения математических моделей дополнительное измерительное устройство представляет собой многофазный расходомер (или набор однофазных расходомеров на каждую из компонент), способный вычислять покомпонентные значения расходов в многофазном потоке. В качестве основного измерительное устройства могут быть использованы расходомеры, сепараторы, датчики, насосы, штуцера и другие устройства, снабженные одним или несколькими датчиками, чувствительными к по меньшей мере одному параметру потока добываемого из скважины о флюида, неспособные вычислять покомпонентные расходы напрямую. В этом случае изобретение позволяет модифицировать поток в широком диапазоне параметров, измерить его расходы и свойства основными и дополнительными измерительными устройствами для всего набора таких параметров, получив таким образом большое количество вариативных данных с этих устройств. Полученные данные используют для формулировки модели машинного обучения с учителем (регрессии или классификации) предназначенной для предсказания параметров потока, например покомпонентных или суммарных расходов, газового фактора, обводенности. Данные с основного измерительного устройства являются входными признаками модели, а данные с дополнительного измерительного устройства - целевые переменные. После обучения модели значения, получаемые с датчиков основного измерительного устройства, могут быть использованы для вычисления параметров потока в широком диапазоне его значений без необходимости применения дополнительного измерительного устройства. Так как во время обучения датчики основного измерительного устройства фиксируют параметры потока, измененного в широких диапазонах, обученная модель будет обладать более широким диапазоном предсказательной способности, чем модель, обученная в узком диапазоне параметров, т.е. на неизмененном потоке.So, in the case of using a system for teaching mathematical models, an additional measuring device is a multi-phase flow meter (or a set of single-phase flow meters for each of the components) capable of calculating component-by-component flow rates in a multi-phase flow. As the main measuring device, flow meters, separators, sensors, pumps, nozzles and other devices equipped with one or more sensors that are sensitive to at least one parameter of the flow produced from the well about the fluid, unable to calculate component-by-component flow rates directly, can be used. In this case, the invention makes it possible to modify the flow in a wide range of parameters, to measure its flow rates and properties with the main and additional measuring devices for the entire set of such parameters, thus obtaining a large amount of variable data from these devices. The obtained data is used to formulate a supervised machine learning model (regression or classification) designed to predict flow parameters, such as component or total flow rates, GOR, water cut. The data from the main measuring device are the input features of the model, and the data from the additional measuring device are the target variables. After training the model, the values obtained from the sensors of the main measuring device can be used to calculate flow parameters in a wide range of its values without the need for an additional measuring device. Since during training the sensors of the main measuring device capture the parameters of the flow changed in wide ranges, the trained model will have a wider range of predictive ability than a model trained in a narrow range of parameters, i.e. on an unchanged stream.

Описываемые система и способ могут применяться к различным устройствам, требующим поверки и калибровки при различных параметрах потока. Например, может быть проведена поверка такого основного измерительного устройства 3, как многофазный расходомер или массомер, расходомер сепараторного типа, или однофазный расходомер. Для проведения такой поверки или ввода в эксплуатацию используют эталонный расходомер в качестве дополнительного измерительного устройства 16. Предложенное изобретение позволяет модифицировать свойства потока в широких пределах по заданному алгоритму (матрица или расписание эксперимента) для того, чтобы покрыть требуемый диапазон и соотношение значений расходов, например по жидкости, нефти и газу. Данные расходов, собираемые с дополнительного измерительного устройства 16, будут являться эталонными. Для расходов, измеренных основным измерительным устройством 3, определяют невязку (или отклонение) значений расходов от эталонных для каждой точки матрицы эксперимента и в конце концов определяют допустимость использования основного измерительного устройства 3 в качестве метрологического инструмента на скважине. Кроме того, при расхождении данных может осуществляться калибровка основного измерительного устройства 3 (или входящих в него физических и математических моделей), для того чтобы скомпенсировать данную невязку и улучшить точность измерений.The described system and method can be applied to various devices requiring verification and calibration at various flow parameters. For example, such a main measuring device 3 as a multi-phase flow meter or mass meter, a separator-type flow meter, or a single-phase flow meter can be verified. To carry out such verification or commissioning, a reference flow meter is used as an additional measuring device 16. The proposed invention allows you to modify the flow properties over a wide range according to a given algorithm (matrix or experiment schedule) in order to cover the required range and ratio of flow rates, for example, according to liquid, oil and gas. The cost data collected from the additional measuring device 16 will be a reference. For the flow rates measured by the main measuring device 3, the discrepancy (or deviation) of the flow rates from the reference values for each point of the experiment matrix is determined and, finally, the admissibility of using the main measuring device 3 as a metrological tool in the well is determined. In addition, if there is a discrepancy in the data, the main measuring device 3 (or its physical and mathematical models) can be calibrated in order to compensate for this discrepancy and improve the measurement accuracy.

В случае применения изобретения для определения работоспособности измерительных устройств, основное измерительное устройство 3, включающее в себя набор датчиков, устанавливают на внешнюю проливную линию 2. Осуществляют измерения параметров измененного потока флюида вместе с дополнительным измерительным устройством 16. Устройства 3 и 16 позволяют проводить и записывать измерения с определенной частотой сэмплирования, достаточной для разрешения во времени меняющегося потока. Поток может меняться таким образом, что при определенных значениях его параметров (например высокий газовый фактор, обводненность, расходы, давление и т.д.) данные с датчиков основного измерительного устройства 3 оказываются неверными или искаженными (например, сигнал частично отсутствует или зашкаливает, датчик не реагирует на изменения потока) или возникает механическая неисправность (протечка, повреждения). Таким образом, имея возможность с помощью дополнительного измерительного устройства 16 определить параметры потока, при которых возникают такие неисправности, может быть определен безопасный диапазон значений для основных измерительных устройств 3, а также оценена их надежность и вероятность отказа в различных режимах течений и дебитов скважины.In the case of applying the invention to determine the performance of measuring devices, the main measuring device 3, which includes a set of sensors, is installed on the external flow line 2. Measurements of the parameters of the changed fluid flow are carried out together with an additional measuring device 16. Devices 3 and 16 allow measurements to be taken and recorded at a certain sampling rate, sufficient to resolve the changing stream over time. The flow can change in such a way that at certain values of its parameters (for example, high GOR, water cut, flow rates, pressure, etc.), the data from the sensors of the main measuring device 3 turn out to be incorrect or distorted (for example, the signal is partially absent or goes off scale, the sensor does not respond to flow changes) or a mechanical failure occurs (leakage, damage). Thus, being able to determine the flow parameters at which such malfunctions occur with the help of an additional measuring device 16, a safe range of values for the main measuring devices 3 can be determined, as well as their reliability and probability of failure in various flow regimes and well rates.

Применяемые к измерительному устройству 3 способы для обучения математических моделей, калибровки, поверки, определения работоспособности аналогичным образом применяют и для набора датчиков 26 в скважине. В этом случае предложенное изобретение (см реализацию на фиг.3) применяют для изменения потоков внутри скважины путем изменения устьевого давления, и контролируют с помощью дополнительного устройства 16. В этом случае регистрируют отклик датчиков 26 на контролируемое изменение расходов, и в дальнейшем используют аналогичным образом что и отклик датчиков 3.The methods applied to the measuring device 3 for teaching mathematical models, calibrating, verifying, determining the performance are similarly used for a set of sensors 26 in the well. In this case, the proposed invention (see the implementation in Fig.3) is used to change the flows inside the well by changing the wellhead pressure, and is controlled using an additional device 16. In this case, the response of the sensors 26 to the controlled change in flow rates is recorded, and then used in a similar way as the response of sensors 3.

На фиг.5 в качестве примера приведено расписание изменения потоков по трем основным параметрам - расход жидкости, обводненность, соотношение газа к нефти (GOR). Целью изменения является уменьшение общего объемного расхода жидкости одновременно с повышением ее обводненности (Water Cut) и увеличением GOR. Указанные значения могут пересчитаны в соответствующие им покомпонентные расходы по нефти, воде и газу (см. фиг.6), и таким образом могут быть определены необходимые значения потоков внутри предложенного устройства после сепарации и модификации расходов. На фиг.5 и фиг.6 круги обозначают точки экспериментальной программы, где первая точка соответствует немодифицированному потоку, а последующие модификации потока.Figure 5, as an example, shows the schedule of changes in flows for three main parameters - fluid flow, water cut, gas to oil ratio (GOR). The purpose of the change is to reduce the overall fluid volume flow while increasing the water cut (Water Cut) and increasing the GOR. These values can be recalculated into their respective component costs for oil, water and gas (see Fig.6), and thus the required values of flows inside the proposed device after separation and modification of costs can be determined. In Fig.5 and Fig.6 circles indicate the points of the experimental program, where the first point corresponds to the unmodified stream, and subsequent modifications of the stream.

На первом этапе (первая точка) осуществляют измерения параметров потока добываемого из скважины флюида устройствами 16 и 3 на немодифицированном потоке с заполнением резервуара с водой 22. Как видно из Фиг. 5, для корректного выполнения расписания требуется проведение измерений на одиннадцати модифицированных точках с последовательным уменьшением расхода нефти и газа и увеличением расхода воды. После разделения потока в сепараторе 4 для такой модификации требуется пропорционально разделить потоки нефти и газа, идущие по линиям 7 и 8 (для каждой точки уменьшая потоки, идущие к крану 10), полностью перенаправить поток воды с линии 9 к кранам 10 и, для увеличения расхода воды больше изначального, требуется также дополнительно с помощью насоса 23 добавлять накопленную в резервуаре 22 воду в недостающем для каждой точки расписания количестве.At the first stage (the first point), the flow parameters of the fluid produced from the well are measured by the devices 16 and 3 on the unmodified flow with the reservoir 22 filled with water. As can be seen from FIG. 5, for the correct execution of the schedule, measurements are required at eleven modified points with a consistent decrease in oil and gas flow and an increase in water flow. After splitting the flow in separator 4, for such a modification, it is required to proportionally divide the oil and gas flows going through lines 7 and 8 (for each point, reducing the flows going to valve 10), completely redirect the water flow from line 9 to valves 10 and, to increase water consumption is greater than the initial one, it is also required to additionally add the water accumulated in the tank 22 with the help of the pump 23 in the amount missing for each point of the schedule.

Отметим, что расписание, указанное на фиг.5 может содержать в себе произвольное число точек. Распределение точек, диапазон изменений потока и траектория изменения также могут меняться в зависимости условий от потребностей конкретного измерения.Note that the schedule shown in figure 5 may contain an arbitrary number of points. The distribution of points, the range of changes in the flow and the trajectory of change can also change depending on the conditions of the needs of a particular measurement.

Таким образом, добиваясь требуемых расходов с помощью предложенного изобретения, модифицированные расходы измеряются устройствами 16 и 3. Данные измерения в дальнейшем обрабатывают согласно алгоритмам, указанным выше.Thus, achieving the required costs with the help of the proposed invention, the modified costs are measured by the devices 16 and 3. These measurements are further processed according to the algorithms indicated above.

Claims (20)

1. Система для измерения параметров потока многофазного и/или многокомпонентного флюида, добываемого из нефтегазовой скважины, с их контролируемым изменением, содержащая:1. A system for measuring flow parameters of a multi-phase and/or multi-component fluid produced from an oil and gas well, with their controlled change, comprising: - по меньшей мере одно основное измерительное устройство, установленное на подсоединенной к скважине внешней проливной линии для пропускания потока добываемого из скважины флюида и предназначенное для измерений параметров потока добываемого флюида,- at least one main measuring device installed on the external flow line connected to the well for passing the flow of fluid produced from the well and designed to measure the parameters of the flow of the produced fluid, - устройство для изменения параметров потока добываемого флюида, содержащее трехфазный сепаратор, предназначенный для разделения потока добываемого флюида на отдельные компоненты и подсоединенный к проливной линии выше основного измерительного устройства по течению потока добываемого флюида, к сепаратору подключены отдельные линии для потоков отдельных компонентов разделенного в сепараторе потока добываемого флюида, при этом каждая отдельная линия снабжена устройством для регулирования расхода компонента и устройством для последующего смешения по меньшей мере частей по меньшей мере двух компонентов, к которому подключены линии для потоков отдельных компонентов, при этом каждая отдельная линия подключена к устройству для последующего смешения ниже устройства для регулирования расхода компонента по потоку компонента, а устройство для последующего смешения компонентов разделенного в сепараторе потока добываемого флюида подключено к основному измерительному устройству, и- a device for changing the parameters of the flow of the produced fluid, containing a three-phase separator designed to separate the flow of the produced fluid into separate components and connected to the flow line above the main measuring device along the flow of the produced fluid, separate lines are connected to the separator for the flows of individual components of the flow separated in the separator of the produced fluid, wherein each individual line is provided with a device for controlling the flow rate of a component and a device for post-mixing at least parts of at least two components, to which lines for flows of individual components are connected, with each individual line being connected to a device for post-mixing below devices for controlling the flow rate of the component along the component flow, and the device for subsequent mixing of the components of the produced fluid stream separated in the separator is connected to the main measuring device, and по меньшей мере одно дополнительное измерительное устройство, предназначенное для измерения параметров потока добываемого флюида и подключенное к линии потока добываемого флюида между основным измерительным устройством и местом подключения устройства для изменения параметров потока добываемого флюида, при этом к дополнительному измерительному устройству подключено устройство для последующего смешения компонентов разделенного в сепараторе потока добываемого флюида.at least one additional measuring device designed to measure the flow parameters of the produced fluid and connected to the flow line of the produced fluid between the main measuring device and the connection point of the device for changing the flow parameters of the produced fluid, while a device for subsequent mixing of the components of the separated fluid is connected to the additional measuring device in the produced fluid flow separator. 2. Система для измерения параметров потока многофазного и/или многокомпонентного флюида, добываемого из нефтегазовой скважины, с их контролируемым изменением по п. 1, в которой основное измерительное устройство содержит набор датчиков, чувствительных к по меньшей мере одному параметру потока добываемого из скважины многофазного и/или многокомпонентного флюида.2. A system for measuring flow parameters of a multi-phase and/or multi-component fluid produced from an oil and gas well, with their controlled change according to claim 1, in which the main measuring device contains a set of sensors sensitive to at least one parameter of the flow produced from a multi-phase and /or multi-component fluid. 3. Система для измерения параметров потока многофазного и/или многокомпонентного флюида, добываемого из нефтегазовой скважины, с их контролируемым изменением по п. 1, в которой основное измерительное устройство представляет собой многофазный или однофазный расходомер, или сепаратор.3. A system for measuring flow parameters of a multi-phase and/or multi-component fluid produced from an oil and gas well, with their controlled change according to claim 1, in which the main measuring device is a multi-phase or single-phase flow meter, or a separator. 4. Система для измерения параметров потока многофазного и/или многокомпонентного флюида, добываемого из нефтегазовой скважины, с их контролируемым изменением по п. 1, в которой дополнительное измерительное устройство, предназначенное для измерения измененных параметров потока добываемого флюида, представляет собой многофазный расходомер.4. A system for measuring flow parameters of a multi-phase and / or multi-component fluid produced from an oil and gas well, with their controlled change according to claim 1, in which an additional measuring device designed to measure the changed flow parameters of the produced fluid is a multi-phase flow meter. 5. Система для измерения параметров потока многофазного и/или многокомпонентного флюида, добываемого из нефтегазовой скважины, с их контролируемым изменением по п. 1, в которой дополнительное измерительное устройство содержит по меньшей мере два однофазных расходомера, расположенные на линиях для потоков отдельных компонент или фаз между устройствами для регулирования расхода компонентов и устройством для смешения.5. A system for measuring the parameters of the flow of a multi-phase and/or multi-component fluid produced from an oil and gas well, with their controlled change according to claim 1, in which the additional measuring device contains at least two single-phase flow meters located on the lines for the flows of individual components or phases between devices for controlling the flow of components and a device for mixing. 6. Система для измерения параметров потока многофазного и/или многокомпонентного флюида, добываемого из нефтегазовой скважины, с их контролируемым изменением по п. 1, в которой выходящие из многофазного сепаратора отдельные линии для потоков отдельных компонентов разделенного в сепараторе потока добываемого флюида представляют собой линии для потоков нефти, газа и воды или смеси воды и нефти.6. A system for measuring the flow parameters of a multi-phase and/or multi-component fluid produced from an oil and gas well, with their controlled change according to claim 1, in which the individual lines leaving the multi-phase separator for the flows of individual components of the produced fluid stream separated in the separator are lines for streams of oil, gas and water or a mixture of water and oil. 7. Система для измерения параметров потока многофазного и/или многокомпонентного флюида, добываемого из нефтегазовой скважины, с их контролируемым изменением по п. 1, в которой выходящая из многофазного сепаратора по меньшей мере одна линия для потока компонента дополнительно соединена с по меньшей мере одним резервуаром для накопления компонента, выполненным с возможностью подачи компонента в устройство для смешения компонентов для обеспечения увеличения расхода заданной компоненты относительно первоначального уровня.7. A system for measuring flow parameters of a multi-phase and/or multi-component fluid produced from an oil and gas well, with their controlled change according to claim 1, in which at least one component flow line leaving the multi-phase separator is additionally connected to at least one reservoir for the accumulation of the component, made with the possibility of supplying the component to the device for mixing the components to ensure an increase in the consumption of a given component relative to the initial level. 8. Система для измерения параметров потока многофазного и/или многокомпонентного флюида, добываемого из нефтегазовой скважины, с их контролируемым изменением по п. 1, содержащая дополнительное эталонное устройство для измерения параметров потока добываемого флюида, установленное между трехфазным сепаратором и местом его подключения к проливной линии или между дополнительным измерительным устройством и местом его подключения к проливной линии.8. A system for measuring the flow parameters of a multi-phase and/or multi-component fluid produced from an oil and gas well, with their controlled change according to claim 1, containing an additional reference device for measuring the flow parameters of the produced fluid installed between the three-phase separator and the place of its connection to the flow line or between an additional measuring device and its connection to the flow line. 9. Система для измерения параметров потока многофазного и/или многокомпонентного флюида, добываемого из нефтегазовой скважины, с их контролируемым изменением по п. 1, в которой устройства для регулирования расхода компонентов выбирают из группы, содержащей двухходовые краны, многоходовые краны, клапаны, запорные устройства, штуцеры.9. A system for measuring the parameters of the flow of a multi-phase and/or multi-component fluid produced from an oil and gas well, with their controlled change according to claim 1, in which the devices for controlling the flow of components are selected from the group containing two-way valves, multi-way valves, valves, shut-off devices , fittings. 10. Способ измерения параметров потока многофазного и/или многокомпонентного флюида, добываемого из нефтегазовой скважины, с их контролируемым изменением, в соответствии с которым:10. A method for measuring flow parameters of a multi-phase and/or multi-component fluid produced from an oil and gas well, with their controlled change, according to which: - осуществляют измерения первичных параметров потока добываемого флюида посредством по меньшей мере одного основного измерительного устройства, установленного на подсоединенной к скважине внешней проливной линии для пропускания потока добываемого многофазного и/или многокомпонентного флюида, и по меньшей мере одного дополнительного измерительного устройства, подключенного к линии потока добываемого флюида выше основного измерительного устройства по течению потока добываемого флюида,- measurements of the primary parameters of the flow of the produced fluid are carried out by means of at least one main measuring device installed on the external flow line connected to the well to pass the flow of the produced multi-phase and / or multi-component fluid, and at least one additional measuring device connected to the flow line of the produced fluid upstream of the main measuring device downstream of the produced fluid flow, - по меньшей мере один раз добываемый флюид по внешней проливной линии направляют из скважины в устройство для изменения параметров потока добываемого флюида, подсоединенное к проливной линии выше дополнительного измерительного устройства по течению потока добываемого флюида и содержащее многофазный сепаратор для разделения потока добываемого флюида на отдельные компоненты, и осуществляют изменения параметров потока путем изменения расхода по меньшей мере одного отдельного компонента,- at least once, the produced fluid is sent from the well through the external flow line to a device for changing the parameters of the flow of the produced fluid, connected to the flow line upstream of the additional measuring device downstream of the flow of the produced fluid and containing a multi-phase separator for separating the flow of the produced fluid into separate components, and carry out changes in flow parameters by changing the flow rate of at least one individual component, - посредством по меньшей мере одного основного измерительного устройства, установленного на линии потока добываемого многофазного и/или многокомпонентного флюида, и по меньшей мере одного дополнительного измерительного устройства, подключенного к линии потока добываемого флюида, осуществляют измерения измененных параметров потока добываемого флюида, и- by means of at least one main measuring device installed on the flow line of the produced multi-phase and/or multi-component fluid, and at least one additional measuring device connected to the flow line of the produced fluid, measurements of the changed parameters of the flow of the produced fluid are carried out, and осуществляют сравнение параметров потока, измеряемых основным измерительным устройством, со значениями параметров потока, измеряемых дополнительным измерительным устройством при различных расходах по меньшей мере одного отдельного компонента.comparing the flow parameters measured by the main measuring device with the values of the flow parameters measured by the additional measuring device at various flow rates of at least one individual component. 11. Способ измерения параметров потока многофазного и/или многокомпонентного флюида, добываемого из нефтегазовой скважины, с их контролируемым изменением по п. 10, в соответствии с которым по меньшей мере один компонент, выходящий из многофазного сепаратора после разделения добываемого флюида на отдельные компоненты, подают в резервуар для накопления компонента, выполненный с возможностью последующей подачи компонента в устройство для смешения компонентов для обеспечения увеличения расхода заданной компоненты относительно первоначального уровня.11. A method for measuring flow parameters of a multi-phase and / or multi-component fluid produced from an oil and gas well, with their controlled change according to claim 10, according to which at least one component leaving the multi-phase separator after separating the produced fluid into separate components is supplied into the reservoir for the accumulation of the component, made with the possibility of subsequent supply of the component to the device for mixing components to ensure an increase in the consumption of a given component relative to the initial level. 12. Способ измерения параметров потока многофазного и/или многокомпонентного флюида, добываемого из нефтегазовой скважины, с их контролируемым изменением по п. 10, в соответствии с которым результаты сравнения первичных параметров потока, измеряемых основным измерительным устройством, со значениями первичных параметров потока, измеряемых дополнительным измерительным устройством, используют для проверки работоспособности и отклонений в работе основного измерительного устройства.12. A method for measuring the flow parameters of a multi-phase and/or multi-component fluid produced from an oil and gas well, with their controlled change according to claim 10, in accordance with which the results of comparing the primary flow parameters measured by the main measuring device with the values of the primary flow parameters measured by an additional measuring device is used to check the performance and deviations in the operation of the main measuring device. 13. Способ измерения параметров потока многофазного и/или многокомпонентного флюида, добываемого из нефтегазовой скважины, с их контролируемым изменением по п. 10, в соответствии с которым результаты сравнения измененных параметров потока, измеряемых основным измерительным устройством, со значениями измененных параметров потока, измеряемых дополнительным измерительным устройством, используют для обучения математических моделей для предсказания параметров потока с помощью методов машинного обучения, для поверки, ввода в эксплуатацию и калибровки измерительных устройств, а также для определения работоспособности измерительных устройств и оценки вероятности поломок.13. A method for measuring flow parameters of a multi-phase and/or multi-component fluid produced from an oil and gas well, with their controlled change according to claim 10, in accordance with which the results of comparing the changed flow parameters measured by the main measuring device with the values of the changed flow parameters measured by an additional measuring device is used to train mathematical models to predict flow parameters using machine learning methods, to verify, commission and calibrate measuring devices, as well as to determine the performance of measuring devices and assess the likelihood of breakdowns.
RU2020132480A 2020-10-02 2020-10-02 System and method for measuring the parameters of the flow of a multiphase and/or multicomponent fluid extracted from a petroleum and gas borehole with controlled change therein RU2764056C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2020132480A RU2764056C1 (en) 2020-10-02 2020-10-02 System and method for measuring the parameters of the flow of a multiphase and/or multicomponent fluid extracted from a petroleum and gas borehole with controlled change therein

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2020132480A RU2764056C1 (en) 2020-10-02 2020-10-02 System and method for measuring the parameters of the flow of a multiphase and/or multicomponent fluid extracted from a petroleum and gas borehole with controlled change therein

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2764056C1 true RU2764056C1 (en) 2022-01-13

Family

ID=80040310

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2020132480A RU2764056C1 (en) 2020-10-02 2020-10-02 System and method for measuring the parameters of the flow of a multiphase and/or multicomponent fluid extracted from a petroleum and gas borehole with controlled change therein

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2764056C1 (en)

Citations (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2190096C2 (en) * 2000-12-14 2002-09-27 ОАО "Нефтемаш" Plant determining yield of well
RU2270981C2 (en) * 1999-10-28 2006-02-27 Майкро Моушн, Инк. System and method for measuring multi-phase stream
RU59715U1 (en) * 2006-08-23 2006-12-27 Рафаиль Кимович Шарипов OIL, GAS AND WATER WELL PRODUCT METER
RU76070U1 (en) * 2008-03-17 2008-09-10 Общество с ограниченной ответственностью "Корпорация Уралтехнострой" (ООО Корпорация Уралтехнострой") DEVICE FOR MEASURING OIL WELL PRODUCTS
RU114338U1 (en) * 2011-10-31 2012-03-20 Закрытое Акционерное Общество "Аргоси" DEVICE FOR MEASURING OIL PRODUCING WELLS
RU2532489C1 (en) * 2013-06-11 2014-11-10 Открытое акционерное общество "Инженерно-производственная фирма "СИБНЕФТЕАВТОМАТИКА" (ОАО ИПФ "СибНА") Method for multiphase meters calibration in operating conditions
RU2655866C1 (en) * 2017-07-31 2018-05-29 Общество с ограниченной ответственностью "ПЛКГРУП" Plant for measuring production rate of gas condensate wells
US10323490B2 (en) * 2015-07-07 2019-06-18 Schlumberger Technology Corporation Modular multiphase flow meter system including a flow test module coupled to a flow circuit

Patent Citations (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2270981C2 (en) * 1999-10-28 2006-02-27 Майкро Моушн, Инк. System and method for measuring multi-phase stream
RU2190096C2 (en) * 2000-12-14 2002-09-27 ОАО "Нефтемаш" Plant determining yield of well
RU59715U1 (en) * 2006-08-23 2006-12-27 Рафаиль Кимович Шарипов OIL, GAS AND WATER WELL PRODUCT METER
RU76070U1 (en) * 2008-03-17 2008-09-10 Общество с ограниченной ответственностью "Корпорация Уралтехнострой" (ООО Корпорация Уралтехнострой") DEVICE FOR MEASURING OIL WELL PRODUCTS
RU114338U1 (en) * 2011-10-31 2012-03-20 Закрытое Акционерное Общество "Аргоси" DEVICE FOR MEASURING OIL PRODUCING WELLS
RU2532489C1 (en) * 2013-06-11 2014-11-10 Открытое акционерное общество "Инженерно-производственная фирма "СИБНЕФТЕАВТОМАТИКА" (ОАО ИПФ "СибНА") Method for multiphase meters calibration in operating conditions
US10323490B2 (en) * 2015-07-07 2019-06-18 Schlumberger Technology Corporation Modular multiphase flow meter system including a flow test module coupled to a flow circuit
RU2655866C1 (en) * 2017-07-31 2018-05-29 Общество с ограниченной ответственностью "ПЛКГРУП" Plant for measuring production rate of gas condensate wells

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2168011C2 (en) Well testing automated system and method of its operation
US6561041B1 (en) Production metering and well testing system
EP3221558B1 (en) Controlled pressure drilling system with flow measurement and well control
US6032539A (en) Multiphase flow measurement method and apparatus
CN111684238B (en) System and method for real-time discovery and resolution of wet gas venturi meter problems
WO1997024615A9 (en) Automatic well test system and method of operating the same
EA010667B1 (en) Method and system for determining multiphase fluid streams from oil wells
US11504648B2 (en) Well clean-up monitoring technique
US20190368916A1 (en) Systems and Methods for Cloud Based Centralized Gas Flow Monitoring and Control
US7653489B2 (en) Method of measuring gas flow
US4815536A (en) Analysis of multi-phase mixtures
US20160333685A1 (en) Apparatuses and Methods for Detecting Faults in Pipeline Infrastructure Using Well Measurement Data
US9410422B2 (en) Alternative gauging system for production well testing and related methods
RU2764056C1 (en) System and method for measuring the parameters of the flow of a multiphase and/or multicomponent fluid extracted from a petroleum and gas borehole with controlled change therein
US6944563B2 (en) On-line compositional allocation
RU69143U1 (en) DEVICE FOR MEASURING OIL PRODUCING WELLS
Couput et al. Operational experience with virtual flow measurement technology
Zhou et al. Probing rate estimation methods for multiphase flow through surface chokes
Del Monaco et al. Digital oilfield multiphase flow prediction tool
Mursaliyev et al. UPM 18130
Kundono et al. North Belut Dualstream II Advanced Wet Gas Meter–Flow Testing at CEESI
Torkildsen et al. Practical considerations related to multiphase metering of a well stream
Muralidharan Response of a slotted plate flow meter to horizontal two phase flow
Steven Wet Gas Metering with a Horizontally Installed Venturi Meter