RU2355884C1 - Method of measuring well production and facility for implementation of this method - Google Patents
Method of measuring well production and facility for implementation of this method Download PDFInfo
- Publication number
- RU2355884C1 RU2355884C1 RU2007131181/03A RU2007131181A RU2355884C1 RU 2355884 C1 RU2355884 C1 RU 2355884C1 RU 2007131181/03 A RU2007131181/03 A RU 2007131181/03A RU 2007131181 A RU2007131181 A RU 2007131181A RU 2355884 C1 RU2355884 C1 RU 2355884C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- measuring
- oil
- density
- water
- line
- Prior art date
Links
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims abstract description 33
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 12
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims abstract description 48
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 38
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 claims abstract description 29
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 21
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims abstract description 14
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 claims abstract description 12
- 239000006260 foam Substances 0.000 claims abstract description 5
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 48
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 claims description 10
- 239000003129 oil well Substances 0.000 claims description 9
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims description 8
- 238000013459 approach Methods 0.000 claims description 4
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims 1
- 238000011534 incubation Methods 0.000 claims 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 2
- 230000001143 conditioned effect Effects 0.000 abstract 1
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 235000019198 oils Nutrition 0.000 description 37
- 238000001739 density measurement Methods 0.000 description 2
- 235000019476 oil-water mixture Nutrition 0.000 description 2
- 230000001133 acceleration Effects 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 230000032798 delamination Effects 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 238000010926 purge Methods 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 description 1
- 238000013517 stratification Methods 0.000 description 1
Landscapes
- Measuring Volume Flow (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобыче и может быть использовано для оперативного учета дебитов продукции нефтяных и газоконденсатных скважин в системах герметизированного сбора.The invention relates to oil production and can be used for operational accounting of production rates of oil and gas condensate wells in pressurized collection systems.
Известен способ измерения дебита продукции нефтяных скважин, включающий определение времени наполнения вертикальной цилиндрической измерительной емкости продукцией скважины при открытой на коллектор газовой и закрытой сливной жидкостной линиях, определение гидростатического давления и высоты столба жидкости, избыточного давления, температуры и последующий расчет производительности по жидкости, нефти и воде на основе полученных данных, а также известных плотностей нефти и пластовой воды, содержащихся в продукции скважины (1).A known method of measuring the production rate of oil wells, including determining the time it takes to fill a vertical cylindrical measuring tank with well products when the gas is open to the manifold and closed drain lines, determining the hydrostatic pressure and height of the liquid column, gauge pressure, temperature, and then calculating the productivity of liquid, oil and water based on the data obtained, as well as the known densities of oil and produced water contained in the production of the well (1).
Этот принцип применен в известной автоматизированной замерной установке типа "Спутник М…", содержащей обвязанные трубопроводной арматурой газовый сепаратор и вертикальную цилиндрическую измерительную емкость, оснащенную датчиками ее наполнения, гидростатического и избыточного давлений, термометром и таймером (1).This principle is applied in the well-known automated metering device of the "Sputnik M ..." type, which contains a gas separator tied with pipeline fittings and a vertical cylindrical measuring tank equipped with sensors for its filling, hydrostatic and overpressure, a thermometer and a timer (1).
Недостатками такого решения (способа и устройства) являются очень жесткие требования к качеству сепарации и низкая точность определения обводненности, обусловленная необходимостью применять лабораторные значения плотностей нефти и воды, условия получения которых не соответствуют условиям измерения плотности скважинной жидкости.The disadvantages of this solution (method and device) are very stringent requirements for the quality of separation and low accuracy of determining water cut, due to the need to use laboratory values of the densities of oil and water, the conditions for which do not correspond to the conditions for measuring the density of the well fluid.
Наиболее близким техническим решением является способ измерения дебита продукции нефтяных скважин в системах герметизированного сбора, заключающийся в том, что в течение заданного времени вертикальную цилиндрическую измерительную емкость наполняют продукцией скважины при открытой на коллектор газовой и закрытой сливной жидкостной линиях, после наполнения поступление продукции скважины в измерительную емкость прекращают, продукцию скважины выдерживают до состояния полного отсутствия пузырьков газа и оседания пены, затем при известных избыточном давлении и температуре измеряют высоту столба жидкости, гидростатическое давление и производят расчет производительности по жидкости, нефти и воде, при этом соотношение нефти и воды определяют на основе значений их плотностей (2).The closest technical solution is a method for measuring the production rate of oil wells in pressurized-gathering systems, which consists in filling the well’s vertical cylindrical measuring capacity with well products when the gas line is open to the manifold and the drain liquid line is closed, after filling the well’s output into the measuring the capacity is stopped, the production of the well is maintained to the state of complete absence of gas bubbles and subsidence of the foam, then when For positive excess pressure and temperature, the height of the liquid column is measured, hydrostatic pressure is calculated and the productivity of liquid, oil and water is calculated, and the ratio of oil to water is determined based on their densities (2).
Этот способ реализован устройством для измерения дебита продукции нефтяных скважин в системах герметизированного сбора, содержащим таймер, термометр, датчик избыточного давления, газовый сепаратор и вертикальную цилиндрическую измерительную емкость, обвязанные трубопроводной арматурой, выполненной с возможностью обеспечивать наполнение и опорожнение измерительной емкости продукцией скважины, переключатель потока, направляющий продукцию скважины либо на сепаратор, либо на слив в коллектор, причем измерительная емкость снабжена уровнемером и датчиком гидростатического давления, нижний ввод которого расположен на днище измерительной емкости.This method is implemented by a device for measuring the production rate of oil wells in pressurized collection systems, comprising a timer, a thermometer, an overpressure sensor, a gas separator and a vertical cylindrical measuring tank, tied with pipe fittings configured to provide filling and emptying of the measuring tank with well products, a flow switch directing the production of the well either to a separator or to drain into the reservoir, and the measuring capacity is provided with ur a gauge and a hydrostatic pressure sensor, the lower input of which is located on the bottom of the measuring tank.
Однако данное техническое решение не обеспечивает возможности прямого измерения плотностей нефти и воды и основывается на применении для расчета производительности по нефти и воде данных по их плотностям, полученных лабораторным путем. Эти данные, хотя и выполнены с достаточной точностью, но при иных условиях (реальных условиях измерения) и не соответствуют плотностям нефти и воды, что ведет к значительной недостоверности результата расчета производительности скважин. Практика требует разработки способа, позволяющего напрямую измерять плотности нефти и воды непосредственно во время замера дебита скважины.However, this technical solution does not provide the possibility of direct measurement of the densities of oil and water and is based on the use of laboratory-derived densities data for calculating the oil and water productivity. These data, although performed with sufficient accuracy, but under different conditions (actual measurement conditions) and do not correspond to the densities of oil and water, which leads to significant unreliability of the result of the calculation of well productivity. Practice requires the development of a method that allows you to directly measure the density of oil and water directly during the measurement of well production.
Задача предлагаемого технического решения - повышение точности измерения дебитов по нефти и воде путем обеспечения возможности прямого измерения плотностей нефти и воды в условиях измерения дебита скважины.The objective of the proposed technical solution is to increase the accuracy of measuring oil and water flow rates by providing the possibility of direct measurement of oil and water densities in the conditions of measuring a well flow rate.
Это достигается тем, что в способе измерения дебита продукции нефтяных скважин в системах герметизированного сбора, заключающемся в том, что в течение заданного времени вертикальную цилиндрическую измерительную емкость наполняют продукцией скважины при открытой на коллектор газовой и закрытой сливной жидкостной линиях, после наполнения поступление продукции скважины в измерительную емкость прекращают, продукцию скважины выдерживают до состояния полного отсутствия пузырькового газа и оседания пены, затем при известных избыточном давлении и температуре измеряют высоту столба жидкости, гидростатическое давление и производят расчет производительности по жидкости, нефти и воде, при этом соотношение нефти и воды определяют на основе значений их плотностей, согласно изобретению, плотности воды и нефти измеряют в полости нижней части измерительной емкости, соединенной со сливной жидкостной линией, причем плотность воды измеряют после наполнения измерительной емкости при закрытой сливной жидкостной линии после стабилизации показаний плотномера, обусловленной расслоением жидкости, а плотность нефти измеряют либо при открытой сливной жидкостной линии после стабилизации показаний плотномера, либо после закрытия сливной жидкостной линии при приближении поверхности содержимого измерительной емкости к верхней границе полости, в которой измеряют плотность, при условии отсутствия периода стабилизации показаний плотномера, обусловленной расслоением жидкости, при этом, если период стабилизации показаний плотномера, обусловленной расслоением жидкости, при измерении плотности нефти имел место, то в следующем цикле или увеличивают время выдерживания продукции скважины в измерительной емкости, или снижают скорость опорожнения измерительной емкости, и измерение плотности нефти повторяют, причем вытеснение жидкости из измерительной емкости через сливную жидкостную линию производят не допуская попадания в измерительную емкость дополнительных порций жидкости, например, насосом или отсепарированным попутным газом.This is achieved by the fact that in the method of measuring the production rate of oil wells in pressurized collection systems, which consists in the fact that within a predetermined time, a vertical cylindrical measuring tank is filled with well products with a gas line and a closed drain liquid line open to the collector, after filling the well products in the measuring capacity is stopped, the well’s production is maintained to the state of complete absence of bubble gas and foam settling, then with known excess At the same time, the height of the liquid column is measured, the hydrostatic pressure is calculated, and the productivity of liquid, oil and water is calculated, and the ratio of oil to water is determined based on the values of their densities, according to the invention, the density of water and oil is measured in the cavity of the lower part of the measuring vessel connected with a drain liquid line, and the density of water is measured after filling the measuring tank with a closed drain liquid line after stabilizing the readings of the density meter due to separation the liquid density, and the oil density is measured either when the drain liquid line is open after the density meter readings are stabilized, or after the drain liquid line is closed when the surface of the contents of the measuring container approaches the upper boundary of the cavity in which the density is measured, provided there is no stabilization period for the density meter readings due to delamination fluid, in this case, if the period of stabilization of the readings of the densitometer due to separation of the liquid, when measuring the density of oil took place, then in the cycle, either increase the holding time of the borehole products in the measuring tank, or reduce the speed of emptying the measuring tank, and repeat the measurement of oil density, moreover, the liquid is displaced from the measuring tank through a drain liquid line to prevent additional portions of liquid from entering the measuring tank, for example, with a pump or Separated associated gas.
То обстоятельство, что измерение плотностей воды и нефти происходит в полости (для размещения плотномера) нижней части измерительной емкости, объем которой многократно меньше объема измерительной емкости, в совокупности с условием завершения или отсутствия периода стабилизации показаний плотномера, и измерение плотности нефти после закрытия сливной жидкостной линии при приближении поверхности содержимого измерительной емкости к верхней границе полости, в которой измеряют плотность, дает возможность не дожидаться расслоения всего массива скважинной жидкости и качественно провести прямые измерения. Факт завершения или отсутствия периода стабилизации показаний плотномера является гарантией того, что в полости (для размещения плотномера) в момент измерения находятся либо чистая пластовая вода, либо чистая нефть.The fact that the measurement of water and oil densities takes place in the cavity (for placing the densitometer) of the lower part of the measuring tank, the volume of which is many times less than the volume of the measuring tank, together with the condition for the completion or absence of the stabilization period of the densitometer readings, and the measurement of the oil density after closing the drain liquid lines when the surface of the contents of the measuring capacitance approaches the upper boundary of the cavity in which the density is measured, it makes it possible not to wait for the separation of the entire m file of parameters of drilling fluid and efficiently carry out direct measurements. The fact of the completion or absence of the stabilization period of the readings of the densitometer is a guarantee that in the cavity (for placing the densitometer) at the time of measurement there are either pure formation water or pure oil.
Это достигается тем, что в устройстве для измерения дебита продукции нефтяных скважин в системах герметизированного сбора, содержащем таймер, термометр, датчик избыточного давления, газовый сепаратор и вертикальную цилиндрическую измерительную емкость, обвязанные трубопроводной арматурой, выполненной с возможностью обеспечивать наполнение и опорожнение измерительной емкости продукцией скважины, переключатель потока, направляющий продукцию скважины либо на сепаратор, либо на слив в коллектор, причем измерительная емкость снабжена уровнемером и датчиком гидростатического давления, нижний ввод которого расположен на днище измерительной емкости, согласно изобретению измерительная емкость в ее нижней части оснащена вертикальным цилиндрическим патрубком с дополнительным датчиком гидростатического давления, нижний ввод которого расположен в его нижней части, при этом патрубок соединен со сливной жидкостной линией измерительной емкости и является ее частью.This is achieved by the fact that in the device for measuring the production rate of oil wells in pressurized-collection systems, comprising a timer, a thermometer, an overpressure sensor, a gas separator and a vertical cylindrical measuring tank, tied up with pipe fittings, configured to provide filling and emptying of the measuring tank with well products , a flow switch directing the production of the well either to a separator or to drain into the collector, and the measuring capacitance is provided according to the invention, the measuring vessel in its lower part is equipped with a vertical cylindrical nozzle with an additional hydrostatic pressure sensor, the lower inlet of which is located in its lower part, while the nozzle is connected to the drain liquid line measuring capacity and is part of it.
Кроме того. на сливной жидкостной линии установлен запорно-регулирующий клапан, а газовая линия сепаратора соединена с обводной линией от переключателя потока к коллектору и оснащена регулятором давления и датчиком гидростатического давления.Besides. a shut-off and control valve is installed on the drain fluid line, and the separator gas line is connected to the bypass line from the flow switch to the manifold and is equipped with a pressure regulator and a hydrostatic pressure sensor.
Оснащение измерительной емкости в ее нижней части вертикальным цилиндрическим патрубком с дополнительным датчиком гидростатического давления, нижний ввод которого расположен в его нижней части, и соединение этого патрубка со сливной жидкостной линией измерительной емкости позволяет получить полноценный плотномер для воды и нефти путем добавления к известному устройству всего лишь одного дополнительного датчика гидростатического давления.Equipping the measuring tank in its lower part with a vertical cylindrical pipe with an additional hydrostatic pressure sensor, the lower input of which is located in its lower part, and connecting this pipe with a drain liquid line of the measuring tank allows you to get a full density meter for water and oil by adding to the known device only one additional hydrostatic pressure sensor.
Установка на сливной жидкостной линии запорно-регулирующего клапана обеспечивает не только наполнение и опорожнение измерительной емкости продукцией скважины, но и регулирование скорости опорожнения и повышение точности позиционирования поверхности содержимого измерительной емкости при ее приближении к верхней границе полости, в которой измеряют плотность.Installing a shut-off and control valve on the drain liquid line provides not only filling and emptying the measuring tank with well products, but also regulating the speed of emptying and increasing the accuracy of positioning the surface of the contents of the measuring tank when it approaches the upper boundary of the cavity in which the density is measured.
Соединение газовой линии сепаратора с обводной линией от переключателя потока к коллектору и оснащение ее регулятором давления и датчиком гидростатического давления дают возможность получить отсепарированный попутный газ для выдавливания жидкости из измерительной емкости.The connection of the separator gas line with the bypass line from the flow switch to the collector and equipping it with a pressure regulator and a hydrostatic pressure sensor make it possible to obtain a separated associated gas for squeezing the liquid from the measuring tank.
На чертеже изображено предложенное устройство.The drawing shows the proposed device.
Устройство содержит объемный сепаратор 1 с переключателем потока 2 на входе, калиброванную измерительную емкость 3 с уровнемером 4, датчиками гидростатического 5 и избыточного 6 давлений. В нижней части измерительной емкости расположен вертикальный цилиндрический измерительный патрубок 7 с дополнительным датчиком гидростатического давления 8. В сливной жидкостной линии 9 установлен электроприводной запорно-регулирующий клапан 10. На вертикальной ветви газовой линии 11 сепаратора установлен датчик гидростатического давления 12, а обводная линия 13 оснащена электроприводным регулятором давления (или запорно-регулирующим клапаном) 14, 15 - вход из скважины, 16 - выход в коллектор.The device comprises a volume separator 1 with a flow switch 2 at the inlet, a calibrated measuring tank 3 with a level gauge 4, hydrostatic 5 and gauge 6 pressure sensors. In the lower part of the measuring tank there is a vertical cylindrical measuring pipe 7 with an additional hydrostatic pressure sensor 8. An electric actuating shut-off and control valve 10 is installed in the drain liquid line 9. A hydrostatic pressure sensor 12 is installed on the vertical branch of the gas line 11 of the separator, and the bypass line 13 is equipped with an electric pressure regulator (or shut-off and control valve) 14, 15 - entrance from the well, 16 - exit to the reservoir.
Способ реализуется (устройство работает) следующим образом.The method is implemented (the device works) as follows.
Переключатель потока 2 направляет продукцию скважины через сепаратор 1 в заранее осушенную измерительную емкость 3. При этом обводная линия 13 отключается, а запорно-регулирующий клапан 10 полностью закрыт.The flow switch 2 directs the production of the well through a separator 1 to a previously drained measuring tank 3. In this case, the bypass line 13 is turned off and the shut-off and control valve 10 is completely closed.
Наполнение измерительной емкости контролируют по показаниям уровнемера 4 и датчика гидростатического давления 5. Попутный газ свободно уходит через газовую линию 11 сепаратора в коллектор. По окончании заданного времени τ наполнения измерительной емкости продукцией скважины переключатель потока 2 направляет продукцию скважины через обводную линию 13 в коллектор. Продукцию скважины в измерительной емкости выдерживают до состояния полного отсутствия пузырькового газа и оседания пены (т.е. до тех пор, пока не стабилизируются показания уровнемера 4 и (или) датчика гидростатического давления 5). По показаниям уровнемера 4, гидростатического датчика 5 и с учетом времени наполнения измерительной емкости 3 вычисляют плотность жидкости и ее объемно-массовый расход.The filling of the measuring tank is controlled by the readings of the level gauge 4 and the hydrostatic pressure sensor 5. Associated gas freely leaves through the gas line 11 of the separator to the collector. At the end of a predetermined time τ of filling the measuring tank with the well products, the flow switch 2 directs the well products through the bypass line 13 to the collector. The well’s production in the measuring tank is maintained to the state of complete absence of bubble gas and foam settling (i.e. until the readings of the level gauge 4 and (or) the hydrostatic pressure sensor 5 are stabilized). According to the readings of the level gauge 4, the hydrostatic sensor 5 and taking into account the filling time of the measuring tank 3, the density of the liquid and its volumetric-mass flow rate are calculated.
где ρж - плотность жидкости в измерительной емкости;where ρ W - the density of the liquid in the measuring tank;
Pв - гидростатическое давление по показаниям датчика 5 (верхнего) перепада давления;P in - hydrostatic pressure according to the testimony of the sensor 5 (upper) differential pressure;
g - ускорение свободного падения;g is the acceleration of gravity;
Н - высота столба жидкости в измерительной емкости.N is the height of the liquid column in the measuring tank.
где Qж - массовый дебит скважины по жидкости;where Q W is the mass flow rate of the well in liquid;
Qжо - объемный дебит скважины по жидкости;Q jo - volumetric flow rate of a well in a fluid;
К - коэффициент пропорциональности, т/мА, определенный при градуировке замерной установки. Учитывает всю налитую за время τ жидкость.K is the coefficient of proportionality, t / mA, determined during the calibration of the measuring installation. It takes into account all liquid poured over time τ.
Затем продукцию скважины в измерительной емкости выдерживают время, достаточное для того, чтобы из водонефтяной смеси выделилось количество воды, достаточное для заполнения измерительного патрубка 7, объем которого многократно меньше объема измерительной емкости 3, что позволяет заполнить измерительный патрубок 7 и использовать для измерения плотности объем воды, составляющий менее 1 процента от всего объема порции продукции скважины. Это сводит к минимуму затраты времени на получение порции воды для измерения ее плотности.Then, the well’s products in the measuring tank can withstand enough time for the amount of water released from the oil-water mixture to fill the measuring pipe 7, the volume of which is many times less than the volume of the measuring tank 3, which allows filling the measuring pipe 7 and use the volume of water to measure the density , accounting for less than 1 percent of the total portion of the borehole production. This minimizes the time required to obtain a portion of water to measure its density.
По разнице в показателях гидростатических датчиков 5 и 8 и с учетом высоты столба жидкости между ними вычисляют плотность жидкости в измерительном патрубке 7 по следующей формуле:According to the difference in the performance of hydrostatic sensors 5 and 8 and taking into account the height of the liquid column between them, calculate the density of the liquid in the measuring pipe 7 according to the following formula:
где Pн - гидростатическое давление по показаниям датчика 8 (нижнего) перепада давления;where P n - hydrostatic pressure according to the sensor 8 (lower) differential pressure;
Pв - гидростатическое давление по показаниям датчика 5 (верхнего) перепада давления;P in - hydrostatic pressure according to the testimony of the sensor 5 (upper) differential pressure;
ρ - плотность жидкости в измерительном патрубке;ρ is the density of the liquid in the measuring pipe;
L - расстояние между датчиками (задается конструктивно).L is the distance between the sensors (set constructively).
Плотность воды по мере ухода из нее остатков нефти увеличивается, поэтому расчет плотности производят по тем значениям гидростатических давлений, которые стабилизировались и перестали изменяться во времени.The density of water increases as oil residues leave it; therefore, the density is calculated using hydrostatic pressures that have stabilized and have ceased to change in time.
Потом открывают запорно-регулирующий клапан 10 и производят слив водонефтяной смеси в коллектор за счет избыточного давления газа в сепараторе и измерительной емкости, создаваемого путем прикрытия регулятора давления 14, отслеживая по показаниям датчика гидростатического давления 12 возможный подъем жидкости в газовую линию и не допуская попадания новых порций скважинной жидкости в измерительную емкость. При подходе уровня жидкости к верхней части измерительного патрубка 7 и заполнении его нефтью, отстоявшейся в верхней части измеряемой в измерительной емкости пробы, запорно-регулирующий клапан 10 закрывают, производят замеры и вычисляют плотность нефти по той же формуле, что и для воды. При этом, если период стабилизации показаний датчика 5 гидростатического давления (верхнего), обусловленной расслоением жидкости, при измерении плотности нефти имел место, то расчет плотности нефти не производят, а в следующем цикле или увеличивают время выдерживания продукции скважины в измерительной емкости, или при помощи запорно-регулирующего клапана 10 снижают скорость опорожнения измерительной емкости и измерение плотности нефти повторяют.Then the shut-off and control valve 10 is opened and the oil-water mixture is drained into the collector due to the excess gas pressure in the separator and the measuring tank created by covering the pressure regulator 14, monitoring the possible rise of the liquid into the gas line by the readings of the hydrostatic pressure sensor 12 and preventing new servings of well fluid in the measuring tank. When approaching the liquid level to the upper part of the measuring pipe 7 and filling it with oil, settled in the upper part of the sample measured in the measuring container, the shut-off and control valve 10 is closed, measurements are made and the oil density is calculated using the same formula as for water. At the same time, if the period of stabilization of the readings of the hydrostatic pressure sensor 5 (upper) caused by the separation of the liquid took place when measuring the oil density, then the oil density is not calculated, and in the next cycle, or increase the holding time of the well production in the measuring tank, or using shut-off and control valves 10 reduce the speed of emptying the measuring capacity and repeat the density measurement of oil.
По результатам вычисления дебита по жидкости, плотностей нефти, воды и их смеси вычисляют дебит скважины по нефти и воде:According to the results of calculating the flow rate for liquids, densities of oil, water and their mixtures, the flow rate of the well for oil and water is calculated:
где ρж - плотность жидкости в измерительной емкости, вычисленная по формуле 1,where ρ W - the density of the liquid in the measuring capacity, calculated by the formula 1,
ρн и ρв - плотности нефти и воды в измерительной емкости, вычисленные по формуле 4.ρ n and ρ in - the density of oil and water in the measuring capacity, calculated by the formula 4.
Затем производят слив остатков нефти из измерительной емкости в коллектор с продувкой ее отсепарированным попутным газом и повторяют цикл.Then, the residual oil is drained from the measuring tank to the collector with a purge of it with separated associated gas and the cycle is repeated.
Плотность нефти можно измерить в динамике при открытой сливной жидкостной линии. В этом случае измерения производят непрерывно с максимальной аппаратно достижимой скоростью и в качестве достоверных принимают те значения плотности, которые стабилизировались. Обычно это происходит в конце опорожнения измерительной емкости. При этом, если стабилизации не наступило, то в следующем цикле при помощи запорно-регулирующего клапана 10 снижают скорость опорожнения измерительной емкости и измерение плотности нефти повторяют.The oil density can be measured in dynamics with an open drain fluid line. In this case, the measurements are carried out continuously with the maximum possible achievable speed and the density values that have stabilized are taken as reliable. This usually occurs at the end of the emptying of the measuring vessel. Moreover, if stabilization has not occurred, then in the next cycle, using the shut-off and control valve 10, the emptying rate of the measuring capacity is reduced and the oil density measurement is repeated.
Применение предлагаемого способа и устройства позволяет осуществить прямые измерения плотности воды и нефти, содержащихся в продукции нефтяных скважин без полного расслоения всего объема жидкости, находящейся в измерительной емкости, и повысить точность измерения дебитов по нефти и воде.The application of the proposed method and device allows direct measurements of the density of water and oil contained in the production of oil wells without complete stratification of the entire volume of liquid in the measuring tank, and to improve the accuracy of measuring flow rates for oil and water.
Библиографические данные:Bibliographic data:
1. Абрамов Г.С. и др. Автоматизированные измерительные установки для измерения дебита нефтяных скважин. НТЖ «Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности», Москва, ОАО «ВНИИОЭНГ», №1-2, 2001.1. Abramov G.S. and others. Automated measuring devices for measuring the flow rate of oil wells. NTZH "Automation, telemechanization and communication in the oil industry", Moscow, JSC "VNIIOENG", No. 1-2, 2001.
2. RU Патент на изобретение №2220282, Е21В 47/10 (прототип).2. RU Patent for the invention No. 2220282, ЕВВ 47/10 (prototype).
Claims (4)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2007131181/03A RU2355884C1 (en) | 2007-08-15 | 2007-08-15 | Method of measuring well production and facility for implementation of this method |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2007131181/03A RU2355884C1 (en) | 2007-08-15 | 2007-08-15 | Method of measuring well production and facility for implementation of this method |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2007131181A RU2007131181A (en) | 2009-02-20 |
| RU2355884C1 true RU2355884C1 (en) | 2009-05-20 |
Family
ID=40531470
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2007131181/03A RU2355884C1 (en) | 2007-08-15 | 2007-08-15 | Method of measuring well production and facility for implementation of this method |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2355884C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2491534C1 (en) * | 2012-03-01 | 2013-08-27 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт проблем управления им. В.А. Трапезникова РАН | Device to identify solidity of gas liquid flow |
Citations (12)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1553661A1 (en) * | 1988-04-20 | 1990-03-30 | Октябрьский Филиал Всесоюзного Научно-Исследовательского И Проектно-Конструкторского Института Комплексной Автоматизации Нефтяной И Газовой Промышленности | Device for measuring yield of oil wells |
| EP0615112A1 (en) * | 1993-03-09 | 1994-09-14 | Wolfdieter Klein | Method for the determination of the yield of oil or water wells and test separator to carry out this method |
| US5535632A (en) * | 1993-10-05 | 1996-07-16 | Atlantic Richfield Company | Systems and methods for measuring flow rates and densities of the components of oil, water and gas mixtures |
| RU2133826C1 (en) * | 1998-01-05 | 1999-07-27 | Хазиев Нагим Нуриевич | Unit for determining output of well product |
| RU2157888C1 (en) * | 1999-02-22 | 2000-10-20 | Открытое акционерное общество "Акционерная компания ОЗНА" | Method of measurement of oil well production rate |
| RU2183267C1 (en) * | 2001-07-12 | 2002-06-10 | Открытое акционерное общество "Сибнефтеавтоматика" Инженерно-производственная фирма | Method of determining oil well production rate by fluid |
| RU2220282C1 (en) * | 2002-06-20 | 2003-12-27 | Открытое акционерное общество "Нефтемаш" | Process measuring production rate of oil wells in systems of sealed gathering and gear for its implementation |
| RU38931U1 (en) * | 2004-01-15 | 2004-07-10 | Открытое акционерное общество "Опытный завод "ЭЛЕКТРОН" | INSTALLATION FOR AUTOMATED MEASUREMENT OF OIL WELL PRODUCTS |
| RU2236584C1 (en) * | 2002-12-17 | 2004-09-20 | Открытое акционерное общество "Акционерная компания ОЗНА" | Method and device for measuring oil debit |
| RU49896U1 (en) * | 2005-03-23 | 2005-12-10 | Открытое акционерное общество "Нефтемаш" | INSTALLATION FOR MEASURING THE DEBIT OF OIL WELL PRODUCTS "MERA / 2" |
| RU2277635C2 (en) * | 2004-08-10 | 2006-06-10 | Открытое акционерное общество "Опытный завод "ЭЛЕКТРОН" | Method and device to determine liquid output from oil well |
| RU55029U1 (en) * | 2005-11-15 | 2006-07-27 | Открытое акционерное общество "Нефтемаш" | INSTALLATION FOR MEASURING THE DEBIT OF OIL WELL PRODUCTS |
-
2007
- 2007-08-15 RU RU2007131181/03A patent/RU2355884C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (12)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1553661A1 (en) * | 1988-04-20 | 1990-03-30 | Октябрьский Филиал Всесоюзного Научно-Исследовательского И Проектно-Конструкторского Института Комплексной Автоматизации Нефтяной И Газовой Промышленности | Device for measuring yield of oil wells |
| EP0615112A1 (en) * | 1993-03-09 | 1994-09-14 | Wolfdieter Klein | Method for the determination of the yield of oil or water wells and test separator to carry out this method |
| US5535632A (en) * | 1993-10-05 | 1996-07-16 | Atlantic Richfield Company | Systems and methods for measuring flow rates and densities of the components of oil, water and gas mixtures |
| RU2133826C1 (en) * | 1998-01-05 | 1999-07-27 | Хазиев Нагим Нуриевич | Unit for determining output of well product |
| RU2157888C1 (en) * | 1999-02-22 | 2000-10-20 | Открытое акционерное общество "Акционерная компания ОЗНА" | Method of measurement of oil well production rate |
| RU2183267C1 (en) * | 2001-07-12 | 2002-06-10 | Открытое акционерное общество "Сибнефтеавтоматика" Инженерно-производственная фирма | Method of determining oil well production rate by fluid |
| RU2220282C1 (en) * | 2002-06-20 | 2003-12-27 | Открытое акционерное общество "Нефтемаш" | Process measuring production rate of oil wells in systems of sealed gathering and gear for its implementation |
| RU2236584C1 (en) * | 2002-12-17 | 2004-09-20 | Открытое акционерное общество "Акционерная компания ОЗНА" | Method and device for measuring oil debit |
| RU38931U1 (en) * | 2004-01-15 | 2004-07-10 | Открытое акционерное общество "Опытный завод "ЭЛЕКТРОН" | INSTALLATION FOR AUTOMATED MEASUREMENT OF OIL WELL PRODUCTS |
| RU2277635C2 (en) * | 2004-08-10 | 2006-06-10 | Открытое акционерное общество "Опытный завод "ЭЛЕКТРОН" | Method and device to determine liquid output from oil well |
| RU49896U1 (en) * | 2005-03-23 | 2005-12-10 | Открытое акционерное общество "Нефтемаш" | INSTALLATION FOR MEASURING THE DEBIT OF OIL WELL PRODUCTS "MERA / 2" |
| RU55029U1 (en) * | 2005-11-15 | 2006-07-27 | Открытое акционерное общество "Нефтемаш" | INSTALLATION FOR MEASURING THE DEBIT OF OIL WELL PRODUCTS |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| ИСАКОВИЧ Р.Я. и др. Автоматизация производственных процессов нефтяной и газовой промышленности. - М.: Недра, 1983, с.314-334. * |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2491534C1 (en) * | 2012-03-01 | 2013-08-27 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт проблем управления им. В.А. Трапезникова РАН | Device to identify solidity of gas liquid flow |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2007131181A (en) | 2009-02-20 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2131027C1 (en) | Device for measuring production rate of oil wells | |
| RU2220282C1 (en) | Process measuring production rate of oil wells in systems of sealed gathering and gear for its implementation | |
| RU2396427C2 (en) | Method for determination of water cuttings of oil well production "ohn++" | |
| RU2236584C1 (en) | Method and device for measuring oil debit | |
| RU2299322C1 (en) | Method for oil and gas-condensate well production measurement in air-tight oil collection systems | |
| CN204461966U (en) | Floating ball lever automatic flow control determines head saturated hydraulic conductivity in soil batch analyzer | |
| RU2355884C1 (en) | Method of measuring well production and facility for implementation of this method | |
| CN104763408B (en) | A kind of high precision petroleum three-phase automatic metering device and its metering method | |
| CN108590626B (en) | A kind of oil-gas-water three-phase trace automatic metering device and method | |
| RU66420U1 (en) | OCHNO OIL WELL PRODUCT HYDROMETER | |
| RU2733954C1 (en) | Method of measuring production of oil well | |
| RU108801U1 (en) | DEVICE FOR MEASURING OIL WELL DEBIT | |
| RU72722U1 (en) | DEVICE FOR MEASURING THE DEBIT OF OIL WELL PRODUCTS "SATELLITE-POWER MASSOMER" ("SATELLITE-SM") | |
| CN217006880U (en) | One-dimensional water-gas two-phase seepage test device for unsaturated soil | |
| RU2051333C1 (en) | Method and device for measuring discharge of oil | |
| RU194085U1 (en) | Device for measuring the amount of oil, water and gas in the production of low-yield wells | |
| RU168317U1 (en) | INSTALLATION FOR MEASURING OIL WELL PRODUCTS | |
| RU2340772C2 (en) | Method of evaluation of water cuttings of well production of oil wells "охн+" | |
| CN205670027U (en) | A kind of novel tipping-bucket type crude oil metering system | |
| CN109915126B (en) | Method for measuring imbibition production degree of oil-bearing rock and imbibition test device | |
| US3182502A (en) | Tank gauge apparatus | |
| CN108843315A (en) | A kind of calculation method of sensor-type comprehensive automation metering device and oil quality | |
| RU57821U1 (en) | INSTALLATION FOR MEASURING THE DEBIT OF OIL WELL PRODUCTS | |
| RU2253099C1 (en) | Method and device for measuring water concentration in water-oil-gas mixture | |
| RU72507U1 (en) | DEVICE FOR MEASURING THE DEBIT OF PRODUCTION OF OIL WELLS IN THE SYSTEMS OF THE SEALED COLLECTION "MEASURE OKH +" |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20110816 |