RU64281U1

RU64281U1 - DEVICE FOR MEASURING THE DEBIT OF A GROUP OF OIL WELLS

Info

Publication number: RU64281U1
Application number: RU2007106545/22U
Authority: RU
Inventors: Генрих Саакович Абрамов; Алексей Васильевич Барычев
Original assignee: Открытое акционерное общество "Инженерно-производственная фирма СИБНЕФТЕАВТОМАТИКА" (ОАО ИПФ "СибНА")
Priority date: 2007-02-20
Filing date: 2007-02-20
Publication date: 2007-06-27

Abstract

Устройство для измерения дебита группы нефтяных скважин относится к нефтепромысловому оборудованию и может быть использовано для первичного учета продукции, то есть в области измерения и контроля дебита на объектах нефтедобычи. Устройство (У) содержит вертикальный мерный резервуар-сепаратор с патрубками для подачи в него продукции скважины, отвода из него выделяющегося попутного газа и слива жидкости, датчик температуры в мерном резервуаре-сепараторе, датчики соответственно максимально и минимально допустимого уровня жидкости и, как минимум, один датчик промежуточного уровня жидкости в нем, датчик разности гидростатических давлений, датчик избыточного давления в верхней полости резервуара-сепаратора и контроллер. Содержит также трехходовой кран и переключатель скважин, управляемые контроллером. Новизна У характеризуется наличием на трубопроводе слива жидкости двух штуцеров для подключения прибора для измерения доли свободного (неотсепарированного) газа в смеси и задвижки между штуцерами. Устройство обеспечивает более высокие потребительские свойства при их реализации по сравнению с уже известными техническими решениями. 1 н.п.ф., 1 з.п.ф., 1 ил.A device for measuring the flow rate of a group of oil wells relates to oilfield equipment and can be used for primary production accounting, that is, in the field of measuring and controlling flow rate at oil production facilities. The device (U) contains a vertical metering separator tank with nozzles for supplying well products to it, venting associated gas and draining the liquid from it, a temperature sensor in the metering separator tank, sensors, respectively, of the maximum and minimum allowable liquid level and, at least, one sensor of an intermediate liquid level in it, a differential pressure sensor, an overpressure sensor in the upper cavity of the separator tank and a controller. It also contains a three-way valve and a well switch controlled by a controller. The novelty of U is characterized by the presence of two fittings on the liquid drain pipe for connecting a device for measuring the fraction of free (unseparated) gas in the mixture and a valve between the fittings. The device provides higher consumer properties in their implementation in comparison with the already known technical solutions. 1 n.p.ph., 1 s.p.ph., 1 ill.

Description

Полезная модель относится к нефтепромысловому оборудованию и может быть использована при измерении и контроле дебита скважин на объектах нефтедобычи.The utility model relates to oilfield equipment and can be used to measure and control the flow rate of wells at oil production facilities.

Для определения расходных параметров продукции нефтяных скважин (одиночных и групповых) применяются бессепарационные и сепарационные измерительные устройства [1]. Сепарационные устройства для измерения покомпонентного расхода (нефть + газ + вода) являются самыми распространенными в мире, и реализуются они по классическим схемам трехфазных или двухфазных измерителей дебита нефтяных скважин.To determine the flow rate parameters of the production of oil wells (single and group), non-separation and separation measuring devices are used [1]. Separating devices for measuring component flow rates (oil + gas + water) are the most common in the world, and they are implemented according to the classical schemes of three-phase or two-phase flow meters of oil wells.

Известны [1-3] автоматизированные групповые измерительные установки, в которых измерение дебита жидкой фазы осуществляется взвешиванием весами (например, тензометрическими) измерительной емкости вместе с жидкостью (нефтеводяная смесь). Поскольку при этом из емкости предварительно удаляется попутный нефтяной газ, то по результату взвешивания измерительной емкости вместе с жидкостью и по известному времени наполнения жидкостью этой емкости, контроллер выдает результат измерения дебита подключаемой на измерение скважины в массовых единицах расхода - т/сут. В дальнейшем по известным значениям плотностей нефти и воды (результат лабораторного анализа) и по измеренному влагомером процентному содержанию воды в нефти, введенным в контроллер в виде уставок, определяются дебиты (в массовых единицах расхода) по нефти и по воде. Измерения суточного объема газа выполняются с помощью объемных (тахометрических или вихревых) счетчиков газа [1-3]. К недостаткам установок, реализующих способ массовых измерений дебита нефтяных скважин непосредственно взвешиванием измерительных калиброванных емкостей с водонефтяной смесью относится приборная Automated group measuring devices are known [1-3], in which the flow rate of a liquid phase is measured by weighing with weights (for example, tensometric) of the measuring capacity together with the liquid (oil-water mixture). Since associated petroleum gas is preliminarily removed from the reservoir, according to the result of weighing the measuring reservoir together with the liquid and according to the known time of filling this reservoir with liquid, the controller gives the result of measuring the flow rate of the well connected to the measurement in mass flow units - t / day. Further, according to the known values of the densities of oil and water (the result of laboratory analysis) and the percentage of water in oil measured by a moisture meter, entered into the controller in the form of settings, the flow rates (in mass flow units) of oil and water are determined. Daily gas volume measurements are carried out using volumetric (tachometric or vortex) gas meters [1-3]. The disadvantages of installations that implement the method of mass measurements of oil production rates by directly weighing calibrated measuring tanks with a water-oil mixture include instrumentation

перенасыщенность и использование в качестве измерителя влагосодержания в нефти диэлькометрических влагомеров, не обеспечивающих достаточную точность измерения в широком диапазоне изменения влагосодержания (от 0 до 98%) в нефтях различной сортности. Кроме того, после сепарации в измерительной емкости с жидкостью (смесь), в силу различных обстоятельств (например, некачественной сепарации) всегда присутствует неучтенный свободный газ в виде мелкодисперсной структуры, который занимает вполне определенный объем [4] измерительной калиброванной емкости и который в данной установке воспринимается как жидкость. В данном устройстве этот факт никак не учитывается.oversaturation and the use of dielcometric moisture meters as oil moisture content meters, which do not provide sufficient measurement accuracy in a wide range of moisture content changes (from 0 to 98%) in oils of various grades. In addition, after separation in a measuring tank with liquid (mixture), due to various circumstances (for example, poor-quality separation), there is always an unaccounted free gas in the form of a finely dispersed structure, which occupies a well-defined volume [4] of the calibrated measuring tank and which in this installation perceived as a liquid. In this device, this fact is not taken into account in any way.

Наиболее близким техническим решением (прототипом) к заявляемому устройству является устройство для измерения дебита нефтяных скважин [5], реализующее гидростатический способ взвешивания столба жидкости и содержащее вертикальный мерный цилиндрический резервуар-сепаратор, датчики давления, температуры, нижнего и верхнего уровней, газовую, впускную (для подачи продукции) и выпускную жидкостные линии, микропроцессор, переключатель для поочередного подключения к сборному коллектору выпускных газовой и жидкостных линий, обратный клапан, установленный на жидкостной линии.The closest technical solution (prototype) to the claimed device is a device for measuring the flow rate of oil wells [5], which implements a hydrostatic method of weighing a liquid column and contains a vertical measuring cylindrical tank separator, pressure sensors, temperature, lower and upper levels, gas, inlet ( for supplying products) and an outlet liquid line, a microprocessor, a switch for alternately connecting to the prefabricated manifold of the outlet gas and liquid lines, a check valve, Formation liquid line.

Устройство измеряет дебит скважины путем пересчета разности гидростатических давлений в местах установки верхнего и нижнего датчиков уровня на сепараторе с использованием заранее заданных констант (таких как плотность нефти, плотность пластовой воды, площадь поперечного сечения сепаратора) и времени наполнения мерного калиброванного объема сепаратора. Подключение конкретной скважины к устройству на замер дебита производится переключателем скважин по программе, задаваемой микропроцессором. Калиброванный мерный объем V_к сепаратора ограничен датчиками нижнего и верхнего уровней, а измерение и вычисление дебита по жидкости (нефти и воде) обеспечивается микропроцессором по информационным сигналам датчиков при работе сепаратора в режиме The device measures the flow rate of the well by recalculating the difference in hydrostatic pressures at the installation sites of the upper and lower level sensors on the separator using predetermined constants (such as oil density, formation water density, cross-sectional area of the separator) and filling time of the measured calibrated volume of the separator. A specific well is connected to the device for flow rate measurement by a well switch according to the program specified by the microprocessor. The calibrated measured volume V _{to the} separator is limited by the sensors of the lower and upper levels, and the measurement and calculation of the flow rate of the liquid (oil and water) is provided by the microprocessor according to the information signals of the sensors when the separator is operating in the mode

«наполнение-опорожнение». Расход газа в таких устройствах определяется объемным способом, путем замещения известного объема калиброванной емкости в процессе вытеснения из нее жидкой фазы в коллектор."Filling-emptying." The gas flow rate in such devices is determined by the volumetric method, by replacing the known volume of the calibrated capacity in the process of displacing the liquid phase from it into the reservoir.

При всех достоинствах устройства-прототипа (простота конструктивных схем и приборного оснащения, приемлемая соответственно для заказчика цена) существенный недостаток его состоит в отсутствии схемных и следовательно программных решений по корректировке результата измерения дебита нефтяных скважин при наличии в измерительной емкости, заполненной водонефтяной смесью, неконтролируемого и неотсепарированного свободного газа, что в результате дает значительную погрешность в определении дебита нефти в массовых единицах измерения (с учетом того, что объем свободного газа V_г в объеме измерительной емкости V_см может изменяться для различных скважин в пределах от 1 до 10%).For all the advantages of the prototype device (simplicity of design schemes and instrumentation, reasonable price for the customer, respectively), its significant drawback is the lack of circuitry and therefore software solutions for adjusting the result of measuring oil flow rates in the presence of an uncontrolled and uncontrolled measuring tank filled with an oil-water mixture unseparated free gas, which as a result gives a significant error in determining the oil flow rate in mass units (taking into account is that amount of free gas in a volume V _g V _cm measuring capacitance may vary for different wells in the range of from 1 to 10%).

Таким образом, цель заявляемого объекта (иначе - требуемый технический результат) заключается в обеспечении известному техническому решению более высоких потребительских свойств, а именно: в придании ему функции корректировки результата измерения в зависимости от доли К наличия свободного газа в измерительной емкости V_см.Thus, the purpose of the claimed object (otherwise, the required technical result) is to provide the well-known technical solution with higher consumer properties, namely: giving it the function of adjusting the measurement result depending on the proportion K of the presence of free gas in the measuring tank V _cm

Как показывают стендовые и промышленные испытания заявляемого устройства и опыт эксплуатации прототипа-устройства, поставленная цель (технический результат) достигается тем, что устройство для измерения дебита нефтяных скважин, содержащее согласно прототипу, вертикальный мерный резервуар-сепаратор с боковым патрубком для подачи в него продукции скважины, с верхним патрубком для отвода выделяющегося попутного газа и нижним патрубком для слива жидкости, датчик температуры в мерном резервуаре-сепараторе, датчики соответственно максимально и минимально допустимого уровня жидкости и, как минимум, один датчик промежуточного уровня жидкости в нем, датчик разности гидростатических давлений в этом резервуаре-сепараторе, датчик As shown by bench and industrial tests of the inventive device and operating experience of the prototype device, the goal (technical result) is achieved by the fact that the device for measuring the flow rate of oil wells, containing, according to the prototype, a vertical metering separator tank with a side pipe for supplying well products to it , with an upper branch pipe for venting associated gas and a lower branch pipe for draining the liquid, a temperature sensor in a measuring tank-separator, sensors respectively maxim flax and minimum allowable liquid level, and at least one sensor is intermediate the liquid level therein, hydrostatic pressure difference sensor in the separator tank, sensor

избыточного давления в верхней полости резервуара-сепаратора, а также контроллер с многоканальным по количеству датчиков входом для введения в него электрических информационных сигналов этих датчиков и управляющими выходами, трубопровод подачи продукции, трубопровод отвода попутного газа и трубопровод слива жидкости соответственно, электроуправляемые контроллером переключатель скважин и трехходовой кран, входы которого соединены с трубопроводами отвода попутного газа и слива жидкости соответственно, а его выход предназначен для подключения через обратный клапан к сборному коллектору нефтепромысла, дополнительно снабжено на трубопроводе слива жидкости двумя штуцерами для подключения прибора для измерения доли свободного (неотсепарированного) газа, а между ними установлена задвижка, причем расстояние между центрами штуцеров определяется в каждом конкретном случае установочными размерами применяемых приборов для определения доли свободного (неотсепарированного) газа.excess pressure in the upper cavity of the separator tank, as well as a controller with an input multichannel in the number of sensors for introducing electric information signals of these sensors into it and control outputs, a product supply pipe, a gas outlet pipe and a fluid drain pipe, respectively, and a well switch is electrically controlled by the controller and a three-way valve, the inputs of which are connected to the pipelines for the associated gas removal and liquid discharge, respectively, and its outlet is intended for Connections via a non-return valve to the oilfield prefabricated manifold are additionally equipped with two fittings on the fluid drain pipe for connecting a device for measuring the fraction of free (unseparated) gas, and a valve is installed between them, and the distance between the centers of the fittings is determined in each case by the installation dimensions of the devices used for determining the fraction of free (unseparated) gas.

Требуемый технический результат обеспечен наличием в совокупности существенных признаков (характеризующих предлагаемую конструкцию устройства для измерения группы нефтяных скважин) вышеуказанных отличительных признаков, а необнаружение в общедоступных источниках патентной и технической информации эквивалентных технических решений с теми же свойствами и несомненной промышленной применимостью 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 a group of oil wells) 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 and undoubted industrial applicability implies that the claimed object meets the criteria " utility model. "

На фигуре приведена принципиальная схема устройства для измерения дебита группы нефтяных скважин.The figure shows a schematic diagram of a device for measuring the flow rate of a group of oil wells.

Устройство (см. фигуру) состоит из вертикального мерного резервуара 1 с подводящим патрубком 2 и отводящим газ и жидкость патрубками 3 и 4 соответственно. Оно содержит датчик 5 температуры, датчики-сигнализаторы уровня 6 и 7 минимально и максимально допустимого в резервуаре уровня жидкости, ограничивающие по высоте Н резервуара, снизу The device (see figure) consists of a vertical measuring tank 1 with a supply pipe 2 and a gas and liquid outlet pipes 3 and 4, respectively. It contains a temperature sensor 5, level 6 and 7 level sensors, minimum and maximum liquid level in the tank, limiting the height H of the tank, from the bottom

и сверху, мерную калиброванную его часть, промежуточный датчик-сигнализатор уровня 8, датчик 9 для измерения величины гидростатического давления столба жидкости в мерной части резервуара, датчик 10 для измерения величины избыточного давления в верхней, заполненной газом, части резервуара, а также контроллер 11 с многоканальным входом 12 для электрических информационных сигналов всех датчиков и управляющими выходами 13 и 14, трубопроводы 15, 16 и 17 для подачи в резервуар продукции, отвода газа и слива жидкой фазы соответственно, электроуправляемые контроллером трехходовой кран 18 и переключатель скважин 20, обратный клапан 19. На трубопроводе слива жидкости 17 установлены два штуцера 21 и 22 для подключения прибора для измерения доли свободного (неотсепарированного) газа, а между ними установлена задвижка 23.and from above, a calibrated part of it, an intermediate level 8 level sensor, a sensor 9 for measuring the hydrostatic pressure of a liquid column in the measured part of the tank, a sensor 10 for measuring the overpressure in the upper gas-filled part of the tank, and also a controller 11 s multi-channel input 12 for electrical information signals of all sensors and control outputs 13 and 14, pipelines 15, 16 and 17 for supplying to the reservoir of products, gas outlet and discharge of the liquid phase, respectively, are electrically controlled e three-way valve controller 18 and switch 20 wells, the check valve 19. In the overflow pipe 17 has two fitting 21 and 22 for connecting the instrument to measure the percentage of free (neotseparirovannogo) gas, and between the valve 23 is installed.

Устройство работает следующим образом. Посредством контроллера 11, то есть программным путем, через переключатель скважин 20 производится поочередное подключение подсоединенных к нему нефтяных скважин на замер дебита.The device operates as follows. By means of the controller 11, that is, by software, through the switch of wells 20, the oil wells connected to it are alternately connected to measure the flow rate.

Продукция одной из скважин через переключатель скважин 20 и трубопровод 15 подачи продукции, который может быть оснащен узлом для предварительного отбора газа (на чертеже не показан), поступает в мерный резервуар-сепаратор 1, где происходит разделение жидкости и попутного газа. Трехходовой электроуправляемый кран 18 находится в положении, при котором попутный газ под избыточным давлением в мерном резервуаре 1 направляется в сборный коллектор, а жидкость заполняет полость мерного резервуара.The production of one of the wells through the switch of wells 20 and the pipeline 15 for supplying products, which can be equipped with a unit for preliminary selection of gas (not shown), enters the metering tank separator 1, where the separation of liquid and associated gas. The three-way electrically operated valve 18 is in a position in which the associated gas under excessive pressure in the metering tank 1 is sent to the collection manifold, and the liquid fills the cavity of the metering tank.

При достижении уровня У_min контроллер, по сигналу датчика 6, фиксирует значение гидростатического давления P₁ столба жидкости в емкости по величине тока I₁ разности давлений, и начинается отсчет времени измерения t₁.Upon reaching the level U _{min, the} controller, by the signal of the sensor 6, fixes the value of the hydrostatic pressure P ₁ of the liquid column in the tank by the value of the current I _{1 of} the pressure difference, and the countdown of the measurement time t ₁ begins.

При достижении уровня жидкости У_mах контроллер, по сигналу датчиков 7 или 8 (определяется программой), фиксирует время измерения и гидростатическое давление столба жидкости Р₂ по значению выходного тока I₂.Upon reaching the liquid level U _{max, the} controller, by the signal of sensors 7 or 8 (determined by the program), records the measurement time and hydrostatic pressure of the liquid column P ₂ by the value of the output current I ₂ .

После окончания процесса наполнения полости мерного резервуара от уровня У_min до уровня У_mах (или промежуточного) трехходовой электроуправляемый кран 18 по команде с контроллера переключается в положение «слив жидкости», и жидкость начинает вытесняться из мерного резервуара сжатым газом, имеющимся в его мерной части. При этом скважина от мерного резервуара отсечена переключателем по команде контроллера.After the filling process of the cavity of the measuring tank from the level of U _min to the level of U _max (or intermediate), the three-way electrically operated valve 18 switches to the “liquid drain” position upon a command from the controller, and the liquid begins to be displaced from the measuring tank by the compressed gas available in its measured part . In this case, the well from the measuring tank is cut off by the switch on the controller's command.

Пересчет фиксируемых контроллером (по информационным сигналам датчиков) параметров состояния продукции в мерном резервуаре в величину дебита скважины контроллер 11 осуществляет по общеизвестным зависимостям, заложенным в его штатное программное обеспечение (свидетельства РФ на Пр ЭВМ №№990761 и 990762), разработанное сотрудниками заявителя ранее и усовершенствованное на дату подачи настоящей заявки.The controller 11 carries out the conversion of the parameters of the state of production in the measured reservoir recorded by the controller (according to the information signals of the sensors) into the well flow rate according to well-known dependencies embedded in its standard software (RF certificates for other computers No. 990761 and 990762), developed by the applicant’s employees earlier and improved on the filing date of this application.

Для двухкомпонентной смеси (нефть + вода) при К=0 справедливо следующее выражениеFor a two-component mixture (oil + water) at K = 0, the following expression is valid

где М_н - масса нефти; ρ_н, ρ_в, ρ_см - плотности соответственно нефти, воды, смеси; V_см - объем смеси (нефть + вода).where M _n is the mass of oil; ρ _n , ρ _in , ρ _cm - the density, respectively, of oil, water, mixture; V _cm is the volume of the mixture (oil + water).

Реально, как мы показали ранее, часть объема измерительной емкости V_см занимает свободный неотсепарированный газ V_г, который можно учесть в формуле (1) следующим образом. С появлением в смеси объема V_г уменьшается объем нефти V_н в смеси, следовательно можно записатьActually, as we showed earlier, part of the volume of the measuring capacitance V _cm is occupied by free unseparated gas V _g , which can be taken into account in formula (1) as follows. With the appearance of a volume of V _g in the mixture, the volume of oil V _n in the mixture decreases, therefore, we can write

где К - доля объема свободного газа в нефти.where K is the fraction of the volume of free gas in oil.

С учетом появления в калиброванном объеме V_см объема свободного Given the appearance in the calibrated volume V _cm of free volume

газа V_г с плотностью ρ_г можно записатьgas V _g with density ρ _g can be written

где V_н и V_в - объемы соответственно нефти и воды.where V _n and V _in are the volumes of oil and water, respectively.

Из формулы (3) определим V_в From formula (3) we define V _in

В формуле (3) перейдем от объемных представлений к массовым, в результате получимIn formula (3) we pass from volumetric representations to mass ones, as a result we get

Запишем формулу (5) в видеWe write formula (5) in the form

где ; ; ; .Where ; ; ; .

В силу малости М_г, можно записать:Due to the smallness of M _g , we can write:

Решая совместно уравнения (4), (5) и (8), получим формулу для расчета уточненного значения массы нефти в измерительной емкостиSolving equations (4), (5) and (8) together, we obtain a formula for calculating the adjusted value of the oil mass in the measuring tank

Для практического использования формулы (9) в реальных условиях в устройство для измерения дебита группы нефтяных скважин необходимо ввести датчик измерения свободного газа, который можно установить или в измерительной емкости, или на ее выходе при сливе жидкости в линию коллектора. На наш взгляд, существует еще один путь, более доступный и оправданный. По своей сути параметр К (доля свободного газа в объеме V_н) представляет собой некую постоянную, которая характеризует способ измерения и устройство, его реализующее, меру газосодержания продукции конкретной скважины, рабочее давление и температуру в измерительной емкости, процентное соотношение компонентов продукции конкретной измеряемой скважины (нефть + вода + газ). Всегда имеется возможность, в нашем случае, определить численное значение К (многократными измерениями) каждой скважины с помощью приборов для измерения объемного содержания свободного газа в нефти методом отбора проб [4, 6]. For the practical use of formula (9) in real conditions, it is necessary to introduce a sensor for measuring free gas into a device for measuring the flow rate of a group of oil wells, which can be installed either in the measuring tank or at its outlet when draining the liquid into the collector line. In our opinion, there is another way, more accessible and justified. In essence, the parameter K (the fraction of free gas in the volume V _n ) is a certain constant that characterizes the measurement method and the device that implements it, the measure of the gas content of the production of a particular well, the working pressure and temperature in the measuring tank, the percentage of the components of the production of a particular measured well (oil + water + gas). It is always possible, in our case, to determine the numerical value of K (by multiple measurements) of each well using instruments for measuring the volumetric content of free gas in oil by sampling [4, 6].

Полученные значения К заносятся в виде уставок в контроллер, который, используя формулу (9), выдает уточненное значение М_н. Для отбора проб на трубопроводе 17 слива жидкости предусмотрены штуцеры 21, 22 и задвижка 23. Расстояние между центрами штуцеров определяется в каждом конкретном случае установочными размерами применяемых приборов для определения доли свободного (неотсепарированного) газа. Естественно предположить, что в результате длительной эксплуатации скважин численное значение К может уточняться.The obtained values of K are entered in the form of settings in the controller, which, using formula (9), gives an updated value of M _n . For sampling on the drainage pipe 17, fittings 21, 22 and a valve 23 are provided. The distance between the centers of the fittings is determined in each case by the installation dimensions of the instruments used to determine the fraction of free (unseparated) gas. It is natural to assume that as a result of long-term operation of the wells, the numerical value of K can be specified.

Совокупность существенных признаков (в том числе и отличительных) заявляемого устройства для измерения дебита нефтяных скважин обеспечивает достижение требуемого технического результата, соответствует критериям «полезной модели» и подлежит защите охранным документом (патентом) РФ в соответствии с просьбой заявителя.The set of essential features (including distinguishing ones) of the claimed device for measuring oil flow rates ensures the achievement of the required technical result, meets the criteria of the “utility model” and is subject to protection by a title of protection of the Russian Federation in accordance with the applicant’s request.

ИСТОЧНИКИ ИНФОРМАЦИИ, ПРИНЯТЫЕ ВО ВНИМАНИЕ ПРИ ОФОРМЛЕНИИ НАСТОЯЩЕЙ ЗАЯВКИ:SOURCES OF INFORMATION TAKEN INTO ACCOUNT WHEN DRAWING OUT THIS APPLICATION:

1. НТЖ «Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2003. - №4 - с.7-18.1. NTZ “Automation, telemechanization and communication in the oil industry. M .: VNIIOENG OJSC, 2003. - No. 4 - p. 7-18.

2. Абрамов Г.С., Барычев А.В. Практическая расходометрия в нефтяной промышленности. - М.: ВНИИОНГ. - 2002. - 460 с. (368-373).2. Abramov G.S., Barychev A.V. Practical flow measurement in the oil industry. - M .: VNIIONG. - 2002 .-- 460 s. (368-373).

3. Установка массоизмерительная транспортабельная «АСМА-Т-03-180-300А», 40100.00.00.000ТО. Межрегиональное акционерное общество «Нефтеавтоматика» (Уфа), Серафимовский опытный завод средств автоматики и телемеханики, 2000.3. Installation mass measuring transportable "ASMA-T-03-180-300A", 40100.00.00.000TO. Interregional Joint-Stock Company Nefteavtomatika (Ufa), Serafimovsky Experimental Plant of Automation and Telemechanics, 2000.

4. Журнал «Мир измерений». - М. 2006 - №11. - с.92.4. Magazine "World of measurements". - M. 2006 - No. 11. - p. 92.

5. НТЖ «Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», - 2001. - №1-2. - с.16-18, прототип.5. NTZ “Automation, telemechanization and communication in the oil industry. M.: OJSC "VNIIOENG", - 2001. - No. 1-2. - p.16-18, prototype.

6. Рекомендация. Государственная система обеспечения единства измерений. МИ 2575-2000. Нефть. Остаточное газосодержание. Методика выполнения измерений.6. Recommendation. State system for ensuring the uniformity of measurements. MI 2575-2000. Oil. Residual gas content. Methodology for making measurements.

Claims

1. A device for measuring the flow rate of a group of oil wells, comprising a vertical metering separator tank with a side nozzle for supplying well products to it, with an upper nozzle for venting associated gas and a lower nozzle for draining the liquid, a temperature sensor in the metering separator tank, sensors respectively, the maximum and minimum permissible liquid levels and at least one intermediate fluid level sensor in it, a differential pressure sensor in this separator tank, a sensor excess pressure in the upper cavity of the separator tank, as well as a controller with an input multichannel in the number of sensors for introducing electric information signals of these sensors into it and control outputs, a product supply pipe, a gas outlet pipe and a fluid drain pipe, respectively, and a well switch is electrically controlled by the controller and a three-way valve, the inlets of which are connected to the pipelines for the associated gas removal and liquid drain, respectively, and its outlet is intended for Connections through a check valve to a collection manifold oilfield, characterized in that in the overflow conduit has two fitting to connect the device to measure the percentage of free (neotseparirovannogo) gas, and the valve is installed between them.

2. A device for measuring the flow rate of a group of oil wells according to claim 1, characterized in that the distance between the centers of the fittings is determined in each case by the installation dimensions of the instruments used to determine the fraction of free (unseparated) gas.