RU86659U1 - DEVICE FOR MEASURING OIL WELL DEBIT - Google Patents
DEVICE FOR MEASURING OIL WELL DEBIT Download PDFInfo
- Publication number
- RU86659U1 RU86659U1 RU2009100752/22U RU2009100752U RU86659U1 RU 86659 U1 RU86659 U1 RU 86659U1 RU 2009100752/22 U RU2009100752/22 U RU 2009100752/22U RU 2009100752 U RU2009100752 U RU 2009100752U RU 86659 U1 RU86659 U1 RU 86659U1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- measuring
- tank
- liquid
- sensors
- pipe
- Prior art date
Links
Landscapes
- Measuring Volume Flow (AREA)
Abstract
Устройство для измерения дебита нефтяных скважин, содержащее 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, и трубопровод сливания жидкой фазы с установленными на нем преобразователем расходомера-счетчика жидкой фазы и влагомером, информационные выходы которых подключены к многоканальному входу контроллера, управляемый последним трехходовой кран, первый вход которого соединен с трубопроводом сливания жидкости, а его выход через обратный клапан соединен с резервуаром, трубопровод отведения попутного, преобразователь расходомера-счетчика газа, информационный выход которого подключен к многоканальному входу контроллера, отличающееся тем, что второй вход трехходового крана через запорный кран соединен с трубопроводом отведения попутного газа, а преобразователь расходомера-счетчика газа установлен на факельной линии.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 level level sensors ( liquids) 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, located 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 multi-channel, by the number of sensors, input for introducing electric information signals of these sensors into it and a control output, supply pipeline products, and a pipeline for draining the liquid phase with a transducer of a liquid-phase flowmeter-meter installed on it and a moisture meter, the information outputs of which are connected to a multi-channel input the controller, controlled by the last three-way valve, the first input of which is connected to the liquid drain pipe, and its output through the check valve is connected to the tank, the associated discharge pipe, a gas flow meter-meter converter, the information output of which is connected to the multi-channel input of the controller, characterized in that the second the inlet of the three-way valve through the stopcock is connected to the associated gas discharge pipe, and the converter of the gas flow meter-counter is installed on the flare line.
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.
Широкое распространение, особенно в последнее время, получили измерители покомпонентного расхода нефтяных скважин с вертикальным мерным резервуаром-сепаратором, использующие гидростатический метод определения массовых расходов продукции нефтегазовых скважин [2-5].Widespread, especially in recent times, have been obtained by measuring component-wise flow rates of oil wells with a vertical metering separator tank using the hydrostatic method for determining the mass flow rates of oil and gas wells [2-5].
Известны устройства [6, 7] для измерения дебита нефтяных скважин, содержащие вертикальный цилиндрический сепаратор и использующие гидростатический метод определения массовых расходов продукции нефтегазовых скважин.Known devices [6, 7] for measuring the flow rate of oil wells, containing a vertical cylindrical separator and using a hydrostatic method for determining the mass flow rates of oil and gas wells.
Устройства измеряют 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 устройствам 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 devices measure the well flow rate 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 devices for flow rate measurement by a well switch according to a program specified by a microprocessor. The calibrated volumetric volume of the separator is limited by the sensors of the lower and upper levels, and the measurement and calculation of the flow rate of liquid and gas is provided by the microprocessor based on the information signals of the sensors when the separator is in the "filling-emptying" mode.
Устройства удобны в эксплуатации и вполне обеспечивают покомпонентное (жидкость, газ) измерение дебита нефтяных скважин, однако эти устройства недостаточно адаптивны к условиям работы на вводимых в эксплуатацию месторождениях со значительным количеством одиночных скважин, удаленных от автоматизированной информационно-измерительной системы (АИИС) и/или не подключенных к ней по той или иной причине. Основной недостаток перечисленных выше устройств заключается в том, что их нельзя использовать для измерения дебита одиночных нефтяных скважин, продукция которых поступает не в нефтесборный коллектор, а в резервуары, поступление попутного газа в которые недопустимо.The devices are convenient in operation and fully provide component-wise (liquid, gas) measurement of oil production rates, however, these devices are not sufficiently adaptive to operating conditions at commissioned fields with a significant number of single wells remote from the automated information-measuring system (AIIS) and / or not connected to it for one reason or another. The main disadvantage of the above devices is that they cannot be used to measure the flow rate of single oil wells, the products of which do not enter the oil collector, but into tanks, the flow of associated gas into which is unacceptable.
Наиболее близким к заявляемому техническому решению является решение-прототип в виде устройства [8] для измерения дебита нефтяных скважин, содержащее 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 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 фазы, а информационные выходы расходомеров-счетчиков газа и жидкой фазы и влагомера подключены к многоканальному входу контроллера. Данное устройство изготавливается в мобильном варианте (размещено на транспортном шасси) и предназначено, преимущественно, для измерения дебита одиночных нефтяных скважин.Closest to the claimed technical solution is a prototype solution in the form of a device [8] for measuring oil flow rates, containing a vertical measuring tank with a side pipe for supplying well products to it, with an upper pipe for the discharge of associated gas and a lower pipe for draining the liquid , a temperature sensor in a measured tank-separator, two level sensor (liquid) for limiting the bottom and top, respectively, of the measured calibrated part (in volume units) of the tank about its height, one 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 multi-channel, by the number sensors, an input for introducing into it the electrical information signals of these sensors and a control output, a product supply pipeline, a gas discharge pipe and a liquid phase discharge pipe, respectively controlled the controller has a three-way valve, the inputs of which are connected to the associated gas discharge and fluid drainage pipelines, respectively, and its outlet through the check valve is connected to the flow line from the well, is additionally equipped with gas and liquid phase flow meters, the converters of which are installed respectively in the associated gas discharge and liquid discharge pipelines phase, and a hygrometer, the converter of which is installed in the pipeline for draining the liquid phase, and the information outputs of the flow meters, gas meters and liquid ase and moisture are connected to the multichannel input controller. This device is manufactured in a mobile version (placed on a transport chassis) and is intended primarily for measuring the flow rate of single oil wells.
Наличие в устройстве для измерения дебита нефтяных скважин дополнительных расходомеров-счетчиков жидкой фазы и газа и влагомера, 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, made it possible 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.- 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.
Тем не менее, и это устройство (прототип) имеет существенный недостаток, который заключается в том, что нормальный режим работы устройства-прототипа предполагает подключение каждой поставленной на измерение одиночной скважины к трубопроводу нефтесборного коллектора, что в реальных условиях, о чем было сказано выше, при обустройстве вновь вводимых в эксплуатацию месторождений не всегда можно осуществить.Nevertheless, this device (prototype) has a significant drawback, which consists in the fact that the normal mode of operation of the prototype device involves connecting each single well to be measured to the pipeline of the oil collector, which in real conditions, as mentioned above, during the arrangement of newly commissioned fields it is not always possible to carry out.
Таким образом, цель заявляемого объекта (иначе - требуемый технический результат) заключается в расширении функциональных возможностей устройств для обеспечения известному техническому решению более высоких потребительских свойств, а именно: оптимизация структурной схемы устройства, при которой возможно измерение дебитов продукции скважин, не подключенных к сборному коллектору.Thus, the purpose of the claimed object (otherwise, the required technical result) is to expand the functionality of the devices 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 measure production rates of wells that are not connected to the prefabricated reservoir .
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 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, и трубопровод сливания жидкой фазы с установленными на нем преобразователем расходомера-счетчика жидкой фазы и влагомером, информационные выходы которых подключены к многоканальному входу контроллера, управляемый последним трехходовой кран, первый вход которого соединен с трубопроводом сливания жидкости, а его выход через обратный клапан соединен с резервуаром, трубопровод отведения попутного, преобразователь расходомера-счетчика газ, информационный выход которого подключен к многоканальному входу контроллера, дополнительно снабжено запорным краном, установленным между вторым входом трехходового крана и трубопроводом отведения попутного газа. Преобразователь расходомера-счетчика газа установлен на факельной линии.As bench and industrial tests of the inventive device and operating experience of the prototype device show, the goal (technical result) is achieved by the fact that the device for measuring the flow rate of oil wells, containing a vertical measuring tank with a side pipe for supplying well products, with an upper pipe for evacuation of associated gas and a lower pipe for draining the liquid, a temperature sensor in the measuring tank-separator, two level sensors (liquid) for limited I below and above, respectively, the calibrated part of the reservoir (in volume units) of the tank by its height, one is the same, but intermediate, placed between them, an alarm device, two pressure sensors for measuring pressure in the upper cavity of the measuring tank and for measuring pressure on the lower the 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, product supply pipe, and piping a liquid phase discharge with a liquid phase flowmeter-meter converter and a moisture meter installed on it, the information outputs of which are connected to the multi-channel input of the controller, controlled by the last three-way valve, the first input of which is connected to the liquid drain pipe, and its output is connected to the tank through a non-return valve associated discharge pipeline, the flow meter-gas converter, the information output of which is connected to the multi-channel input of the controller, is additionally equipped with a shut-off a tap installed between the second inlet of the three-way valve and the associated gas discharge pipe. The gas flow meter transmitter is installed on a flare line.
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 нефтяных скважин.The figure shows a schematic diagram of a device for measuring the flow rate 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 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, первый вход которого «а» соединен с трубопроводом 16 сливания жидкости, а второй вход «б» через запорный кран 23 - с трубопроводом 15 отведения попутного газа, а его выход «в» через обратный клапан 18 соединен с выкидным трубопроводом 19. На трубопроводе 16 сливания жидкой фазы установлены преобразователи 21 расходомера-счетчика жидкой фазы и влагомер 22, информационные выходы которых подключены к многоканальному входу контроллера 11. На факельной линии установлен преобразователь расходомера-счетчика газа 20.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 measured tank filled with gas, and for measuring pressure at the lower level of its measured calibrated part, as well as a controller 11 with a multichannel, by the number of sensors, input 12 for electrically introducing into it x information signals of these sensors and the control output 13, the product supply pipe 14, the associated gas discharge pipe 15 and the liquid phase discharge pipe 16, respectively controlled by a controller 11 with a three-way valve 17, the first input of which “a” is connected to the liquid discharge pipe 16 and the second the input "b" through the stopcock 23 - with the associated gas discharge pipe 15, and its output "c" through the check valve 18 is connected to the flow line 19. Converters 21 are installed on the liquid discharge line 16 a liquid phase odomer counter and a moisture meter 22, the information outputs of which are connected to the multi-channel input of the controller 11. A gas meter 20 meter is installed on the flare line.
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 tц. 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 закрыт вход «б» крана, а его выход «в» открыт, запорный кран 23 перекрыт. Попутный газ, расход которого измеряется расходомером-счетчиком 20, под имеющимся избыточным давлением в мерном резервуаре 1, поступает в факельную линию, а жидкость начинает заполнять полость мерного резервуара заданного объема.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-selection 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 valve 17 is in a position in which the crane input “b” is closed, and its output “c” is open, the shut-off valve 23 is closed. Associated gas, the flow rate of which is measured by the flow meter-counter 20, under the available excess pressure in the measuring tank 1, enters the flare line, 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 tц измерения и гидростатическое давление столба жидкости P2 по значению выходного тока I2 датчика 10 давления. Затем, по известному алгоритму [3, 4], 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 [3, 4], the controller calculates the mass flow rate of the liquid phase.
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 [4][, обеспечивающая вычисление массового расхода воды как наиболее представительной компоненты нефтеводяной смеси. 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 [4] [, which provides the calculation of the mass flow rate of water as the most representative component of the oil-water mixture. 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 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 [3, 4], расходомер-счетчик 21 жидкости, преобразователь которого установлен на трубопроводе 16, измеряет расход жидкой фазы, вытесняемой газом из мерного резервуара.After the process of filling the cavity of the measured volume of the tank with liquid from the minimum level to the maximum (or intermediate), the three-way electrically operated valve 17, by command from the controller 11, switches to the "liquid discharge" position, and the liquid begins to be displaced from the measured part of the calibrated tank by the compressed gas available in it the 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 measuring the volumetric flow rate of gas according to the algorithm given in [3, 4], the flow meter-counter 21 of the liquid, the converter of which is installed on the pipe 16, measures the flow rate of the liquid phase displaced by the gas from the measuring tank.
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 in the measured part of the reservoir by the controller (based on information signals from the sensors) into the well production rate, controller 11 performs according to well-known dependencies embedded in its standard software (RF certificates for other computers No. 990761 and 990762) developed earlier by the applicant’s staff and improved at the filing date of this application.
Данное устройство работоспособно также и в случае подключения одиночной скважины к трубопроводу нефтесборного коллектора, для чего запорный кран 23 должен быть открыт, а запорный кран на факельной линии закрыт.This device is also functional in the case of connecting a single well to the pipeline of the oil collector, for which the shut-off valve 23 must be open, and the shut-off valve on the flare line is closed.
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 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.17-18.1. NTZ “Automation, telemechanization and communication in the oil industry. M.: OJSC "VNIIOENG", 2003. - No. 4 - p.17-18.
2. Абрамов Г.С., Барычев А.В., Зимин М.И. Практическая расходометрия в промышленности. - М.: ВНИИОЭНГ, 2000. - 472 с. (стр.80-88).2. Abramov G.S., Barychev A.V., Zimin M.I. Practical flow measurement in industry. - M.: VNIIOENG, 2000 .-- 472 p. (p. 80-88).
3. Абрамов Г.С., Барычев А.В. Практическая расходометрия в нефтяной промышленности. - М. ВНИИОЭНГ, 2002. - 460 с. (стр.378-385).3. Abramov G.S., Barychev A.V. Practical flow measurement in the oil industry. - M. VNIIOENG, 2002 .-- 460 p. (p. 378-385).
4. НТЖ «Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности». - М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2004. - №9. - с.8-15.4. NTZ “Automation, telemechanization and communication in the oil industry”. - M.: VNIIOENG OJSC, 2004. - No. 9. - p. 8-15.
5. НТЖ «Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности». - М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2003. - №4. - с.4-18.5. NTZ “Automation, telemechanization and communication in the oil industry”. - M .: VNIIOENG OJSC, 2003. - No. 4. - p. 4-18.
6. РФ, описание полезной модели по свидетельству №9478, МПК6 Е21В 47/10, приоритет 17.03.97 г.6. RF, description of the utility model according to certificate No. 9478, IPC 6 ЕВВ 47/10, priority 03/17/97
7. НТЖ «Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности». М, ОАО «ВНИИОЭНГ», 2001, №1-2 с.16-18.7. NTZ “Automation, telemechanization and communication in the oil industry”. M, OJSC "VNIIOENG", 2001, No. 1-2 p.16-18.
8. РФ, описание полезной модели по патенту №77348, МПК Е21В 47/10, приоритет 11.06.2008 (прототип).8. RF, description of the utility model according to patent No. 77348, IPC ЕВВ 47/10, priority 11.06.2008 (prototype).
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2009100752/22U RU86659U1 (en) | 2009-01-11 | 2009-01-11 | DEVICE FOR MEASURING OIL WELL DEBIT |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2009100752/22U RU86659U1 (en) | 2009-01-11 | 2009-01-11 | DEVICE FOR MEASURING OIL WELL DEBIT |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU86659U1 true RU86659U1 (en) | 2009-09-10 |
Family
ID=41167089
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2009100752/22U RU86659U1 (en) | 2009-01-11 | 2009-01-11 | DEVICE FOR MEASURING OIL WELL DEBIT |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU86659U1 (en) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2484245C1 (en) * | 2012-01-17 | 2013-06-10 | Учреждение Российской академии наук Институт проблем нефти и газа РАН | Gas well surveying method |
| CN107387061A (en) * | 2017-07-24 | 2017-11-24 | 上海权宥环保科技有限公司 | Intelligent self-checking altimetry precision one-well metering system |
| CN110470355A (en) * | 2019-09-16 | 2019-11-19 | 西安德汇石油开发科技有限公司 | A kind of piston type volumetric method apparatus for metering fluids and metering method |
-
2009
- 2009-01-11 RU RU2009100752/22U patent/RU86659U1/en active
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2484245C1 (en) * | 2012-01-17 | 2013-06-10 | Учреждение Российской академии наук Институт проблем нефти и газа РАН | Gas well surveying method |
| CN107387061A (en) * | 2017-07-24 | 2017-11-24 | 上海权宥环保科技有限公司 | Intelligent self-checking altimetry precision one-well metering system |
| CN110470355A (en) * | 2019-09-16 | 2019-11-19 | 西安德汇石油开发科技有限公司 | A kind of piston type volumetric method apparatus for metering fluids and metering method |
| CN110470355B (en) * | 2019-09-16 | 2024-05-07 | 西安德汇石油开发科技有限公司 | Piston type volumetric fluid metering device and metering method |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU86659U1 (en) | DEVICE FOR MEASURING OIL WELL DEBIT | |
| CN105927210A (en) | Integral automatic well selection metering device and multi-process automatic oil well output metering method | |
| RU2386811C1 (en) | Adaptive method of definition of residual (free) gas content at group gage units | |
| RU76070U1 (en) | DEVICE FOR MEASURING OIL WELL PRODUCTS | |
| RU2382195C1 (en) | Device for oil wells oil recovery rate measurements | |
| RU108801U1 (en) | DEVICE FOR MEASURING OIL WELL DEBIT | |
| RU115825U1 (en) | DEVICE FOR CONTINUOUS MEASUREMENT OF DEBT OF OIL WELL GROUP | |
| RU2552511C1 (en) | Method to measure oil well capacity on group meter stations | |
| RU77348U1 (en) | DEVICE FOR MEASURING OIL WELL DEBIT | |
| RU168317U1 (en) | INSTALLATION FOR MEASURING OIL WELL PRODUCTS | |
| AU2009339711B2 (en) | Well gauging system and method | |
| CN102322911B (en) | Continuous metering device for produced liquid of oil well | |
| RU61344U1 (en) | DEVICE FOR MEASURING OIL WELL DEBIT | |
| CN209053100U (en) | Automated intelligent grouting system | |
| RU115824U1 (en) | DEVICE FOR MEASURING THE DEBIT OF A GROUP OF OIL WELLS | |
| CN208203247U (en) | Integrated automatic well-selecting on-line proving water dispensing apparatus | |
| RU73915U1 (en) | DEVICE FOR MEASURING THE DEBIT OF A GROUP OF OIL WELLS | |
| RU64281U1 (en) | DEVICE FOR MEASURING THE DEBIT OF A GROUP OF OIL WELLS | |
| RU36858U1 (en) | DEVICE FOR MEASURING OIL WELL DEBIT | |
| RU86976U1 (en) | ADAPTIVE DEVICE FOR MEASURING OIL WELL DEBIT | |
| CN109281319A (en) | A kind of automated intelligent grouting system and match paste-making method, cement slurry density mensuration | |
| CN108387292A (en) | Gas well three phase metering separation control system and oil-water interfaces metering method | |
| CN101787877A (en) | Crude-oil automatic continuous measuring device | |
| CN107387067A (en) | Fine and close oil and gas reservoir pressure test process matching device and application method | |
| RU2212534C1 (en) | Adaptive method of measurement and control of production rate of group of oil wells and device for method embodiment |