RU2321745C1

RU2321745C1 - Method and device to measure well production rate

Info

Publication number: RU2321745C1
Application number: RU2006122561/03A
Authority: RU
Inventors: знов Олег Владимирович Гр (RU); Олег Владимирович Грязнов; Анатолий Владимирович Семенихин (RU); Анатолий Владимирович Семенихин; Владимир Николаевич Устинов (RU); Владимир Николаевич Устинов
Original assignee: Открытое Акционерное Общество "Интротест-Комплексные системы"; Анатолий Владимирович Семенихин; Владимир Николаевич Устинов
Priority date: 2006-06-23
Filing date: 2006-06-23
Publication date: 2008-04-10
Also published as: RU2006122561A

Abstract

FIELD: oil production, particularly in-situ oil and gas gathering systems.

SUBSTANCE: method involves periodically passing well liquid flow through measuring device at constant pressure drop limits in measuring line, wherein well liquid is preliminarily separated from gas; taking measuring device readings characterizing well production rate. Well production rate is measured relatively time of liquid flow through electromagnetic valve within preset pressure drops and measuring cycle time equal to sum of time of liquid accumulation in separator and time of liquid passage through electromagnetic valve. Device comprises separator with inlet pipe and outlet liquid and gas lines. Float cooperating with gas gate is installed in separator. Electromagnetic valve and differential pressure measuring device are installed between outlet line and manifold. Differential pressure measuring device has outlet connected to dual-threshold comparator. Dual-threshold comparator signal is transmitter to electromagnetic valve and recorder including reference frequency generator, trigger and two AND circuits, two binary counters and digital divider.

EFFECT: decreased measurement time and increased measurement accuracy due to highly-precise differential measuring device and electromagnetic valve usage.

2 cl, 2 dwg

Description

Изобретения относятся к области разработки и эксплуатации нефтяных месторождений, в частности к измерению дебита нефтедобывающих скважин.The invention relates to the field of development and operation of oil fields, in particular to measuring the production rate of oil wells.

Известен способ измерения дебита нефтедобывающих скважин с помощью автоматизированных групповых замерных установок (АГЗУ) типа "Спутник АМ-40" [1]. В данном способе измерение дебита нефтедобывающих скважин основано на накоплении жидкости в буллите (сепараторе). Режим накопления жидкости в буллите необходим для обеспечения постоянной скорости протекания жидкости через счетчик ТОР-1-50, погрешность измерения которого 2,5% достигается при потоке жидкости через счетчик в пределах от 1,6·10^-3 до 8,3·10^-3 м³/с. Измерение дебита нефтедобывающих скважин осуществляют путем кратковременного пропускания жидкости, накопившейся в сепараторе, через турбинный измеритель. Количество жидкости, прошедшей через счетчик за время измерения, зависит от дебита измеряемой скважины. Недостатками указанного способа и устройства являются необходимость применения измерителя количества жидкости с вторичным устройством, что приводит к усложнению и снижению надежности всего устройства, большое время измерения, особенно низкодебетных скважин.A known method of measuring the flow rate of oil wells using automated group metering units (AGZU) type "Sputnik AM-40" [1]. In this method, the measurement of the production rate of oil wells is based on the accumulation of fluid in the shoot (separator). The regime of fluid accumulation in bullet is necessary to ensure a constant rate of fluid flow through the TOR-1-50 meter, the measurement error of which is 2.5% is achieved with a fluid flow through the meter in the range from 1.6 · 10 ^-3 to 8.3 · 10 ^{- 3} m ³ / s. The measurement of the production rate of oil wells is carried out by briefly passing liquid accumulated in the separator through a turbine meter. The amount of fluid passing through the meter during the measurement depends on the flow rate of the measured well. The disadvantages of this method and device are the need to use a liquid quantity meter with a secondary device, which leads to complication and lower reliability of the entire device, a long measurement time, especially low production wells.

Из известных технических решений наиболее близким по технической сущности к заявляемому объекту является способ измерения дебита скважин и устройство для его осуществления [2], заключающийся в периодическом пропускании потока жидкости скважины, предварительно отсепарированной от газа, через измерительное устройство при постоянных пределах перепада давления в измерительной линии и снятии с него показаний, характеризующих дебит скважины. Измерение дебита скважины производят по количеству времени протекания потока в пределах установленных перепадов давления. Описанный способ позволяет производить измерение дебита скважин по суммарному количеству времени нескольких циклов протекания потока жидкости при его периодическом пропускании из сепаратора при постоянных перепадах давления за время измерения. Это возможно ввиду постоянства гидравлических характеристик гидравлического тракта данного измерительного устройства. Недостатком указанного способа и устройства является длительность времени измерения, особенно низкодебитных скважин, так как измерение дебита скважин осуществляют по суммарному количеству времени нескольких циклов протекания потока жидкости и невысокой точности измерения, за счет использования механического клапана-регулятора перепада давления, т.к. от точности срабатывания клапана-регулятора зависит стабильность скорости потока жидкости через него, а значит, и точность измерения.Of the known technical solutions, the closest in technical essence to the claimed object is a method for measuring the flow rate of a well and a device for its implementation [2], which consists in periodically passing a fluid flow of a well previously separated from the gas through the measuring device at constant pressure drop in the measuring line and taking readings from him characterizing the flow rate of the well. The well production rate is measured by the amount of flow time within the established pressure drops. The described method allows to measure the flow rate of wells by the total amount of time of several cycles of fluid flow during its periodic passage from the separator at constant pressure drops during the measurement. This is possible due to the constancy of the hydraulic characteristics of the hydraulic path of this measuring device. The disadvantage of this method and device is the length of the measurement time, especially of low-production wells, since the flow rate of the wells is measured by the total amount of time of several cycles of the fluid flow and low measurement accuracy due to the use of a mechanical differential pressure control valve, because the stability of the fluid flow through it, and hence the measurement accuracy, depends on the accuracy of the valve-regulator.

Целью изобретения является повышение точности измерения и уменьшение времени измерения дебита скважин.The aim of the invention is to improve the accuracy of measurement and reduce the time of measuring the flow rate of wells.

Поставленная цель достигается тем, что по способу измерения дебита скважины, заключающемуся в периодическом пропускании потока жидкости скважины, предварительно отсепарированной от газа, через измерительное устройство при постоянных пределах перепада давления в измерительной линии и снятии с него показаний, характеризующих дебит скважин, измерение дебита скважины производят по отношению времени протекания потока жидкости через клапан в пределах установленных перепадов давления к времени цикла измерения, определяемого суммой времени накопления жидкости в сепараторе и времени протекания потока жидкости через клапан. На чертеже (см. фиг.1) показана схема измерительного устройства, реализующего предлагаемый способ.This goal is achieved by the fact that by the method of measuring the flow rate of a well, which consists in periodically passing a fluid stream of a well previously separated from the gas through the measuring device at constant pressure drop in the measuring line and taking readings from it characterizing the flow rate of the well, the flow rate of the well is measured in relation to the time the fluid flows through the valve within the established pressure drops to the measurement cycle time, determined by the sum of the time nor the accumulation of liquid in the separator and the time the liquid flows through the valve. The drawing (see figure 1) shows a diagram of a measuring device that implements the proposed method.

Предлагаемое устройство состоит из сепаратора 1 с входным патрубком 2 и выходными линиями для газа 3 и жидкости 4. В сепараторе установлен поплавок 5, связанный с газовой заслонкой 6. Между выходной линией 4 и коллектором 7 установлен электромагнитный клапан (ЭМК) 8 и дифференциальный измеритель давления 9, выход которого связан с двухпороговым компаратором 10. Сигнал с выхода двухпорогового компаратора 10 поступает на ЭМК 8 и регистратор 11, состоящий из генератора опорной частоты 12, триггера 13, двух схем И 14 и 15, двух двоичных счетчиков 16, 17 и цифрового делителя 18.The proposed device consists of a separator 1 with an inlet pipe 2 and output lines for gas 3 and liquid 4. The separator has a float 5 connected to the gas valve 6. An electromagnetic valve (EMC) 8 and a differential pressure meter are installed between the output line 4 and the collector 7 9, the output of which is connected to the two-threshold comparator 10. The signal from the output of the two-threshold comparator 10 is fed to the EMC 8 and the recorder 11, which consists of a reference frequency generator 12, a trigger 13, two circuits I 14 and 15, two binary counters 16, 17 and a digital 18 th divider.

Устройство работает следующим образом. Поступающая в сепаратор 1 продукция скважины повышает в нем давление, которое воздействует на дифференциальный измеритель давления 9, сравнивающий давление в сепараторе 1 и в коллекторе 7. При достижении перепада давления заданного значения Р_верх. (см. фиг.2) срабатывает двухпороговый компаратор 10, открывается ЭМК 8 и давление в сепараторе 1 падает до тех пор, пока перепад давления не достигнет значения Р_ниж. В этот момент сработает двухпороговый компаратор 10 и ЭМК 8 закроется. За это время импульсы с генератора опорной частоты 12 через первую схему И 14 поступают на первый двоичный счетчик 16. Количество импульсов, поступивших на первый счетчик 16, пропорционально времени прохождения жидкости через ЭМК 8. По спаду импульса с выхода двухпорогового компаратора 10, т.е. при достижении перепада давления Р_ниж., сработает триггер 13, и через вторую схему И 15 начинают поступать импульсы с генератора опорной частоты 12 на вход второго двоичного счетчика 17 (до тех пор, пока перепад давления опять не достигнет Р_ниж., т.е. не закончится цикл измерения), количество которых пропорционально сумме времени накопления жидкости в сепараторе и времени протекания потока жидкости через ЭМК 8. Таким образом, на выходе цифрового делителя 18 будет число пропорционально отношению времени протекания потока жидкости через ЭМК 8 в пределах установленных перепадов давления к времени цикла измерения, определяемого суммой времени накопления жидкости в сепараторе и времени протекания потока жидкости через ЭМК 8. Дебит скважины можно рассчитать по формуле: Q=86400·V·S·t_и/Т=к·t_и/Т, где Q - дебит скважины за одни сутки, V - средняя скорость жидкости через ЭМК (м/с), которая зависит от Р_верх. и Р_ниж., S - площадь сечения пропускного отверстия ЭМК (м²), 86400 - количество секунд в сутках, t_и - время прохождения жидкости через ЭМК (с), Т - длительность цикла измерения (с), к - константа.The device operates as follows. The well production coming into the separator 1 increases the pressure in it, which acts on the differential pressure meter 9, which compares the pressure in the separator 1 and in the manifold 7. When the pressure drop reaches the set value P _top. (see figure 2) triggers a two-threshold comparator 10, opens the EMC 8 and the pressure in the separator 1 drops until the pressure drop reaches a value of P _lower . At this moment, a two-threshold comparator 10 will work and the EMC 8 will close. During this time, the pulses from the reference frequency generator 12 through the first circuit And 14 arrive at the first binary counter 16. The number of pulses received at the first counter 16 is proportional to the time the liquid passes through the EMC 8. By the decay of the pulse from the output of the two-threshold comparator 10, i.e. . upon reaching the pressure drop P _lower. , trigger 13 will work, and through the second circuit And 15, pulses from the reference frequency generator 12 begin to arrive at the input of the second binary counter 17 (until the pressure drop reaches P _lower again, i.e., the measurement cycle does not end), the number of which is proportional to the sum of the liquid accumulation time in the separator and the time the liquid flows through the EMC 8. Thus, the output of the digital divider 18 will be proportional to the ratio of the liquid flow through the EMC 8 within the established pressure drops by the time of the measurement cycle, determined by the sum of the time of accumulation of fluid in the separator and the time of flow of the fluid through the EMC 8. The flow rate of the well can be calculated by the formula: Q = 86400 · V · S · t _and / T = k · t _and / T, where Q is the well flow rate in one day, V is the average fluid velocity through the EMC (m / s), which depends on P _top. and P _lower. , S is the cross-sectional area of the through-hole of the EMC (m ² ), 86400 is the number of seconds in days, t _and is the time of passage of fluid through the EMC (s), T is the duration of the measurement cycle (s), and k is a constant.

Предлагаемые способ и устройство обладают следующими преимуществами: уменьшается время измерения до одного цикла измерения, повышается точность измерения за счет использования высокоточного дифференциального измерителя давления и ЭМК.The proposed method and device have the following advantages: the measurement time is reduced to one measurement cycle, the measurement accuracy is increased due to the use of a high-precision differential pressure meter and EMC.

Источники информацииInformation sources

1. Нефтепромысловое оборудование: Справочник /под ред. Е.И.Бухаленко - М.: Недра, 1990 г., 559 с.1. Oilfield equipment: Handbook / ed. E.I. Bukhalenko - M .: Nedra, 1990, 559 p.

2. Патент РФ № 2072041, МПК ⁶, Е21В 47/10, 1992.2. RF patent No. 2072041, IPC ⁶ , ЕВВ 47/10, 1992.

Claims

1. A method of measuring a well’s flow rate, including periodically passing a fluid stream pre-separated from the gas through the measuring unit at constant pressure drop in the measuring line and taking readings from it characterizing the flow rate of the well with its subsequent determination, characterized in that the flow rate is determined by the ratio of the time the fluid flows through the valve within the established pressure drops to the measurement cycle time, determined by the sum of captive liquid separator and flow time of the fluid flow through the valve.

2. A device for measuring the flow rate of a well, comprising a gas separator with a float level sensor connected to a gas shutter, with an inlet and outlet lines for gas and liquid, characterized in that, in order to increase the accuracy of measurement and reduce the measurement time, it is additionally introduced solenoid valve, differential pressure meter, two-threshold comparator and recorder, solenoid valve and differential pressure meter are connected between the output line and the collector, differential output A personal pressure meter is connected to a two-threshold comparator, the output of which is connected to the inputs of the electromagnetic valve and the recorder, which is made in the form of a reference frequency generator, a trigger, two I circuits, two binary counters and a digital divider, while the output of the comparator is connected to the trigger and through series-connected the first circuit And and the first binary counter - with the first input of the digital divider, the output of the reference frequency generator is connected to the second input of the first circuit And and the first input of the second circuit And, the output to Torah through the second binary counter connected to the second input of the digital divider, and a trigger output connected to a second input of the second circuit I.