RU36124U1

RU36124U1 - Device for measuring oil flow rate

Info

Publication number: RU36124U1
Application number: RU2003130859/20U
Authority: RU
Inventors: Г.С. Абрамов; А.В. Барычев; Д.В. Плюснин
Original assignee: Открытое акционерное общество "Инженерно-производственная фирма "Сибнефтеавтоматика"
Priority date: 2003-10-23
Filing date: 2003-10-23
Publication date: 2004-02-27

Description

g003130859g003130859

IpPPJliniliilfl......Tp ,10 47ЛП IpPPJliniliilfl ...... Tp, 10 47LP

Q -fflJ T Устройство для измерения дебита иефтяных скважинQ -fflJ T Oil well flow meter

Полезная модель относится к расходоизмерительной технике, преимущественно к устройствам первичного учёта продукции скважин на объектах нефтедобычи.The utility model relates to flow measuring equipment, primarily to devices for primary accounting of well production at oil production facilities.

Общеизвестны замерные установки 1 по первичному учёту продукции скважин, охватывающих территориально некоторую площадь нефтяного месторождения, которые по ряду технологических и иных условий объединены во внутрипромысловой системе сбора, транспорта и подготовки нефти в отдельные группы. Конструктивно они состоят из многопозиционного переключателя текучей среды, сепарационной мерной ёмкости с контрольно-измерительными приборами (ЮИП), элементами автоматики (А) и управления, содержат промышленный микроконтроллер (или вычислительный блок), сообщаемый линиями связи с элементами КИПиА, а также систему трубопроводов, запорных и предохранительных устройств (кранов, клапанов, задвижек т.п.).Well-known metering units 1 for the initial registration of production of wells covering a geographically certain area of an oil field, which, according to a number of technological and other conditions, are combined into separate groups in the infield system for collecting, transporting and preparing oil. Structurally, they consist of a multi-position fluid switch, a separation volumetric tank with instrumentation (AIP), automation elements (A) and control, contain an industrial microcontroller (or computing unit) communicated by communication lines with instrumentation and automation elements, as well as a piping system, locking and safety devices (taps, valves, gate valves, etc.).

Эти установки работают в циклическом режиме наполненияопорожнения мерной сепарационной ёмкости с использованием энергии контролируемой среды (продукции скважины), суммируя объём продукции за некоторое заданное время (или количество циклов) измерения по всем поочередно, по программе - скважинам группы.These units operate in a cyclic mode of filling the emptying of a measured separation tank using the energy of a controlled medium (well production), summing up the volume of production for a given time (or number of cycles) of measurement for all in turn, according to the program - wells of the group.

Общими недостатками существз ющих устройств подобного назначения являются как трудоёмкость и материало-, металлоёмкость изготовления, так и достаточно широкий спектр предъявляемых к ним требований по монтажу, наладке, эксплуатации и ремонту при наличии множества как механических и гидравлических, так и электрических узлов и элементов. Однако наиболее существенным недостатком является именноCommon shortcomings of existing devices for this purpose are both labor input and material, metal production, and a rather wide range of requirements for installation, commissioning, operation, and repair when there are many mechanical and hydraulic as well as electrical components and elements. However, the most significant drawback is precisely

XVJLL V JLJ/ i« A JLJ I 11 л. JXVJLL V JLJ / i “A JLJ I 11 l. J

G OIF 1/00 G OIF 1/00

ЦИКЛИЧНОСТЬ работы измерителей дебита и связанные с этим неудобства и погрешности его измерения, обусловленные наличием механической системы рычагов по управлению циклами «наполнение - опорожнение мерной ёмкости посредством поплавкового уровнемера, а также необходимость периодической очистки полостей гидравлической части установки от всевозможных отложений (загрязнений), что требует полного отключения последней.CYCLE of operation of flow meters and the inconvenience and errors of its measurement, due to the presence of a mechanical system of levers for controlling the cycles “filling - emptying the measuring tank by means of a float level gauge, as well as the need for periodic cleaning of the cavities of the hydraulic part of the installation from all kinds of deposits (contaminants), which requires complete shutdown of the latter.

Наиболее близким техническим решением, то есть прототипом предлагаемого устройства, принято устройство, содержаш;ее согласно 2 вертикальный резервуар с боковым патрубком для подачи в него продукции скважины, с верхним патрубком для отведения попутного газа и нижним патрубком для сливания жидкости, с датчиками параметров состояния и положения (давление, температура, уровень и т.п.) продукции в полости резервуара, контроллер с многоканальными по количеству датчиков, входом для введения в него электрических информационных сигналов этих датчиков и управляющими выходами, а также многопозиционный переключатель текучей среды со входами по числу подключаемых скважин и двумя выходами, один из которых гидравлически, трубопроводом, сообш;ен с резервуаром посредством бокового патрубка, второй из выходов переключателя текучей среды гидравлически, трубопроводами, сообш;ён, соответственно, с верхним и нижним патрубками резервуара и со сборным коллектором нефтепромысла.The closest technical solution, that is, the prototype of the proposed device, is a device containing it; according to it, 2 a vertical tank with a side pipe for supplying well products to it, with an upper pipe for venting associated gas and a lower pipe for draining the fluid, with sensors of state parameters and the position (pressure, temperature, level, etc.) of the product in the cavity of the tank, a controller with multi-channel in the number of sensors, an input for introducing into it electrical information signals of these chikov and control exits, as well as a multi-position fluid switch with inlets by the number of connected wells and two exits, one of which is hydraulically, by a pipeline, communicated; en with a tank through a side pipe, the second of the exits of the fluid switch hydraulically, by pipelines, communicated; , respectively, with the upper and lower nozzles of the tank and with the prefabricated reservoir of the oil field.

Устройство вполне работоспособно, но, преимущественно, на измерениях дебита с малой и средней продуктивностью скважин (до 100 тонн в сутки) при незначительном выделении растворённого попутного газа (заметим, что интенсивность процесса зависит как от изначального газосодержания нефти, так и от величины падения давления в резервуаре и, естественно, от обводненности продукции скважины). Процесс измерения (или - точнее - вычисления) дебита всецело зависит от эффективности работы многочисленных датчиков параметров состояния и положенияThe device is quite operable, but mainly on measurements of flow rates with low and medium productivity of wells (up to 100 tons per day) with a slight release of dissolved associated gas (note that the intensity of the process depends on both the initial gas content of the oil and the pressure drop in reservoir and, of course, from water cut in well production). The process of measuring (or, more precisely, calculating) the flow rate entirely depends on the performance of numerous sensors of state and position parameters

продукции в резервуаре и качества подготовки вычислительной базы в контроллере, причём и это известное устройство работает в циклическом режиме «наполнение - опорожнение. Нелишне указать также, что в мерном резервуаре продукция скважины представляет собой достаточно сложную систему жидкостей и газа по его высоте, а именно (сверху - вниз): попутный (свободный) газ - газонефтяная пена - безводная нефть - (нефтеводяная эмульсия + водонефтяная эмульсия) - пластовая вода, причём, в зависимости от температуры, от физико-химических свойств компонентов этой системы и от ряда других факторов, занимаемый ими объём (толщина каждого слоя) абсолютно произволен и сложен для приборного контроля. Отсюда следует, что основными недостатками известного устройствапрототипа являются недостаточные потребительские свойства при достаточно сложных и дорогостоящих изготовлении, настройке, эксплуатации и ремонте, требующих труда высококвалифицированного персонала.products in the tank and the quality of the preparation of the computing base in the controller, and this known device also operates in a cyclic mode "filling - emptying. It is also worthwhile to indicate that in the measured reservoir, the production of the well is a rather complex system of liquids and gas in its height, namely (from top to bottom): associated (free) gas - oil and gas foam - anhydrous oil - (oil-water emulsion + oil-water emulsion) - formation water, and, depending on the temperature, on the physicochemical properties of the components of this system and on a number of other factors, the volume they occupy (the thickness of each layer) is absolutely arbitrary and difficult for instrument control. It follows that the main disadvantages of the known prototype device are insufficient consumer properties with rather complex and expensive manufacturing, tuning, operation and repair, requiring labor of highly qualified personnel.

Целью создания предлагаемого технического решения является повышение потребительских свойств известной конструкции путём более приемлемой (для первичного учёта продукции скважины) компоновки и усовершенствования.The purpose of creating the proposed technical solution is to increase the consumer properties of the known design by more acceptable (for the primary accounting of well production) layout and improvement.

Поставленная цель достигается тем, что, согласно описанию, устройство-прототип, содержащее вертикальный резервуар с боковым патрубком для подачи в него продукции скважины, с верхним патрубком для отведения из него попутного газа и нижним патрубком для сливания жидкости, с датчиками параметров состояния и положения продукции в полости резервуара, контроллер с многоканальным, по количеству датчиков, входом для введения в него электрических информационных сигналов этих датчиков и управляющими выходами, а также многопозиционный переключатель текучей среды (продукции) с входами по числу подключаемых скважин и двумя выходами, один из которых гидравлически, трубопроводом, сообщён с резервуаром посредством бокового патрубкаThis goal is achieved by the fact that, according to the description, a prototype device containing a vertical reservoir with a side pipe for supplying well products to it, with an upper pipe for removing associated gas from it and a lower pipe for draining the fluid, with sensors of parameters of the state and position of the product in the cavity of the tank, a controller with a multichannel, according to the number of sensors, an input for introducing into it electrical information signals of these sensors and control outputs, as well as multi-position switching a fluid medium (product) with inlets according to the number of connected wells and two outlets, one of which is hydraulically connected by a pipeline to the reservoir through a side nozzle

последнего, второй из выходов переключателя текучей среды гидравлически, трубопроводом, сообщён, соответственно, с верхним и нижним патрубками резервуара и, со сборным коллектором нефтепромысла снабжено расходомерами - счётчиками газа и жидкости, установленными, каждый, на трубопроводе газа и жидкости соответственно, при этом между резервуаром и расходомером - счётчиком газа на трубопроводе установлен датчик наличия жидкости в газе и управляемый этим датчиком - через контроллер - дросселирующий клапан, нижняя часть резервуара выполнена конусно сужающейся к патрубку сливания жидкости, а боковой патрубок тангециален корпусу резервуара.the latter, the second of the fluid switch exits, hydraulically connected by a pipeline, respectively, to the upper and lower nozzles of the reservoir and, to the collecting manifold of the oilfield, is equipped with flow meters - gas and liquid meters, each installed on the gas and liquid pipelines, respectively, between a tank and a flow meter — a gas meter on the pipeline — have a sensor for the presence of liquid in the gas and controlled by this sensor — through the controller — a throttling valve; the lower part of the tank is made tapered tapering to the fluid drain pipe, and the side pipe is tangential to the tank body.

Дополнительными отличительными признаками предлагаемого устройства является то, что отношение высоты HK конусной части резервуара к его диаметру D принимают из соотношения HK / ,5...2,0, высоту Нц цилиндрической части резервуара принимают равной его диаметру D, при этом тангенциальный резервуару боковой патрубок для подачи продукции установлен на цилиндрической части резервуара у перехода его в коническую форму.Additional distinctive features of the proposed device is that the ratio of the height HK of the conical part of the tank to its diameter D is taken from the ratio HK /, 5 ... 2.0, the height Hc of the cylindrical part of the tank is taken equal to its diameter D, while the tangential side of the tank for the supply of products installed on the cylindrical part of the tank at its transition into a conical shape.

Требуемый технический результат обеспечен наличием в совокупности существенных признаков (характеризующих предлагаемую конструкцию устройства для измерения дебита нефтяных скважин) вышеуказанных отличительных признаков, а необнаружение в общедоступных источниках патентной и технической информации эквивалентных технических решений с теми же свойствами предполагает соответствие заявляемого объекта критериям «полезной модели.The required technical result is ensured by the presence of the essential features (characterizing the proposed design of the device for measuring oil production rate) of the above distinctive features, and the non-detection in the public sources of patent and technical information of equivalent technical solutions with the same properties implies that the claimed object meets the criteria of the “utility model.”

На фигуре 1 представлена схема устройства в целом, на фигуре 2 приведена предпочтительная форма вертикального резервуара, а на фигуре 3 приведены другие - возможные - формы того же резервуара.Figure 1 shows a diagram of the device as a whole, figure 2 shows the preferred form of a vertical tank, and figure 3 shows other - possible - forms of the same tank.

Устройство состоит из (фигура 1) вертикального резервуара 1 с тремя патрубками: боковым тангенциальным 2 для подачи в резервуар продукции скважины, верхним 3 для отведения выделяющегося свободного попутногоThe device consists of (figure 1) a vertical reservoir 1 with three nozzles: a lateral tangential 2 for supplying well products to the reservoir, and a top 3 for discharge of the released free associated

газа, нижним 4 для сливания жидкости. Оно содержит также переключатель 5 скважин многоходовой (так называемый ПСМ), представляющий собой многопозиционный переключатель текучей среды. Этот переключатель имеет несколько входов - по количеству подключаемых к предлагаемому устройству скважин - и два выхода, один из которых трубопроводом 6 гидравлически сообщен с тангенциальным боковым патрубком 2, а другой выход трубопроводом 7 гидравлически сообщен, соответственно, с трубопроводом 8 отвода газа из резервуара через патрубок 3 и с трубопроводом 9 для сливания жидкости из резервуара через патрубок 4, при этом переключатель 5 обеспечивает по трубопроводу 6 подачу в резервуар продукции только одной из группы подключенных к нему скважин, а продукция остальных скважин из группы по трубопроводу 7 направляется в сборный коллектор нефтепромысла. Для обеспечения работы устройства в автономном (автоматическом) режиме оно содержит промыщленный контроллер 10 с многоканальным для информационных электрических сигналов входом и управляющими выходами, один из последних линией И связан с электроприводом (отдельной позицией не показан) многопозиционного переключателя 5 и обеспечивает последнему штатное, по программе контроллера, поочередное подключение нефтяной скважины из группы на измерение дебита. Для контроля и регулирования процесса разделения в резервуаре 1 продукции скважин на жидкую и газовую фазы на газовом трубопроводе 8 установлены датчик 12 наличия в газе капельной жидкости и электроуправляемый дросселирующий клапан 13, причем первый подключен на вход контроллера, а второй - линией 14 связан с дросселирующим клапаном 13; кроме того, непосредственно для измерения устройством производительности (дебита) скважин на трубопроводах 8 и 9 установлены расходомер-счетчик 15 газа и расходомерсчетчик 16 жидкости соответственно. Вертикальный резервуар 1 выполнен цилиндрическим (как это изображено на фиг. 1 и 2) с диаметром D с конусно сужающейся нижней частью размером (высотой) Нк, причем конструктивно этот размер составляет 1,5...2,0 диаметра D резервуара, а размер Нц цилиндрической части последнего равен его диаметру. Боковой патрубок 2 для тангенциальной резервуару подачи продукции в его полость размещен (установлен) на цилиндрической части последнего над переходом ее в конусно сужающуюся часть, как это изображено на фигуре 1. Данная форма и соотношения размеров резервуара наиболее предпочтительны технологически и установлены опытным путем, однако возможны и иные его исполнения (некоторые из них приведены на фигуре 3, см. вариации от «а до «е); при этом основными требованиями к конкретному исполнению резервуара должны быть необходимый объем для обеспечения расчетной величины кинетической энергии гидромаховика, превышающей на порядки импульсы гидравлической энергии от неравномерно поступающей в резервуар продукции скважин и технологически обоснованное расположение подводящего и отводящих патрубков на этом резервуаре. Отметим, к тому же, что, для большей адаптивности устройства к условиям эксплуатации, оно может быть снабжено, дополнительно, однотипными датчиками давления (датчики на фиг, 1 не показаны, но точками А, В и С обозначены места их установки на патрубках 2, 3 и 4 резервуара, а их связи с контроллером 10 обозначены штриховыми линиями). Несложно вычислить при конкретных размерах вертикального резервуара и бокового патрубка (зная величину расхода) линейн)то скорость поступления продукции в резервуар и (с учетом вязкости продукции) окружную и угловую скорости вращающейся жидкости, а по информации с датчиков давления на патрубках 2,3 и 4 резервуара определить количество выделяющегося (к уже имеющемуся в продукции) свободного газа и сверить полученную величину с показаниями расходомера-счетчика газа. К сведению, отметим, что изначальное газосодержание (так называемый газовый фактор) нефти в условиях залегания продуктивного пласта есть величина постоянная и при снижении давления, в процессе извлечения продукции на поверхность, от пластового до давления на входе в боковойgas, lower 4 for draining the liquid. It also contains a switch 5 wells multi-way (the so-called PSM), which is a multi-position switch fluid. This switch has several inputs - according to the number of wells connected to the proposed device - and two outputs, one of which is hydraulically connected by a pipe 6 to the tangential side pipe 2, and the other outlet is hydraulically connected by a pipe 7, respectively, to the gas outlet pipe 8 from the tank through the pipe 3 and with a pipe 9 for draining the liquid from the tank through the pipe 4, while the switch 5 provides through the pipe 6 the supply to the tank of the product only one of the group connected to it wells, and the products of the remaining wells from the group through pipeline 7 are sent to the prefabricated reservoir of the oil field. To ensure the operation of the device in stand-alone (automatic) mode, it contains an oiled controller 10 with a multi-channel input for informational electrical signals and control outputs, one of the last line And is connected to the electric drive (a separate position not shown) of the multi-position switch 5 and provides the latter with a standard one, according to the program controller, alternately connecting an oil well from a group to measure flow rates. To control and regulate the process of separation of the production of wells into liquid and gas phases in the tank 1, a sensor 12 for the presence of droplet liquid in the gas and an electrically controlled throttling valve 13 are installed on the gas pipeline 8, the first connected to the controller input and the second connected to the throttling valve by line 14 thirteen; in addition, directly for measuring the device productivity (flow rate) of wells in pipelines 8 and 9, a gas flow meter-counter 15 and a liquid flow meter 16 are installed, respectively. The vertical tank 1 is cylindrical (as shown in Fig. 1 and 2) with a diameter D with a tapered tapering lower part of the size (height) Hk, and structurally this size is 1.5 ... 2.0 of the diameter D of the tank, and the size NC of the cylindrical part of the latter is equal to its diameter. Side pipe 2 for the tangential reservoir supplying products into its cavity is placed (installed) on the cylindrical part of the latter above its transition into a conically tapering part, as shown in figure 1. This shape and the ratio of the size of the tank are the most technologically preferable and established experimentally, but are possible and its other versions (some of them are shown in figure 3, see variations from "a to" e); in this case, the basic requirements for the specific design of the reservoir should be the necessary volume to ensure the estimated kinetic energy of the hydraulic flywheel, which is several orders of magnitude greater than the pulses of hydraulic energy from the production of wells unevenly entering the reservoir and the technologically justified location of the supply and outlet pipes on this reservoir. Note, in addition, that, for greater adaptability of the device to operating conditions, it can be equipped, in addition, with the same type of pressure sensors (the sensors in Fig. 1 are not shown, but points A, B and C indicate the places of their installation on the nozzles 2, 3 and 4 tanks, and their connection with the controller 10 are indicated by dashed lines). It is easy to calculate for specific dimensions of the vertical tank and side pipe (knowing the flow rate) linearly) that the rate of production flow into the tank and (taking into account the viscosity of the product) the peripheral and angular velocities of the rotating fluid, and according to information from pressure sensors on the pipes 2,3 and 4 reservoir to determine the amount of emitted (already available in the product) free gas and compare the obtained value with the readings of the gas flow meter. For information, we note that the initial gas content (the so-called gas factor) of oil under the conditions of occurrence of the reservoir is constant and when the pressure decreases, during the extraction of products to the surface, from the reservoir to the pressure at the side inlet

патрубок 2 резервуара количество свободного газа известно по так называемой кривой разгазирования, которая выполняется обычно в координатах «давление - количество свободного газа, поэтому не составляет сложности, с приемлемой для практики точностью, определить и степень обводненности продукции, учитывая, что попутный нефтяной газ практически нерастворим в высокоминерализованной пластовой воде.pipe 2 of the tank the amount of free gas is known from the so-called degassing curve, which is usually carried out in the coordinates “pressure - amount of free gas, therefore it is not difficult, with practical accuracy, to determine the degree of water cut of the product, given that the associated petroleum gas is practically insoluble in highly saline produced water.

Устройство работает следующим образом. Объединенную территориально группу нефтяных скважин подключают к многопозиционному переключателю 5 текучей среды (продукции), при этом контроллеру 10 изначально задают программу управления приводом переключателя по очередности постановки конкретной скважины на измерение дебита. Далее процесс измерения дебитов всех скважин аналогичен уже существующей технологии, то есть продукция одной из группы скважин по трубопроводу 6 поступает в вертикальный резервуар 1 через боковой патрубок 2. Поскольку этот патрубок тангенциален корпусу резервуара, то продукция скважины получает в его полости вращательное движение, вдоль стенки, причем тем более интенсивное, чем выше линейная скорость подачи продукции через патрубок 2. По прошествии некоторого времени возникает так называемое динамическое равновесное состояние продукции между входом резервуара (патрубок 2) и его выходами (патрубок 3 для газа и патрубок 4 для жидкости), при этом оба расходомера-счетчика 15 и 16 начинают показывать практически стабильные величины расходов газа и жидкости соответственно. Это обусловлено тем, что продукция скважины даже при самом неблагоприятном пробковом режиме течения в ее выкидной линии и в устройстве измерения дебита поступает в резервуар под вращающуюся массу жидкости и за счет весьма существенной разности плотностей разделяется на жидкую и газовую фазы.The device operates as follows. A geographically integrated group of oil wells is connected to a multi-position switch 5 of the fluid (production), while the controller 10 is initially assigned a control program for the drive of the switch in order of setting a particular well for flow rate measurement. Further, the process of measuring the flow rates of all wells is similar to the existing technology, that is, the products of one of the group of wells through pipeline 6 enter the vertical tank 1 through the side pipe 2. Since this pipe is tangential to the tank body, the production of the well receives rotational movement in its cavity along the wall moreover, the more intense, the higher the linear flow rate of the product through the pipe 2. After some time, the so-called dynamic equilibrium state of the product and between the inlet of the tank (pipe 2) and its exits (pipe 3 for gas and pipe 4 for liquid), while both flow meters counter 15 and 16 begin to show practically stable values of gas and liquid flow rates, respectively. This is due to the fact that the well’s production, even in the most adverse plug flow regime in its flow line and in the flow rate measuring device, enters the tank under a rotating mass of liquid and, due to a very significant difference in densities, is divided into liquid and gas phases.

Пример конкретной реализации.An example of a specific implementation.

-4Д66(6)-4D66 (6)

-0,0694 -0.0694

-0,0012 (1,2 литра/сек);-0.0012 (1.2 liters / sec);

-диаметр (D) резервуара - 0,4 м;- diameter (D) of the tank - 0.4 m;

-высота (Нц) цилиндрической части резервуара равна D - 0,4 м;- the height (Nc) of the cylindrical part of the tank is equal to D - 0.4 m;

-высота конической части резервуара (Нк) 1,5D 0,6 м;-height of the conical part of the tank (HK) 1.5D 0.6 m;

-диаметр канала тангенциального патрубка (dp) - 0,02 м; Отсюда следует:- the diameter of the channel of the tangential branch pipe (dp) - 0.02 m; This implies:

-сечение канала тангенциального цатрубка - 0,0003 cross-section of the channel of the tangential tube - 0.0003

-линейная скорость цотока на входе в резервуар 4 м/с;-linear speed of the flow at the entrance to the tank 4 m / s;

-длина окружности полости резервуара 1,256 м;- the length of the circumference of the cavity of the tank 1,256 m;

-скорость вращения жидкости в резервуаре - 3,18 сек или 191 об/мин;- the speed of rotation of the liquid in the tank is 3.18 seconds or 191 rpm;

- полный объем полости резервуара - 0,084 - the total volume of the cavity of the tank - 0,084

-время полной смены жидкости в резервуаре - 70 секунд;- time for a complete change of fluid in the tank - 70 seconds;

-за 1 час контроля работы скважины объем продукции в резервуаре сменится (транзитом) - 51,4 раза.- after 1 hour of monitoring the operation of the well, the volume of production in the tank will change (in transit) - 51.4 times.

Этот расчет приведен без поправки на вязкость продукции, так как фактически интенсивность вращения жидкости в резервуаре будет несколько ниже, но эффект «гидромаховика остается в любом случае, обеспечивая равномерную подачу продукции на расходомеры-счетчики раздельно по фазам.This calculation is presented without adjusting for the viscosity of the product, since in fact the intensity of rotation of the liquid in the tank will be slightly lower, but the effect of the hydraulic flywheel remains in any case, ensuring a uniform supply of products to the flow meters separately by phases.

Как выяснилось в ходе сравнительных и экспериментальных работ, заявляемое устройство, как совокупность существенных признаков (в том числе и отличительных), обеспечивает требуемый технический результат при использовании, соответствует критериям «полезной модели по сущности технического решения при сравнении его с современным (известным) устройством-прототипом, запущенным в производство, и с потребитель-скими свойствами последнего, в связи с чем предлагается к защите соответствующим охранным документом (патентом) РФ.As it turned out during the comparative and experimental work, the claimed device, as a combination of essential features (including distinctive ones), provides the required technical result when used, meets the criteria of a “utility model by the nature of the technical solution when comparing it with a modern (known) device- a prototype launched into production, and with consumer properties of the latter, in connection with which it is proposed to be protected by the corresponding title of protection (patent) of the Russian Federation.

источники ИНФОРМАЦИИ, ИСПОЛЬЗОВАННЫЕ НРИ СОСТАВЛЕНИИ ОПИСАНИЯ ПОЛЕЗНОЙ МОДЕЛИ:Sources of INFORMATION USED THREE DRAWING UP A DESCRIPTION OF A USEFUL MODEL:

1.Нефтепромысловое оборудование. Справочник. М., Недра, 1990, с. 402411.1. Oilfield equipment. Directory. M., Nedra, 1990, p. 402411.

2.РФ, описание полезной модели к свидетельству № 26645, МПК Е21В 47/10, приоритет 13.12.2001, публ. 27.06.2002, Бюл. № 18, прототип.2. RF, description of the utility model for certificate No. 26645, IPC Е21В 47/10, priority 13.12.2001, publ. 06/27/2002, Bull. No. 18, prototype.

Claims

1. A device for measuring the flow rate of oil wells, containing a vertical tank with a side pipe for supplying well products to it, with an upper pipe for removing associated gas from it and a lower pipe for draining the fluid, with sensors for parameters of the state and position of the products in the tank cavity, controller with a multi-channel, in the number of sensors, input for introducing into it electrical information signals of these sensors and control outputs, as well as a multi-position fluid switch (product i) with inlets according to the number of connected wells and two exits, one of which is connected hydraulically by a pipeline to the reservoir by means of the lateral nozzle of the latter, the second of the exits of the fluid switch is hydraulically communicated by hydraulic piping to the upper and lower nozzles of the reservoir, respectively, and to the collection manifold of the oilfield, characterized in that it is equipped with gas and liquid flow meters, each mounted on a gas and liquid pipeline, respectively, while between the tank and the flow meter A m-gas meter in the pipeline has a sensor for the presence of liquid in the gas and a throttling valve controlled by this sensor through the controller, the lower part of the tank is tapered to the fluid drain pipe and the side pipe is tangential to the tank body.

2. The device for measuring the flow rate of oil wells according to claim 1, characterized in that the ratio of the height H _{to the} conical part of the tank to its diameter D is taken from the ratio N _to / D = 1.5-2.0, the height N _{c of the} cylindrical part of the tank take equal to its diameter D, while the tangential to the reservoir side pipe for supplying products is installed on the cylindrical part of the reservoir at its transition into a conical shape.