RU77348U1

RU77348U1 - DEVICE FOR MEASURING OIL WELL DEBIT

Info

Publication number: RU77348U1
Application number: RU2008123781/22U
Authority: RU
Inventors: Генрих Саакович Абрамов; Алексей Васильевич Барычев; Михаил Иванович Зимин
Original assignee: Открытое акционерное общество "Инженерно-производственная фирма СИБНЕФТЕАВТОМАТИКА" (ОАО ИПФ "СибНА")
Priority date: 2008-06-11
Filing date: 2008-06-11
Publication date: 2008-10-20

Abstract

Устройство для измерения дебита нефтяных скважин (У) относится к нефтепромысловому оборудованию и может быть использовано при измерении и контроле дебита скважин на объектах нефтедобычи. У содержит вертикальный мерный резервуар с патрубками для подачи в него продукции скважины, для отведения выделяющегося попутного газа и для слива жидкости, датчик температуры, три датчика-сигнализатора уровня (жидкости) два датчика давления, контроллер, трубопроводы подачи продукции, отведения попутного газа сливания жидкой фазы, управляемый контроллером трехходовой кран, входы которого соединены с трубопроводами отведения попутного газа и сливания жидкости соответственно, а его выход через обратный клапан соединен с выкидным трубопроводом от скважины. Новизна У характеризуется тем, что в трубопроводах отведения попутного газа и сливания жидкой фазы дополнительно установлены соответственно преобразователи расходомеров-счетчиков газа и жидкой фазы, а также преобразователь влагомера, установленный в трубопроводе сливания жидкости, информационные выходы которых подключены к многоканальному входу контроллера. Устройство обеспечивает более высокие потребительские свойства по сравнению с уже известными техническими решениями. 1 н.п.ф., 1 ил.A device for measuring the flow rate of oil wells (U) relates to oilfield equipment and can be used to measure and control the flow rate of wells at oil production facilities. U contains a vertical measuring tank with nozzles for supplying well products to it, for discharging associated gas and for discharging liquid, a temperature sensor, three level (liquid) level sensors, two pressure sensors, a controller, production pipelines, associated gas discharges for liquid draining phase, controlled by the controller, a three-way valve, the inputs of which are connected to the piping for associated gas and draining the liquid, respectively, and its output through the check valve is connected to the discharge pipe a wire from the well. The novelty of U is characterized by the fact that, in the associated gas discharge and liquid phase discharge pipelines, transducers of gas and liquid phase flow meters, and also a moisture meter transducer installed in the liquid drain line are additionally installed, the information outputs of which are connected to the multi-channel input of the controller. The device provides higher consumer properties in comparison with the already known technical solutions. 1 n.p.f., 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.

В свою очередь сепарационные устройства конструктивно и функционально подразделяются на два вида:In turn, separation devices are structurally and functionally divided into two types:

- измерители покомпонентного расхода с горизонтальным гидроциклонным сепаратором;- component flow meters with horizontal hydrocyclone separator;

- измерители покомпонентного расхода с вертикальным мерным резервуаром-сепаратором.- component flow meters with a vertical measuring tank-separator.

В современных напорных герметизированных системах сбора и транспорта продукции скважины используют автоматизированные сепарационно-замерные установки АСЗГУ (типов ЗУГ, «Спутник», АГЗУ и т.п.) [2]. Принцип действия таких установок можно рассмотреть на примере работы установки «Спутник-А». Продукция скважин по выкидным линиям подается в многоходовой переключатель, каждому положению которого соответствует подача на замер продукции одной скважины. Продукция данной скважины направляется в газосепаратор горизонтального типа, состоящий из верхней и нижней емкостей. Продукция остальных скважин, минуя газосепаратор, направляется в сборный коллектор.In modern pressurized pressurized systems for collecting and transporting well products, automated separation and metering units of the automatic control system (type ZUG, Sputnik, AGZU, etc.) are used [2]. The principle of operation of such installations can be considered by the example of the operation of the Sputnik-A installation. Well production via flow lines is fed to a multi-way switch, each position of which corresponds to the supply of one well to measure production. The products of this well are sent to a horizontal type gas separator, consisting of upper and lower tanks. The products of the remaining wells, bypassing the gas separator, are sent to the collection manifold.

Нефть из верхней емкости газосепаратора перетекает в нижнюю, здесь ее уровень повышается, и при определенном положении поплавка закрывается заслонка на газовой линии газосепаратора. Давление в газосепараторе повышается, и нефть начинает поступать через счетчик-расходомер в сборный коллектор. После этого уровень жидкости в нижней емкости снижается, поплавок опускается с открытием заслонки газовой линии, после чего процесс повторяется. Продолжительность этого цикла зависит от дебита скважины.Oil flows from the upper tank of the gas separator to the lower, here its level rises, and at a certain position of the float, the shutter on the gas line of the gas separator closes. The pressure in the gas separator rises, and oil begins to flow through the flow meter into the collection manifold. After that, the liquid level in the lower tank decreases, the float lowers with the opening of the gas line damper, after which the process is repeated. The duration of this cycle depends on the flow rate of the well.

В блоке местной автоматики (БМА) регистрируются накапливаемые объемы жидкости, прошедшей через счетчик-расходомер.In the local automation unit (BMA), the accumulated volumes of fluid passing through the flow meter are recorded.

Следующая скважина включается на замер по команде с БМА с помощью гидропривода.The next well is included in the measurement on command from the BMA using a hydraulic actuator.

Установки с горизонтальным газосепаратором, подобные описанной выше, применяются повсеместно на нефтяных месторождениях Российской Федерации. Опыт эксплуатации позволил выявить недостатки установок с горизонтальным газосепаратором, основными из которых являются:Installations with a horizontal gas separator, similar to those described above, are used everywhere in the oil fields of the Russian Federation. Operating experience has allowed to identify the shortcomings of plants with a horizontal gas separator, the main of which are:

- невозможность точной настройки механического (поплавкового) регулятора уровня, управляющего заслонкой на газовой линии, при измерении расхода продукции скважин с различными газовыми факторами, в результате чего повышается погрешность измерения [3];- the impossibility of fine-tuning the mechanical (float) level controller that controls the damper on the gas line when measuring the flow rate of production of wells with various gas factors, resulting in increased measurement error [3];

- при больших дебитах и газовых факторах создается высокое динамическое избыточное давление в сепараторе, в результате чего процесс вытеснения происходит скачкообразно, что не соответствует условиям тарировки счетчика-расходомера и соответственно повышает погрешность измерения и увеличивает вероятность выхода его из строя;- with large flow rates and gas factors, a high dynamic overpressure is created in the separator, as a result of which the displacement process occurs spasmodically, which does not meet the calibration conditions of the flow meter and accordingly increases the measurement error and increases the likelihood of its failure;

- при измерении дебита малодебитных скважин с низкими газовыми факторами режим работы установок меняется и переходит из импульсного в плавный режим, в результате чего накопление избыточного давления в сепараторе становится настолько малым, что вытеснение жидкости через - when measuring the flow rate of low-yield wells with low gas factors, the operating mode of the plants changes and switches from pulsed to smooth mode, as a result of which the accumulation of excess pressure in the separator becomes so small that the displacement of fluid through

счетчик идет в темпе, при котором измерения происходят в зоне нечувствительности прибора.the counter goes at a pace at which measurements take place in the dead zone of the device.

В последнее время все большее распространение получают измерители покомпонентного расхода с вертикальным мерным резервуаром-сепаратором, использующие гидростатический метод определения массовых расходов продукции нефтегазовых скважин [4-7].Recently, component-based flow meters with a vertical metering tank-separator are becoming more widely used, using the hydrostatic method for determining the mass flow rates of oil and gas well products [4-7].

Известно устройство [8] для измерения дебита нефтяных скважин, содержащее вертикальный цилиндрический 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 жидкостной линий, обратный клапан и насос, установленный на жидкостной линии.A device [8] for measuring the flow rate of oil wells, comprising a vertical cylindrical separator, pressure sensors, temperature, lower and upper levels, gas, inlet (for supplying products) and outlet liquid lines, a microprocessor, a switch for alternately connecting to the exhaust manifold gas collector and liquid lines, a non-return valve and a pump mounted on the liquid line.

Устройство измеряет дебит скважины путем пересчета разности гидростатических давлений в местах установки верхнего и нижнего датчиков уровня в 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 сепаратора ограничен датчиками нижнего и верхнего уровней, а измерение и вычисление дебита по жидкости и газу обеспечивается микропроцессором по информационным сигналам датчиков при работе сепаратора в режиме «наполнение-опорожнение».The device measures the flow rate of the well by recalculating the difference in hydrostatic pressure at the installation sites of the upper and lower level sensors in 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 a device for flow rate measurement by a well switch according to a program specified by a microprocessor. The calibrated measured volume of the separator is limited by the sensors of the lower and upper levels, and the measurement and calculation of the flow rate for liquid and gas is provided by the microprocessor based on the information signals of the sensors during operation of the separator in the "filling-emptying" mode.

Устройство удобно в эксплуатации и вполне обеспечивает покомпонентное (жидкость, газ) измерение дебита нефтяных скважин, однако это устройство недостаточно адаптивно к условиям работы на вводимых в эксплуатацию месторождениях со значительным количеством одиночных скважин, удаленных от автоматизированной информационно-The device is convenient in operation and fully provides component-wise (liquid, gas) measurement of oil well flow rates, however, this device is not sufficiently adaptive to operating conditions at commissioned fields with a significant number of single wells remote from the automated information

измерительной системы (АИИС) и/или не подключаемых к ней по той или иной причине. Отметим к тому же, что поскольку калиброванный мерный объем, ограниченный по высоте сепаратора двумя датчиками уровня (поочередно заполняемый при замерах жидкостью как высоко дебетных, так и малодебитных скважин) неизменен затрачивается неоправданно много времени на измерение дебита малодебитных скважин и для них было бы целесообразнее установить и использовать меньший мерный объем сепаратора.measuring system (AIIS) and / or not connected to it for one reason or another. We also note that since the calibrated volumetric volume, limited by the height of the separator by two level sensors (alternately filled when measuring liquid with both high and low production wells), it takes a lot of time to measure the flow rate of low production wells and it would be more appropriate for them to establish and use a smaller measured volume of the separator.

Наиболее близким к заявляемому техническому решению является решение - прототип в виде устройства [9] для измерения дебита нефтяных скважин, содержащее вертикальный цилиндрический сепаратор с патрубками для подсоединения трубопроводов, трубопровод подачи продукции, трубопровод отведения попутного газа, трубопровод сливания жидкости, узел предварительного отбора газа на трубопроводе подачи в сепаратор продукции скважины, кран трехходовой с электроприводом, три указателя-сигнализатора уровня жидкости, установленные по высоте мерного объема сепаратора, электрический датчик температуры, электрический датчик давления, электрический датчик перепада давления, а также контроллер для управления приводом трехходового крана и для вычисления дебита с соответствующим программным обеспечением.Closest to the claimed technical solution is the solution - a prototype in the form of a device [9] for measuring oil flow rates, containing a vertical cylindrical separator with pipes for connecting pipelines, a product supply pipeline, a gas outlet pipe, a fluid drain pipe, a gas pre-sampling unit for a pipeline for supplying a well production separator, a three-way electric valve, three liquid level indicator pointers installed at the height of the measuring separator volume, electric temperature sensor, electric pressure sensor, electric differential pressure sensor, as well as a controller for controlling the drive of a three-way valve and for calculating the flow rate with the corresponding software.

Принцип работы устройства аналогичен принципу работы вышеописанного устройства-аналога, но в отличие от него в устройстве-прототипе установлены три датчика-указателя уровня для деления мерного калиброванного объема сепаратора на, как минимум, два объема сепаратора - один объем заключен между крайними (по высоте резервуара) датчиками, а, например, второй объем заключен между нижним и промежуточным датчиками уровней, причем наименьший из этих объемов предназначен для измерения дебита малопродуктивных нефтяных скважин. Устройство-прототип более прогрессивно, чем устройство - аналог вследствие его большей адаптивности к работе со скважинами разной производительности.The principle of operation of the device is similar to the principle of the above-described analog device, but in contrast to it, the prototype device has three level sensors for dividing the measured calibrated volume of the separator into at least two volumes of the separator - one volume is enclosed between the extreme ones (along the height of the tank ) sensors, and, for example, the second volume is enclosed between the lower and intermediate level sensors, the smallest of these volumes is designed to measure the flow rate of unproductive oil wells. The prototype device is more progressive than the analog device due to its greater adaptability to work with wells of different productivity.

Тем не менее, и это устройство (прототип) имеет существенный недостаток, причины которого заложены в цикличности измерения, раздельного во времени, дебита (по массе) жидкости и дебита (по объему) газа. Резюмируя, можно сказать, что, когда измеряется дебит скважины по жидкости, дебит скважины по газу не измеряется и, наоборот, когда измеряется дебит скважины по газу, дебит скважины по жидкости не измеряется.However, this device (prototype) also has a significant drawback, the reasons for which are laid down in the cyclical nature of the measurement, separate in time, flow rate (by weight) of liquid and flow rate (by volume) of gas. Summarizing, we can say that when a well’s flow rate is measured, a gas’s flow rate is not measured, and, conversely, when a gas flow rate is measured, a well’s flow rate is not measured.

Таким образом, цель заявляемого объекта (иначе - требуемый технический результат) заключается в обеспечении известному техническому решению более высоких потребительских свойств, а именно: оптимизация структурной схемы устройства, при которой возможно совмещение во времени процесса измерения дебитов продукции скважин по жидкостной и по газовой фазам.Thus, the purpose of the claimed object (otherwise, the required technical result) is to provide the well-known technical solution of higher consumer properties, namely: optimization of the structural diagram of the device, in which it is possible to combine in time the process of measuring production rates of wells by liquid and gas phases.

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 с боковым патрубком для подачи в него продукции скважины, с верхним патрубком для отведения выделяющегося попутного газа и нижним патрубком для слива жидкости, датчик температуры в мерном резервуаре-сепараторе, два датчика-сигнализатора уровня (жидкости) для ограничения снизу и сверху соответственно мерной калиброванной части (в единицах объема) резервуара по его высоте, один такой же, но промежуточный, размещенный между ними, датчик-сигнализатор, два датчика давления для измерения давления в верхней полости мерного резервуара и для измерения давления на нижнем уровне его мерной калиброванной части, а также контроллер с многоканальным, по количеству датчиков, входом для введения в него электрических информационных сигналов этих датчиков и управляющим выходом, трубопровод подачи продукции, трубопровод отведения попутного газа и трубопровод сливания 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 tank with a side pipe for supplying well products to it, with a top a pipe for the discharge of associated gas and a lower pipe for draining the liquid, a temperature sensor in the measuring tank-separator, two level sensors (liquid w) to limit the lower and upper calibrated part of the tank (in volume units) of the tank by its height, one is the same, but intermediate, placed between them, a signaling device, two pressure sensors for measuring pressure in the upper cavity of the measuring tank and for measuring pressure at the lower level of its measured calibrated part, as well as a controller with a multichannel, according to the number of sensors, input for introducing electric information signals of these sensors into it and a control output, supply pipeline products, associated gas discharge pipe and discharge pipe

жидкой фазы, соответственно управляемый контроллером трехходовой кран, входы которого соединены с трубопроводами отведения попутного газа и сливания жидкости соответственно, а его выход через обратный клапан соединен с выкидным трубопроводом от скважины, дополнительно снабжено расходомерами газа и жидкой фазы, преобразователи которых установлены соответственно в трубопроводах отведения попутного газа и сливания жидкой фазы, и влагомером, преобразователь которого установлен в трубопроводе сливания жидкой вазы, а информационные выходы расходомеров-счетчиков газа и жидкой фазы и влагомера подключены к многоканальному входу контроллера.the liquid phase, respectively, controlled by the controller, a three-way valve, the inputs of which are connected to the piping for associated gas and draining the liquid, respectively, and its outlet through the check valve is connected to the discharge pipe from the well, is additionally equipped with gas and liquid phase flowmeters, the converters of which are installed respectively in the piping associated gas and draining the liquid phase, and a hygrometer, the transducer of which is installed in the pipeline for draining the liquid vase, and information rows of gas-flow meter and the liquid phase and the moisture are connected to the multichannel input controller.

Требуемый технический результат обеспечен наличием в совокупности существенных признаков (характеризующих предлагаемую конструкцию устройства для измерения дебита группы нефтяных скважин) вышеуказанных отличительных признаков, а необнаружение в общедоступных источниках патентной и технической информации эквивалентных технических решений с теми же свойствами 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 the flow rate of a group of oil wells) of the above distinctive features, and the failure to find equivalent technical solutions with the same properties of undoubted industrial applicability in public sources of patent and technical information 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 боковым патрубком 2 для подачи в него продукции скважины, с верхним патрубком 3 для отведения выделяющегося попутного газа и нижним патрубком 4 для слива жидкости. Содержит датчик 5 температуры в мерном резервуаре-сепараторе, датчики-сигнализаторы 6 и 7 уровня (жидкости) для ограничения снизу и сверху соответственно мерной калиброванной части (в единицах объема) резервуара по его высоте Н, промежуточный датчик-сигнализатор 8, датчики давления 9 и 10 для измерения давления в верхней полости мерного резервуара, заполненной газом, и для измерения давления на нижнем уровне его мерной калиброванной части, а также контроллер 11 с The device (see the figure) consists of a vertical measuring tank 1 with a side pipe 2 for supplying well products to it, with an upper pipe 3 for discharging associated gas and a lower pipe 4 for draining the fluid. It contains a temperature sensor 5 in a measured separator tank, level 6 sensors and level 7 sensors (liquids) for restricting the measured and measured part (in volume units) of the tank from above and below the height of the tank N, an intermediate sensor 8, pressure sensors 9 and 10 for measuring pressure in the upper cavity of a measuring tank filled with gas, and for measuring pressure at the lower level of its measured calibrated part, as well as a controller 11 s

многоканальным, по количеству датчиков, входом 12 для введения в него электрических информационных сигналов этих датчиков и управляющим выходом 13, трубопровод 14 подачи продукции, трубопровод 15 отведения попутного газа и трубопровод 16 сливания жидкой фазы, соответственно управляемый контроллером 11 трехходовой кран 17, входы которого «а» и «б» соединены с трубопроводами 15 и 16 отведения попутного газа и сливания жидкости соответственно, а его выход «в» через обратный клапан 18 соединен с выкидным трубопроводом 19. На трубопроводах 15 и 16 отведения попутного газа и сливания жидкой фазы установлены соответственно преобразователи 20 и 21 расходомеров-счетчиков газа и жидкой фазы, информационные выходы которых подключены к многоканальному входу контроллера. В трубопроводе 16 сливания жидкости дополнительно установлен преобразователь 22 влагомера, информационный выход которого также подключен к многоканальному входу контроллера.multi-channel, by the number of sensors, input 12 for introducing electrical information signals of these sensors into it and control output 13, product supply pipe 14, associated gas discharge pipe 15 and liquid phase discharge pipe 16, respectively controlled by a controller 11 with a three-way valve 17, the inputs of which a ”and“ b ”are connected to pipelines 15 and 16 for associated gas removal and fluid draining, respectively, and its outlet“ c ”through a check valve 18 is connected to the discharge pipe 19. On pipelines 15 and 16, a tap tions associated gas and draining of liquid phase respectively installed converters 20 and 21 counter-flow gas-liquid phase, information outputs of which are connected to the controller multichannel input. In the pipeline 16 draining the liquid additionally installed the transducer 22 of the hygrometer, the information output of which is also connected to the multi-channel input of the controller.

Устройство работает следующим образом. По ранее известной - (по результатам испытаний на продуктивность) производительности для конкретной скважины устанавливают (задают) наиболее приемлемое, соответствующее ее ожидаемому дебиту наполнение мерного резервуара жидкостью, то есть задействуют, соответственно, конкретную часть калиброванного мерного объема V, исходя из условия обеспечения устройством минимально возможного времени t_ц. Выход «в» крана 17 при подготовке устройства к работе соединяют временным трубопроводом (отдельной позицией не показан) с выкидной линией скважины через обратный клапан 18, а продукция скважины через трубопровод 14 подачи продукции, который как в устройстве-прототипе оборудован узлом предварительного отбора газа (этот узел на чертеже изображен, но отдельной позицией не обозначен), поступает в мерный резервуар 1, где происходит ее частичное, обусловленное величиной депрессии между входом и выходом устройства, разгазирование. Трехходовой электроуправляемый кран 17 находится в положении, при котором открыты вход «б» крана и его выход The device operates as follows. According to the previously known - (according to the results of productivity tests) productivity for a particular well, the most acceptable filling of the measuring tank with liquid corresponding to its expected flow rate is established (set), that is, a specific part of the calibrated measured volume V is involved, based on the condition that the device provides a minimum possible time t _c . The exit "to" of the valve 17 when preparing the device for operation is connected by a temporary pipeline (a separate position not shown) to the flow line of the well through a non-return valve 18, and the production of the well through a production supply line 14, which, as in the prototype device, is equipped with a gas pre-sampling unit ( this node is shown in the drawing, but is not indicated by a separate position), enters the measuring tank 1, where it is partially degassed due to the magnitude of the depression between the input and output of the device. The three-way electrically operated crane 17 is in a position in which the crane input “b” and its output are open

«в». Попутный газ, расход которого измеряется расходомером-счетчиком 20, под имеющимся избыточным давлением в мерном резервуаре 1 через трубопровод отведения газа 15, преобразователь расходомера-счетчика 20 газа, вход «б» крана и его выход «в» направляется обратно в выкидную линию скважины, а жидкость начинает заполнять полость мерного резервуара заданного объема."at". Associated gas, the flow rate of which is measured by the flow meter-counter 20, under the existing overpressure in the measuring tank 1 through the gas discharge pipe 15, the converter of the gas flow meter-counter 20, the tap input “b” and its output “c” are sent back to the flow line of the well, and the liquid begins to fill the cavity of the measuring tank of a given volume.

При достижении жидкостью начального отсчетного уровня контроллер 11, по сигналу датчика-сигнализатора 6 включает таймер контроллера и начинается отсчет времени измерения, то есть контролируется и учитывается продолжительность наполнения жидкостью соответствующей мерной части резервуара от одного уровня до другого, а гидростатическое давление столба жидкости определяется по значению выходного тока I₁ датчика 10 давления.When the liquid reaches the initial reference level, the controller 11, according to the signal of the signaling device 6, starts the controller timer and starts the measurement time, that is, the duration of filling the corresponding measured part of the tank with liquid from one level to another is monitored and taken into account, and the hydrostatic pressure of the liquid column is determined by the value output current I ₁ pressure sensor 10.

При достижении жидкостью второго (заданного) отсчетного уровня контроллер, по сигналу соответствующего датчика-сигнализатора (7 или 8) фиксирует время t_ц измерения и гидростатическое давление столба жидкости P₂ по значению выходного тока I₂ датчика 10 давления. Затем, по известному алгоритму [5, 6], контроллер вычисляет массовый расход жидкой фазы.When the liquid reaches the second (predetermined) reference level, the controller, by the signal of the corresponding sensor-detector (7 or 8), records the measurement time t _c and the hydrostatic pressure of the liquid column P ₂ by the value of the output current I ₂ of the pressure sensor 10. Then, according to the well-known algorithm [5, 6], the controller calculates the mass flow rate of the liquid phase.

Таким образом, процессы измерения расхода и по жидкости и по газу совмещены во времени.Thus, the processes of measuring the flow rate of both liquid and gas are combined in time.

Влагомер, установленный на трубопроводе 16, измеряет процентное или количественное содержание воды в продукции скважины. Вместе с тем отметим, что в контроллер 11 заложена программа, алгоритм которой дан в работе [6][, обеспечивающая вычисление массового расхода воды как наиболее представительной компоненты нефтеводяной смеси. Тем не менее, наличие дополнительной информации, получаемой с помощью влагомера, как показывает практика, значительно повышает надежность измерения дебита продукции нефтяных скважин устройства в целом.The moisture meter installed on the pipe 16 measures the percentage or quantity of water in the production of the well. At the same time, we note that the controller 11 contains a program whose algorithm is given in [6] [, which provides the calculation of the mass flow rate of water as the most representative component of the oil-water mixture. Nevertheless, the availability of additional information obtained using a moisture meter, as practice shows, significantly increases the reliability of measuring the production rate of oil wells of the device as a whole.

После окончания процесса наполнения жидкостью полости мерного объема резервуара от минимального уровня до максимального (или промежуточного) трехходовой электроуправляемый кран 17 по команде с After the completion of the process of filling the cavity with the measured volume of the tank with liquid from the minimum level to the maximum (or intermediate) three-way electrically operated valve 17 at the command of

контроллера 11 переключается в положение «слив жидкости», и жидкость начинает вытесняться из мерной части калиброванного резервуара сжатым газом, имеющимся в его верхней части», и через вход «а» и выход «в» крана 17 поступает в выкидную линию скважины. Таким образом, расход газа определяется объемным способом, путем замещения известного (калиброванного) объема в процессе вытеснения газом жидкости в коллектор. Одновременно с измерением объемного расхода газа по алгоритму, данному в работах [5, 6], расходомер-счетчик 21 жидкости, преобразователь которого установлен на трубопроводе 16, измеряет расход жидкой фазы, вытесняемой газом из мерного резервуара, то есть, процессы измерения расхода и по газу и по жидкости совмещены во времени.controller 11 switches to the “liquid drain” position, and the liquid begins to be displaced from the measured part of the calibrated reservoir by the compressed gas available in its upper part, and through the input “a” and the output “c” of the valve 17 enters the flow line of the well. Thus, the gas flow rate is determined by the volumetric method, by replacing the known (calibrated) volume in the process of gas displacement of liquid into the reservoir. Simultaneously with the measurement of gas volumetric flow rate according to the algorithm given in [5, 6], a liquid flow meter-counter 21, the converter of which is installed on pipeline 16, measures the flow rate of the liquid phase displaced by gas from the measuring tank, that is, the flow measurement processes and gas and liquid combined in time.

Обратный клапан 18 защищает устройство от несанкционированного обратного перетока продукции.The check valve 18 protects the device from unauthorized backflow of products.

Пересчет фиксируемых контроллером (по информационным сигналам датчиков) параметров состояния продукции в мерной части резервуара 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.Recalculation of the parameters of the state of production recorded by the controller (using information signals from sensors) in the measured part of the reservoir to the well production rate, controller 11 performs according to well-known dependencies laid down in its regular software (RF certificates for other computers No. 990761 and 990762), previously developed by the applicant’s employees and improved at the filing date of this application.

Наличие в устройстве для измерения дебита нефтяных скважин дополнительных расходомеров-счетчиков жидкой фазы и газа и влагомера, естественно, увеличит отпускную цену изделия, но, во-первых, общая стоимость расходомеров и влагомера на несколько порядков меньше стоимости устройства в целом, а, во-вторых, применение указанного конструктивного решения позволило создать устройство для измерения дебита нефтяных скважин с повышенными функциональными возможностями. Отметим самые существенные из них:The presence in the device for measuring the flow rate of oil wells of additional flow meters, counters of the liquid phase and gas and moisture meter will naturally increase the selling price of the product, but, firstly, the total cost of the flow meters and moisture meter is several orders of magnitude lower than the cost of the device as a whole, and, secondly, the use of this design solution allowed to create a device for measuring the flow rate of oil wells with increased functionality. Note the most significant of them:

- увеличение в два раза частоты измерения дебитов по жидкости и газу за счет совмещения во времени процессов измерения жидкой и газовой фаз в одном цикле измерения;- a twofold increase in the frequency of measurement of flow rates for liquid and gas due to the combination in time of the processes of measuring the liquid and gas phases in one measurement cycle;

- повышение надежности измерения за счет его дублирования;- improving the reliability of the measurement due to its duplication;

- возможность непрерывной корректировки (уточнения) алгоритма измерения покомпонентного состава продукции скважин путем сравнения результатов измерения с использованием гидростатического метода и непосредственно расходомеров-счетчиков жидкости и газа и влагомера, что в конечном итоге может привести к созданию адаптивного (самонастраивающегося) алгоритма в структуре предложенного конструктивного решения устройства.- the possibility of continuous adjustment (refinement) of the algorithm for measuring the component composition of well production by comparing the measurement results using the hydrostatic method and directly flow meters, liquid and gas meters and a moisture meter, which ultimately can lead to the creation of an adaptive (self-adjusting) algorithm in the structure of the proposed constructive solution devices.

Заявитель также отмечает, что заявляемое устройство предназначено, преимущественно, для размещения на каком-либо транспортном шасси, то есть изготавливается в мобильном варианте.The applicant also notes that the inventive device is intended primarily for placement on any transport chassis, that is, it is manufactured in a mobile version.

Совокупность существенных признаков (в том числе и отличительных) заявляемого устройства для измерения дебита группы 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 the flow rate of a group of oil wells 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.17-18.1. NTZ “Automation, telemechanization and communication in the oil industry. M.: OJSC "VNIIOENG", 2003. - No. 4 - p.17-18.

2. Справочник по добыче нефти / В.В.Андреев, К.Р.Уразаков, В.У.Далимов и др.; Под ред. К.Р.Уразакова - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000. - 374с. (стр.259-263).2. Handbook of oil production / VVAndreev, K.R. Urazakov, V.U. Dalimov and others; Ed. K.R. Urazakova - M .: Nedra-Business Center LLC, 2000. - 374s. (p. 259-263).

3. Авторское свидетельство СССР №956757, кл. Е21В 43/00.3. USSR copyright certificate No. 956757, cl. ЕВВ 43/00.

4. Абрамов Г.С., Барычев А.В., Зимин М.И. Практическая расходометрия в промышленности. - М.: ВНИИОЭНГ, 2000. - 472 с. (стр.80-88).4. Abramov G.S., Barychev A.V., Zimin M.I. Practical flow measurement in industry. - M.: VNIIOENG, 2000 .-- 472 p. (p. 80-88).

5. Абрамов Г.С., Барычев А.В. Практическая расходометрия в нефтяной промышленности. - М. ВНИИОЭНГ, 2002. - 460 с. (стр.378-385).5. Abramov G.S., Barychev A.V. Practical flow measurement in the oil industry. - M. VNIIOENG, 2002 .-- 460 p. (p. 378-385).

6. НТЖ «Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности». - М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2004. - №9. - с.8-15.6. NTZ “Automation, telemechanization and communication in the oil industry”. - M.: VNIIOENG OJSC, 2004. - No. 9. - p. 8-15.

7. НТЖ «Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности». - М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2003. - №4. - с.4-18.7. NTZ “Automation, telemechanization and communication in the oil industry”. - M .: VNIIOENG OJSC, 2003. - No. 4. - p. 4-18.

8. РФ, описание полезной модели по свидетельству №9478, МПК⁶ Е21В 47/10, приоритет 17.03.97 г.8. RF, description of the utility model according to certificate No. 9478, IPC ⁶ ЕВВ 47/10, priority 03/17/97

9. НТЖ «Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности». М, ОАО «ВНИИОЭНГ», 2001, №1, с.16-18, прототип.9. NTZ “Automation, telemechanization and communication in the oil industry”. M, OJSC "VNIIOENG", 2001, No. 1, p.16-18, prototype.

Claims

1. A device for measuring the flow rate of oil wells, containing a vertical measuring tank with a side pipe for supplying well products to it, with an upper pipe for discharging associated gas and a lower pipe for draining the liquid, a temperature sensor in the measuring tank-separator, two signaling sensors level (liquid) to limit the bottom and top of the respectively measured calibrated part (in volume units) of the tank by its height, one is the same, but intermediate, the sensor-signaling device located between them p, two pressure sensors for measuring pressure in the upper cavity of the measuring tank and for measuring pressure at the lower level of its measured calibrated part, as well as a controller with a multichannel, by the number of sensors, input for introducing electric information signals of these sensors into it and a control output, pipeline product supply, associated gas discharge pipe and liquid phase discharge pipe, respectively controlled by a three-way valve controlled by the controller, the inputs of which are connected to the pop-off pipes gas and liquid draining, respectively, and its outlet through a non-return valve is connected to the flow line from the well, characterized in that gas and liquid phase flowmeters, gas and liquid meters, respectively, are installed in the associated gas discharge and liquid discharge pipelines, the information outputs of which are connected to the multi-channel controller input.

2. A device for measuring the flow rate of oil wells according to claim 1, characterized in that a moisture meter transducer is additionally installed in the fluid drain pipe, the information output of which is also connected to the multi-channel input of the controller.