RU66779U1 - INSTALLATION OF BOREHOLD ACCOUNTING OF HYDROCARBON PRODUCTS - Google Patents

INSTALLATION OF BOREHOLD ACCOUNTING OF HYDROCARBON PRODUCTS Download PDF

Info

Publication number
RU66779U1
RU66779U1 RU2007116519/22U RU2007116519U RU66779U1 RU 66779 U1 RU66779 U1 RU 66779U1 RU 2007116519/22 U RU2007116519/22 U RU 2007116519/22U RU 2007116519 U RU2007116519 U RU 2007116519U RU 66779 U1 RU66779 U1 RU 66779U1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
liquid
gas
installation
flow rate
oil
Prior art date
Application number
RU2007116519/22U
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Николай Иванович Матвеев
Игорь Владимирович Крохмаль
Александр Васильевич Колюбаев
Владимир Петрович Сухарев
Original Assignee
Открытое акционерное общество "Сургутнефтегаз"
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 Открытое акционерное общество "Сургутнефтегаз" filed Critical Открытое акционерное общество "Сургутнефтегаз"
Priority to RU2007116519/22U priority Critical patent/RU66779U1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU66779U1 publication Critical patent/RU66779U1/en

Links

Abstract

Полезная модель относится к установкам для измерений массового расхода жидкости, процента ее обводненности, объемного расхода газа и для выполнения вычислений среднего суточного массового дебита нефти и объемного дебита газа в составе газожидкостной смеси (ГЖС), добываемой из нефтяных скважин. Установка применяется в системах внутрипромыслового сбора нефти. Установка поскважинного учета углеводородной продукции содержит сепарационную емкость с входным трубопроводом для подвода ГЖС, жидкостной и газовый трубопроводы для сброса (отвода) жидкости и газа в отводящий коллектор, запорную арматуру, обратные и предохранительные клапаны, регулятор перепада давления, датчики давления и температуры, расходомеры жидкости и газа, поточный влагомер, контроллер с терминальной панелью для визуализации и ввода установочных коэффициентов связанный кабельной связью с расходомерами, влагомером и датчиками. Применение влагомера в установке позволяет производить прямое измерение процентного содержания воды в жидкости и выполнять вычисления среднесуточного массового дебита нефти по скважине с высокой точностью и в автоматическом режиме. Кроме этого исключается необходимость частого отбора проб скважинной жидкости для проведения лабораторных исследований на обводненность.The utility model relates to facilities for measuring the mass flow rate of a fluid, the percentage of its water cut, the volumetric flow rate of gas, and to perform calculations of the average daily mass flow rate of oil and volumetric flow rate of gas in a gas-liquid mixture (GHS) produced from oil wells. The installation is used in field inflow oil collection systems. The installation for downhole accounting of hydrocarbon products contains a separation tank with an inlet pipe for supplying GHS, liquid and gas pipelines for discharge (discharge) of liquid and gas into the outlet manifold, shutoff valves, check and safety valves, differential pressure regulator, pressure and temperature sensors, liquid flow meters and gas flow meter, a controller with a terminal panel for visualization and input of installation coefficients connected by cable communication with flow meters, a moisture meter and sensors and. The use of a moisture meter in the installation allows direct measurement of the percentage of water in the liquid and the calculation of the average daily mass flow rate of oil through the well with high accuracy and in automatic mode. In addition, the need for frequent sampling of well fluid to conduct laboratory studies for water cut is eliminated.

Description

Полезная модель относится к установкам для измерений массового расхода жидкости, процента ее обводненности, объемного расхода газа и для выполнения вычислений среднего суточного массового дебита нефти и объемного дебита газа в составе газожидкостной смеси (ГЖС), добываемой из нефтяных скважин. Установка применяется в системах внутрипромыслового сбора нефти.The utility model relates to facilities for measuring the mass flow rate of a fluid, the percentage of its water cut, the volumetric flow rate of gas, and to perform calculations of the average daily mass flow rate of oil and volumetric flow rate of gas in a gas-liquid mixture (GHS) produced from oil wells. The installation is used in field inflow oil collection systems.

Известны установки «ОЗНА-Массомер...» [1] в которых используются кориолисовые массовые счетчики-расходомеры (расходомеры), обеспечивающие измерение массового, объемного расхода и плотности жидкости, объемного расхода газа, а также температуры этих продуктов.Known installation "OZNA-Massomer ..." [1] which uses Coriolis mass flow meters (flow meters), which provide the measurement of mass, volumetric flow rate and liquid density, volumetric gas flow rate, as well as the temperature of these products.

Принцип действия измерительного модуля технологического блока установок «ОЗНА-Массомер...» с двумя расходомерами основывается на непрерывном измерении массового расхода, плотности и температуры жидкости и объемного расхода, давления и температуры газа.The principle of operation of the measuring module of the technological unit of OZNA-Massomer ... units with two flowmeters is based on continuous measurement of the mass flow rate, density and temperature of the liquid and volumetric flow rate, pressure and gas temperature.

Известная установка содержит сепарационную емкость с входным трубопроводом для подвода ГЖС, жидкостной и газовый трубопроводы для сброса (отвода) жидкости и газа в отводящий коллектор, запорную арматуру, обратные и предохранительные клапаны, регулятор перепада давления, датчики давления и температуры, расходомеры жидкости и газа, контроллер связанный кабельной связью с расходомерами и датчиками.The known installation contains a separation tank with an inlet pipe for supplying GHS, liquid and gas pipelines for discharge (outlet) of liquid and gas into the outlet manifold, shutoff valves, check and safety valves, differential pressure regulator, pressure and temperature sensors, liquid and gas flow meters, controller connected by cable communication with flowmeters and sensors.

Недостатком этой установки, взятой нами за прототип, является косвенный метод определения массы нефти и воды в поступающей из скважины жидкости. Так, в данной установке значение среднесуточного массового расхода нефти определяется как разность значений среднесуточного расхода жидкости и пластовой воды. Значение среднесуточного массового расхода пластовой воды, в свою очередь, определяется как произведение массового расхода жидкости и массовой доли пластовой воды в этой жидкости, а массовая доля пластовой воды The disadvantage of this installation, which we took as a prototype, is an indirect method for determining the mass of oil and water in the fluid coming from the well. So, in this installation, the value of the average daily mass flow rate of oil is determined as the difference between the values of the average daily flow rate of liquid and produced water. The value of the average daily mass flow rate of formation water, in turn, is defined as the product of the mass flow rate of the liquid and the mass fraction of formation water in this liquid, and the mass fraction of formation water

определяется по значению плотности жидкости, измеренной расходомером и значениям плотности воды и нефти, определенным лабораторным способом и введенным ранее в память блока измерений и обработки информации станции управления.is determined by the value of the density of the liquid measured by the flowmeter and the values of the density of water and oil, determined by the laboratory method and previously entered into the memory of the measurement and processing unit of the control station.

Задача предлагаемого технического решения - обеспечение раздельного поскважинного измерения количества добываемых из скважины жидкости, воды и нефти в единицах массы с высокой точностью в автоматическом режиме без проведения лабораторных исследований проб жидкости.The objective of the proposed technical solution is to provide separate downhole measurements of the amount of produced fluid, water and oil in units of mass with high accuracy in automatic mode without laboratory studies of fluid samples.

Это достигается за счет того, что в измерительном модуле на жидкостном трубопроводе устанавливается поточный влагомер (например, влагомер сырой нефти ВОЕСН), который позволяет непрерывно измерять процентное содержание нефти и воды в добываемой из скважин жидкости с передачей информации и вычислений в контроллер.This is achieved due to the fact that a flow hydrometer (for example, a VOESN crude oil hydrometer) is installed in the measuring module on the liquid pipeline, which allows continuous measurement of the percentage of oil and water in the liquid produced from wells with the transfer of information and calculations to the controller.

Предлагаемая установка представлена на чертеже (фиг.1).The proposed installation is presented in the drawing (figure 1).

Установка включает в себя входной трубопровод 1 для подвода ГЖС в сепарационную емкость 2, газовый трубопровод для отвода газа 3 с заслонкой 4 связанной с помощью рычагов и тяги с поплавковым устройством 5, расходомер 6 установленный на трубопроводе для отвода газа, жидкостной трубопровод для отвода жидкости 7, оборудованный обратным клапаном 8, поточным влагомером 9, расходомером 10 и регулятором перепада давления 11, контроллер 12 с терминальной панелью для визуализации информации и ввода установочных коэффициентов 13, датчик давления (преобразователь давления) 14.The installation includes an inlet pipe 1 for supplying the GHS to the separation tank 2, a gas pipe for gas removal 3 with a shutter 4 connected by levers and traction with a float device 5, a flow meter 6 installed on the pipe for gas removal, a liquid pipe for liquid removal 7 equipped with a non-return valve 8, a flow moisture meter 9, a flow meter 10 and a differential pressure controller 11, a controller 12 with a terminal panel for visualizing information and entering setup coefficients 13, a pressure sensor (conversion pressure caller) 14.

Установка работает следующим образом.Installation works as follows.

ГЖС через входной трубопровод 1 поступает в сепарационную емкость 2 где разделяется на жидкость и газ. Газ по трубопроводу 3 через открытую заслонку 4 и расходомер 6 уходит в коллектор. Жидкость стекает по полкам в нижний цилиндр сепаратора 2 и накапливается в нем, клапан регулятора перепада давления 11 зафиксирован в положении «закрыто». По мере роста уровня жидкости поплавок 5 прикрывает заслонку 4, увеличивая сопротивление выходу газа, что ведет к возрастанию перепада давления GHS through the inlet pipe 1 enters the separation tank 2 where it is divided into liquid and gas. Gas through pipeline 3 through the open damper 4 and the flow meter 6 goes into the manifold. The liquid flows along the shelves into the lower cylinder of the separator 2 and accumulates in it, the valve of the differential pressure controller 11 is fixed in the closed position. As the liquid level rises, the float 5 covers the shutter 4, increasing the resistance to gas outlet, which leads to an increase in pressure drop

между полостями сепаратора и коллектором. При достижении величины перепада давления, достаточной для преодоления усилия фиксаторов регулятора перепада давления 11, его клапан устанавливается в положение «открыто». В момент открытия клапана регулятора перепада давления 11, жидкость через обратный клапан 8, влагомер 9 и расходомер 10 начинает поступать в коллектор и ее уровень в сепараторе снижается, поплавок 5 приоткрывает газовую заслонку 4. При этом газ и жидкость непрерывно поступают в коллектор, расходомеры 10 и 6 соответственно производят измерения массового расхода и плотности жидкости, объемного расхода газа и температуры этих продуктов, поточный влагомер 9 производит измерение процентного содержания воды в жидкости, а датчик давления 14 формирует измерительную информацию по давлению в системе. При поступлении в контроллер 12 сигнала от расходомеров, превышающего нулевое значение, включается таймер отсчета времени измерения и в контроллер начинает поступать измерительная информация. Измерительная информация от расходомеров 6, 10, влагомера 9, и датчика давления 14 передается к контроллеру 12 кабельной связью. По мере слива жидкости из сепаратора, уровень ее падает, поплавок 5 продолжает открывать заслонку 4 и давление в сепараторе уменьшается. При достижении значения давления нижнего предела срабатывания, клапан регулятора перепада давления 11 также резко закрывается. В момент закрытия клапана выходной сигнал расходомера 10 принимает нулевое значение, отсчет расхода жидкости прекращается, но счет времени продолжается до следующего открытия клапана. При этом значение времени измерения фиксируется в памяти контроллера 12.between the separator cavities and the manifold. Upon reaching the pressure drop sufficient to overcome the efforts of the clamps of the differential pressure controller 11, its valve is set to the "open" position. At the moment of opening the valve of the differential pressure regulator 11, the liquid through the check valve 8, the moisture meter 9 and the flow meter 10 begins to flow into the manifold and its level in the separator decreases, the float 5 opens the gas damper 4. In this case, gas and liquid continuously enter the manifold, flow meters 10 and 6, respectively, measure the mass flow rate and density of the liquid, the volumetric flow rate of gas, and the temperature of these products, the flowmeter 9 measures the percentage of water in the liquid, and the pressure sensor 14 generates measuring information on the pressure in the system. When the controller 12 receives a signal from the flow meters that exceeds zero, the timer for counting the measurement time is turned on and the measurement information begins to flow into the controller. Measuring information from the flowmeters 6, 10, the hygrometer 9, and the pressure sensor 14 is transmitted to the controller 12 by cable. As the liquid drains from the separator, its level drops, the float 5 continues to open the valve 4 and the pressure in the separator decreases. When the pressure reaches the lower limit of operation, the valve of the differential pressure controller 11 also abruptly closes. At the time of closing the valve, the output signal of the flow meter 10 takes a zero value, the countdown of the fluid flow is stopped, but the time counting continues until the next valve opening. The value of the measurement time is fixed in the memory of the controller 12.

Контроллер 12 обрабатывает, формирует измерительную информацию, выводит на индикацию и передает ее по каналам связи в диспетчерский пункт нефтедобывающего предприятия. Контроллер 12 содержит терминальную панель 13 для визуализации информации и ввода установочных коэффициентов.The controller 12 processes, generates measuring information, displays and transmits it via communication channels to the control room of the oil producing enterprise. The controller 12 includes a terminal panel 13 for visualizing information and entering setup coefficients.

Измерения среднесуточного массового расхода жидкости и среднесуточного объемного расхода газа производятся путем The daily average mass flow rate of the liquid and the average daily volumetric gas flow rate are measured by

непрерывного усреднения значений расхода, поступающих от расходомеров и последующего масштабирования (пересчета) этих значений в среднесуточные.continuous averaging of flow rates from flowmeters and subsequent scaling (conversion) of these values to daily average.

Значения среднесуточного массового расхода пластовой воды определяются как произведение значений среднесуточного массового расхода жидкости и процентной доли обводненности, измеренной влагомером 9.The values of the average daily mass flow rate of formation water are defined as the product of the values of the average daily mass flow rate of the liquid and the percentage of water cut measured by the hydrometer 9.

Значения среднесуточного массового расхода нефти, в свою очередь, определяются как разность среднесуточного массового расхода жидкости и среднесуточного массового расхода пластовой воды.Values of the average daily mass flow rate of oil, in turn, are determined as the difference between the average daily mass flow rate of the liquid and the average daily mass flow rate of produced water.

Применение влагомера в установке позволяет производить прямое измерение процентного содержания воды в жидкости и выполнять вычисления среднесуточного массового дебита нефти по скважине с высокой точностью и в автоматическом режиме. Кроме этого исключается необходимость частого отбора проб скважинной жидкости для проведения лабораторных исследований на обводненность.The use of a moisture meter in the installation allows direct measurement of the percentage of water in the liquid and the calculation of the average daily mass flow rate of oil through the well with high accuracy and in automatic mode. In addition, the need for frequent sampling of well fluid to conduct laboratory studies for water cut is eliminated.

Источники информации:Information sources:

1. Руководство по эксплуатации установки измерительной «ОЗНА-Массомер R», ОАО «АК ОЗНА», 20041. Operation manual for the measuring device “OZNA-Massomer R”, OJSC “AK OZNA”, 2004

Claims (4)

1. Установка поскважинного учета углеводородной продукции, содержащая сепарационную емкость с входным трубопроводом для подвода газожидкостной смеси, жидкостной и газовый трубопровод, запорную арматуру, обратные и предохранительные клапаны, регулятор перепада давления, датчики давления и температуры, расходомеры жидкости и газа, контроллер, связанный с расходомерами и датчиками кабельной связью, отличающаяся тем, что снабжена поточным влагомером и контроллером с терминальной панелью.1. Installation of downhole accounting of hydrocarbon products, comprising a separation tank with an inlet pipe for supplying a gas-liquid mixture, a liquid and gas pipeline, shutoff valves, check and safety valves, differential pressure regulator, pressure and temperature sensors, liquid and gas flow meters, a controller associated with flow meters and sensors with cable connection, characterized in that it is equipped with a flow moisture meter and a controller with a terminal panel. 2. Установка поскважинного учета углеводородной продукции по п.1, отличающаяся тем, что поточный влагомер установлен на жидкостном трубопроводе.2. Installation of downhole accounting of hydrocarbon products according to claim 1, characterized in that the flow hydrometer is installed on a liquid pipeline. 3. Установка поскважинного учета углеводородной продукции по п.1, отличающаяся тем, что поточный влагомер и контроллер связаны между собой кабельной связью.3. Installation of downhole accounting of hydrocarbon products according to claim 1, characterized in that the flow hydrometer and the controller are connected by cable. 4. Установка поскважинного учета углеводородной продукции по п.1, отличающаяся тем, что контроллер содержит терминальную панель для визуализации информации и ввода установочных коэффициентов.
Figure 00000001
4. Installation of downhole accounting of hydrocarbon products according to claim 1, characterized in that the controller contains a terminal panel for visualizing information and entering installation coefficients.
Figure 00000001
RU2007116519/22U 2007-05-04 2007-05-04 INSTALLATION OF BOREHOLD ACCOUNTING OF HYDROCARBON PRODUCTS RU66779U1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2007116519/22U RU66779U1 (en) 2007-05-04 2007-05-04 INSTALLATION OF BOREHOLD ACCOUNTING OF HYDROCARBON PRODUCTS

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2007116519/22U RU66779U1 (en) 2007-05-04 2007-05-04 INSTALLATION OF BOREHOLD ACCOUNTING OF HYDROCARBON PRODUCTS

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU66779U1 true RU66779U1 (en) 2007-09-27

Family

ID=38954486

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2007116519/22U RU66779U1 (en) 2007-05-04 2007-05-04 INSTALLATION OF BOREHOLD ACCOUNTING OF HYDROCARBON PRODUCTS

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU66779U1 (en)

Cited By (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2492322C2 (en) * 2011-12-13 2013-09-10 Общество с ограниченной ответственностью "ОЗНА-Измерительные системы" Device to measure product yield of oil and gas producing wells
RU2589452C2 (en) * 2014-06-17 2016-07-10 Общество с ограниченной ответственностью "Завод нефтегазового оборудования "ТЕХНОВЕК" Three position control method and device of liquid level in separator reservoir
RU2608106C1 (en) * 2015-10-23 2017-01-13 Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" Device for underground well at thermal well development of oil deposits
RU2610745C1 (en) * 2015-12-15 2017-02-15 Рауф Рахимович Сафаров Method of measuring flow rate of oil wells and device for its implementation

Cited By (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2492322C2 (en) * 2011-12-13 2013-09-10 Общество с ограниченной ответственностью "ОЗНА-Измерительные системы" Device to measure product yield of oil and gas producing wells
RU2589452C2 (en) * 2014-06-17 2016-07-10 Общество с ограниченной ответственностью "Завод нефтегазового оборудования "ТЕХНОВЕК" Three position control method and device of liquid level in separator reservoir
RU2608106C1 (en) * 2015-10-23 2017-01-13 Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" Device for underground well at thermal well development of oil deposits
RU2610745C1 (en) * 2015-12-15 2017-02-15 Рауф Рахимович Сафаров Method of measuring flow rate of oil wells and device for its implementation

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2405933C1 (en) Method for survey of gas and gas-condensate wells
RU66779U1 (en) INSTALLATION OF BOREHOLD ACCOUNTING OF HYDROCARBON PRODUCTS
RU2426877C1 (en) Device for measurement of yield of gas and fluid of oil wells
RU163243U1 (en) INSTALLATION FOR GAS-CONDENSATE RESEARCHES OF GAS AND GAS-CONDENSATE WELLS
RU2386811C1 (en) Adaptive method of definition of residual (free) gas content at group gage units
RU2532490C1 (en) Method and installation for flow rate measurement of products from gas-condensate and oil wells
RU76070U1 (en) DEVICE FOR MEASURING OIL WELL PRODUCTS
CN200979430Y (en) A flow measurement device for two-phase and three-media of gas-water-oil
RU155020U1 (en) INSTALLATION FOR MEASURING THE DEBIT OF OIL WELL PRODUCTS
CN204666329U (en) A kind of air-flow is taken liquid and is taken sand visual experimental apparatus
RU166008U1 (en) DEVICE FOR MEASURING LIQUID MEDIA PARAMETERS
CN205778806U (en) A kind of skid-mounted type Oil-gas Separation single well metering device
CN211262372U (en) Graded measurement type flow monitoring well
RU2513891C1 (en) Oil well gauging device
CN209589422U (en) A kind of fluid flow resistance measurement device
RU99821U1 (en) INSTALLATION FOR DETERMINING OIL AND GAS-WATER FLOW PARAMETERS
RU2371701C1 (en) Method for detection of contaminants content in liquid that flows in pipeline
RU2431130C1 (en) Method of determining content of contaminants in liquid flowing in pipeline
CN111189504A (en) Graded measurement type flow monitoring well and flow measurement method
CN208594928U (en) A kind of Intelligent mobile oil field the measure of production device
CN109839154B (en) Oil well metering system and method
RU35824U1 (en) SEPARATORY INSTALLATION FOR MEASURING OIL WELL DEBIT
RU2319111C2 (en) Method and device for measuring phase flows of gas-liquid flow in pipeline with following measurement of flows of liquid phase components
CN111392878A (en) Circulating water quality effect on-line monitoring and automatic dosing system
RU54623U1 (en) MOBILE MEASURING INSTALLATION

Legal Events

Date Code Title Description
MM1K Utility model has become invalid (non-payment of fees)

Effective date: 20100505