RU73915U1 - DEVICE FOR MEASURING THE DEBIT OF A GROUP OF OIL WELLS - Google Patents
DEVICE FOR MEASURING THE DEBIT OF A GROUP OF OIL WELLS Download PDFInfo
- Publication number
- RU73915U1 RU73915U1 RU2008106083/22U RU2008106083U RU73915U1 RU 73915 U1 RU73915 U1 RU 73915U1 RU 2008106083/22 U RU2008106083/22 U RU 2008106083/22U RU 2008106083 U RU2008106083 U RU 2008106083U RU 73915 U1 RU73915 U1 RU 73915U1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- separator
- controller
- sensor
- associated gas
- flow rate
- Prior art date
Links
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 31
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 12
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 12
- 239000003129 oil well Substances 0.000 claims abstract description 11
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 claims description 9
- 238000013022 venting Methods 0.000 abstract description 3
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 12
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 8
- 238000000034 method Methods 0.000 description 7
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 5
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 3
- 238000013461 design Methods 0.000 description 3
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 3
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 238000005457 optimization Methods 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
- 230000005514 two-phase flow Effects 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000005303 weighing Methods 0.000 description 1
Landscapes
- Measuring Volume Flow (AREA)
Abstract
Устройство для измерения дебита группы нефтяных скважин относится к нефтепромысловому оборудованию и может быть использовано при измерении и контроле дебита скважин на объектах нефтедобычи.A device for measuring the flow rate of a group of oil wells relates to oilfield equipment and can be used to measure and control the flow rate of wells at oil production facilities.
Устройство содержит горизонтальный гидроциклонный сепаратор с боковым патрубком для подачи в него продукции скважины, с верхним патрубком для отвода выделяющегося попутного газа и нижним патрубком для слива жидкости выходами, трубопроводы подачи продукции, отвода попутного газа и слива жидкости соответственно, контроллер с многоканальным входом и управляющими выходами, электроуправляемые контроллером (по управляющим выходам) переключатель скважин и трехходовой кран, входы которого соединены с трубопроводами отвода попутного газа и слива жидкости соответственно, а его выход подключен через обратный клапан к сборному коллектору нефтепромысла.The device contains a horizontal hydrocyclone separator with a side pipe for supplying well products to it, with an upper pipe for venting associated gas and a lower pipe for draining the fluid exits, pipelines for supplying product, venting the associated gas and draining the fluid, respectively, a controller with multi-channel input and control outputs electrically controlled by the controller (along the control outputs) a well switch and a three-way valve, the inputs of which are connected to the associated gas discharge pipelines and fluid discharge, respectively, and its outlet is connected through a non-return valve to a prefabricated oilfield manifold.
Новизна устройства характеризуется тем, что в сепаратор дополнительно введены датчик температуры, датчики соответственно максимально и минимально допустимого уровня жидкости и, как минимум, один датчик промежуточного уровня жидкости датчик разности гидростатических давлений, датчик избыточного давления, а информационные выходы этих датчиков подключены к многоканальному входу контроллера.The novelty of the device is characterized by the fact that a temperature sensor, sensors of the maximum and minimum permissible liquid levels and at least one intermediate liquid level sensor, a differential pressure sensor, an overpressure sensor, are added to the separator, and the information outputs of these sensors are connected to the multi-channel input of the controller .
Устройство обеспечивает более высокие потребительские свойства по сравнению с уже известными техническими решениями. 1 н.п.ф., 1 ил.The device provides higher consumer properties in comparison with the already known technical solutions. 1 n.p.f., 1 ill.
Description
Полезная модель относится к нефтепромысловому оборудованию и может быть использована при измерении и контроле дебита скважин на объектах нефтедобычи.The utility model relates to oilfield equipment and can be used to measure and control the flow rate of wells at oil production facilities.
Для определения расходных параметров продукции нефтяных скважин (одиночных и групповых) применяются бессепарационные и сепарационные измерительные устройства [1]. Сепарационные устройства для измерения покомпонентного расхода (нефть+газ+вода) являются самыми распространенными в мире, и реализуются они по классическим схемам трехфазных или двухфазных измерителей дебита нефтяных скважин.To determine the flow rate parameters of the production of oil wells (single and group), non-separation and separation measuring devices are used [1]. Separating devices for measuring component flow rates (oil + gas + water) are the most common in the world, and they are implemented according to the classical schemes of three-phase or two-phase flow meters of oil wells.
В свою очередь сепарационные устройства конструктивно и функционально подразделяются на два вида:In turn, separation devices are structurally and functionally divided into two types:
- измерители покомпонентного расхода с горизонтальным гидроциклонным сепаратором;- component flow meters with horizontal hydrocyclone separator;
- измерители покомпонентного расхода с вертикальным мерным резервуаром-сепаратором.- component flow meters with a vertical measuring tank-separator.
В современных напорных герметизированных системах сбора и транспорта продукции скважины используют автоматизированные сепарационно-замерные установки АСЗГУ (типов ЗУГ, «Спутник», АГЗУ и т.п.) [2]. Принцип действия таких установок можно рассмотреть на примере работы установки «Спутник-А». Продукция скважин по выкидным линиям подается в многоходовой переключатель, каждому положению которого соответствует подача на замер продукции одной скважины. Продукция данной скважины направляется в газосепаратор горизонтального типа, состоящий из верхней и нижней емкостей. Продукция остальных скважин, минуя газосепаратор, направляется в сборный коллектор.In modern pressurized pressurized systems for collecting and transporting well products, automated separation and metering units of the automatic control system (type ZUG, Sputnik, AGZU, etc.) are used [2]. The principle of operation of such installations can be considered by the example of the operation of the Sputnik-A installation. Well production via flow lines is fed to a multi-way switch, each position of which corresponds to the supply of one well to measure production. The products of this well are sent to a horizontal type gas separator, consisting of upper and lower tanks. The products of the remaining wells, bypassing the gas separator, are sent to the collection manifold.
Нефть из верхней емкости газосепаратора перетекает в нижнюю, здесь ее уровень повышается, и при определенном положении поплавка закрывается заслонка на газовой линии газосепаратора. Давление в газосепараторе повышается, и нефть начинает поступать через счетчик-расходомер в сборный коллектор. После этого уровень жидкости в нижней емкости снижается, поплавок опускается с открытием заслонки газовой линии, после чего процесс повторяется. Продолжительность этого цикла зависит от дебита скважины.Oil flows from the upper tank of the gas separator to the lower, here its level rises, and at a certain position of the float, the shutter on the gas line of the gas separator closes. The pressure in the gas separator rises, and oil begins to flow through the flow meter into the collection manifold. After that, the liquid level in the lower tank decreases, the float lowers with the opening of the gas line damper, after which the process is repeated. The duration of this cycle depends on the flow rate of the well.
В блоке местной автоматики (БМА) регистрируются накапливаемые объемы жидкости, прошедшей через счетчик-расходомер.In the local automation unit (BMA), the accumulated volumes of fluid passing through the flow meter are recorded.
Следующая скважина включается на замер по команде с БМА с помощью гидропривода.The next well is included in the measurement on command from the BMA using a hydraulic actuator.
Установки с горизонтальным газосепаратором, подобные описанной выше, применяются повсеместно на нефтяных месторождениях Российской Федерации. Опыт эксплуатации позволил выявить недостатки установок с горизонтальным газосепаратором, основными из которых являются:Installations with a horizontal gas separator, similar to those described above, are used everywhere in the oil fields of the Russian Federation. Operating experience has allowed to identify the shortcomings of plants with a horizontal gas separator, the main of which are:
- невозможность точной настройки механического (поплавкового) регулятора уровня, управляющего заслонкой на газовой линии, при измерении расхода продукции скважин с различными газовыми факторами, в результате чего повышается погрешность измерения [3];- the impossibility of fine-tuning the mechanical (float) level controller that controls the damper on the gas line when measuring the flow rate of production of wells with various gas factors, resulting in increased measurement error [3];
- при больших дебитах и газовых факторах создается высокое динамическое избыточное давление в сепараторе, в результате чего процесс вытеснения происходит скачкообразно, что не соответствует условиям тарировки счетчика-расходомера и соответственно повышает погрешность измерения и увеличивает вероятность выхода его из строя;- with large flow rates and gas factors, a high dynamic overpressure is created in the separator, as a result of which the displacement process occurs spasmodically, which does not meet the calibration conditions of the flow meter and accordingly increases the measurement error and increases the likelihood of its failure;
- при измерении дебита малодебитных скважин с низкими газовыми факторами режим работы установок меняется и переходит из импульсного в плавный режим, в результате чего накопление избыточного давления в сепараторе становится настолько малым, что вытеснение жидкости через - when measuring the flow rate of low-yield wells with low gas factors, the operating mode of the plants changes and switches from pulsed to smooth mode, as a result of which the accumulation of excess pressure in the separator becomes so small that the displacement of fluid through
счетчик идет в темпе, при котором измерения происходят в зоне нечувствительности прибора.the counter goes at a pace at which measurements take place in the dead zone of the device.
Известны технические решения [4, 5], которые в той или иной мере улучшают (конструктивно и функционально) технические характеристики установок горизонтального типа для измерения дебита группы нефтяных скважин.Known technical solutions [4, 5], which to one degree or another improve (structurally and functionally) the technical characteristics of horizontal type installations for measuring the flow rate of a group of oil wells.
Наиболее близким техническим решением (прототипом) к заявляемому устройству является установка для измерения дебита скважин [6], включающая замерный сепаратор, соединенный через измерительный трубопровод и обратные клапаны с многоходовым переключателем скважин, расходомер жидкости, вход которого соединен с нижним сливом замерного сепаратора, а выход - через регулятор расхода жидкости - со сборным коллектором, поплавковый регулятор уровня, связанный с заслонкой на газовой линии, на которой установлен расходомер газа, электрогидравлический привод и связанный с последним и расходомерами жидкости и газа блок управления. Установка также снабжена вторым сепаратором и вторым расходомером газа. В качестве второго сепаратора применен вертикальный циклонный сепаратор, а в качестве второго расходомера газа - диафрагменный расходомер.The closest technical solution (prototype) to the claimed device is a device for measuring the flow rate of wells [6], including a metering separator connected through a measuring pipe and check valves with a multi-way switch wells, a liquid flow meter, the inlet of which is connected to the lower discharge of the metering separator, and the output - through a fluid flow regulator - with a pre-assembled manifold, a float level regulator connected to the damper on the gas line on which the gas flow meter is installed, is electro-hydraulic drive and control unit connected to the latter and liquid and gas flow meters. The installation is also equipped with a second separator and a second gas flow meter. A vertical cyclone separator was used as the second separator, and a diaphragm flow meter as the second gas flow meter.
Достоинство устройства-прототипа заключается в том, что из нефти с большим газовым фактором при помощи дополнительного сепаратора выделяют часть газа, уменьшая тем самым газовый фактор нефти. Измеряют расход газа, выделенный дополнительным сепаратором, при помощи второго расходомера газа. Затем вторично сепарируют нефть при помощи замерного сепаратора, определяют расходы нефти и газа и суммируют показания двух счетчиков расхода газа.The advantage of the prototype device is that part of the gas is extracted from oil with a large gas factor using an additional separator, thereby reducing the gas factor of oil. The gas flow rate allocated by an additional separator is measured using a second gas flow meter. Then the oil is separated again using a metering separator, the oil and gas flow rates are determined, and the readings of the two gas flow meters are summarized.
При определенных достоинствах устройства-прототипа (возможность измерения расхода продукции нефтяных скважин с высоким газовым фактором) существенный недостаток его состоит в том, что, во-первых, это улучшение достигнуто весьма сложным техническим решением (введение в With certain advantages of the prototype device (the ability to measure the flow rate of oil wells with a high gas factor), its significant drawback is that, firstly, this improvement is achieved by a very complex technical solution (introduction to
устройство дополнительных металлоемкого вертикального сепаратора и расходомера газа), а, во-вторых, по-прежнему остаются нерешенными вопросы точной настройки регулятора уровня жидкости и регулятора расхода жидкости при наличии в группе скважин, подключенных к одному устройству (замерной установке), скважин с дебитами, резко отличающимися друг от друга. Не решена также проблема измерения малых расходов, о чем говорилось выше.the installation of additional metal-intensive vertical separator and gas flow meter), and, secondly, the issues of fine-tuning the fluid level controller and fluid flow controller when there are wells in the group of wells connected to one device (metering unit) remain unresolved, dramatically different from each other. The problem of measuring small expenses, as mentioned above, is also not resolved.
Есть еще один вопрос, который, по нашему мнению, нелишне здесь затронуть. В работе [7] рассматриваются проблемы, связанные с внедрением национального стандарта ГОСТ Р 8.615-2005. «Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа». В этой работе отмечается, что за последние 4 года введено в эксплуатацию на месторождениях страны более 700 установок с горизонтальным газосепаратором, половина из которых поставлена по заказу нефтяных компаний несертифицированной как средство измерения. Следовательно, предстоит достаточно объемная задача по модернизации огромного количества замерных установок с целью обеспечения возможности их сертификации согласно требованиям указанного стандарта.There is one more question, which, in our opinion, is worth discussing here. The work [7] discusses the problems associated with the implementation of the national standard GOST R 8.615-2005. “Measurements of the amount of oil and gas extracted from the bowels of the earth.” In this work, it is noted that over the past 4 years, more than 700 plants with a horizontal gas separator were commissioned at the country's fields, half of which were commissioned by oil companies as uncertified as a means of measurement. Therefore, there is a rather voluminous task to modernize a huge number of metering installations in order to ensure the possibility of their certification in accordance with the requirements of this standard.
Таким образом, цель заявляемого объекта (иначе - требуемый технический результат) заключается в обеспечении известному техническому решению более высоких потребительских свойств, а именно: оптимизация структурной схемы устройства с одновременным упрощением процедуры его метрологической аттестации как средства измерения и соответственно его сертификации.Thus, the purpose of the claimed object (otherwise, the required technical result) is to provide the well-known technical solution of higher consumer properties, namely: optimization of the structural diagram of the device while simplifying the procedure for its metrological certification as a means of measurement and, accordingly, its certification.
Как показывают стендовые и промышленные испытания заявляемого устройства и опыт эксплуатации прототипа-устройства, поставленная цель (технический результат) достигается тем, что устройство для измерения дебита группы нефтяных скважин, содержащее согласно прототипу горизонтальный гидроциклонный сепаратор с боковым патрубком для подачи в него продукции скважины, с верхним патрубком для отвода As shown by bench and industrial tests of the inventive device and the operating experience of the prototype device, the goal (technical result) is achieved by the fact that the device for measuring the flow rate of a group of oil wells, containing, according to the prototype, a horizontal hydrocyclone separator with a side pipe for supplying well products, with upper branch pipe
выделяющегося попутного газа и нижним патрубком для слива жидкости, трубопроводы подачи продукции, отвода попутного газа и слива жидкости соответственно, контроллер с многоканальным входом и управляющими выходами, электроуправляемые контроллером (по управляющим выходам) переключатель скважин и трехходовой кран, входы которого соединены с трубопроводами отвода попутного газа и слива жидкости соответственно, а его выход подключен через обратный клапан к сборному коллектору нефтепромысла, а в горизонтальный гидроциклонный сепаратор дополнительно введены датчик температуры, датчики соответственно максимально и минимально допустимого уровня жидкости и, как минимум, один датчик промежуточного уровня жидкости, датчик разности гидростатических давлений, датчик избыточного давления в верхней полости этого сепаратора, а информационные выходы этих датчиков подключены к многоканальному входу контроллера.associated gas and a lower nozzle for draining the fluid, pipelines for supplying gas, venting and draining, respectively, a controller with a multi-channel input and control outputs, electrically controlled by a controller (by control outputs), a well switch and a three-way valve, the inputs of which are connected to pipelines gas and liquid drain, respectively, and its outlet is connected through a non-return valve to the prefabricated oilfield manifold, and to a horizontal hydrocyclone separator for additionally administered temperature sensor, respectively, the maximum and minimum level of fluid and at least one intermediate liquid level sensor, the sensor difference of hydrostatic pressure, excess pressure sensor in the upper cavity of the separator, and the information outputs of these sensors are connected to the multichannel input controller.
Требуемый технический результат обеспечен наличием в совокупности существенных признаков (характеризующих предлагаемую конструкцию устройства для измерения дебита группы нефтяных скважин) вышеуказанных отличительных признаков, а необнаружение в общедоступных источниках патентной и технической информации эквивалентных технических решений с теми же свойствами несомненной промышленной применимостью предполагает соответствие заявляемого объекта критериям «полезной модели».The required technical result is ensured by the presence of the essential features (characterizing the proposed design of the device for measuring the flow rate of a group of oil wells) of the above distinctive features, and the failure to find equivalent technical solutions with the same properties of undoubted industrial applicability in public sources of patent and technical information implies that the claimed object meets the criteria " utility model. "
На фигуре приведена принципиальная схема устройства для измерения дебита группы нефтяных скважин.The figure shows a schematic diagram of a device for measuring the flow rate of a group of oil wells.
Устройство (см. фигуру) состоит из горизонтального гидроциклонного сепаратора 1 с боковым подводящим патрубком 2 и отводящими газ и жидкость патрубками 3 и 4 соответственно. Оно содержит контроллер 5 с многоканальным входом бис управляющими выходами 7 и 8. Устройство содержит трубопроводы 9, 10 и 11 для подачи в сепаратор продукции, отвода газа и слива жидкости соответственно, электроуправляемые The device (see figure) consists of a horizontal hydrocyclone separator 1 with a lateral inlet pipe 2 and exhaust gas and liquid pipes 3 and 4, respectively. It contains a controller 5 with a multi-channel input bis control outputs 7 and 8. The device contains pipelines 9, 10 and 11 for supplying to the separator products, gas outlet and drain the liquid, respectively, electrically
контроллером 5 переключатель скважин 12 и трехходовой кран 13, обратный клапан 14, сборный коллектор 15, а также датчик 16 температуры, датчики-сигнализаторы уровня 17 и 18 минимально и максимально допустимого в сепараторе уровня жидкости, ограничивающие по высоте сепаратора, снизу и сверху, мерную калиброванную его часть, промежуточный датчик-сигнализатор уровня 19, датчик 20 для измерения величины гидростатического давления столба жидкости в мерной части сепаратора, датчик 21 для измерения величины избыточного давления в верхней, заполненной газом, части сепаратора. Информационные выходы датчиков подключены к многоканальному входу 6 контроллера 5.controller 5, a well switch 12 and a three-way valve 13, a non-return valve 14, a pre-assembled manifold 15, as well as a temperature sensor 16, level and level sensors 17 and 18 of the minimum and maximum allowable liquid level in the separator, limiting the height of the separator, bottom and top, measured its calibrated part, an intermediate level 19 level sensor, a sensor 20 for measuring the hydrostatic pressure of the liquid column in the measured part of the separator, a sensor 21 for measuring the excess pressure in the upper filled ha om, of the separator. The information outputs of the sensors are connected to the multi-channel input 6 of the controller 5.
Устройство работает следующим образом. Посредством контроллера 5 программным путем через переключатель скважин 12 производится поочередное подключение нефтяных скважин на замер дебита.The device operates as follows. By means of the controller 5, through the switch of wells 12, through the switch of the wells 12, oil wells are alternately connected to measure the flow rate.
Продукция одной из скважин по трубопроводу 9, который может быть оснащен узлом [8] для предварительного отбора газа (на чертеже не показан), поступает через патрубок 2 в сепаратор 1, где происходит разделение жидкости и попутного газа. Трехходовой электроуправляемый кран 13 находится в положении, при котором попутный газ под избыточным давлением в сепараторе 1 направляется в сборный коллектор, а жидкость заполняет полость мерного резервуара.The production of one of the wells through pipeline 9, which can be equipped with a unit [8] for preliminary gas selection (not shown in the drawing), enters through a pipe 2 into a separator 1, where the separation of liquid and associated gas occurs. The three-way electrically operated valve 13 is in a position in which the associated gas under excess pressure in the separator 1 is sent to the collecting manifold, and the liquid fills the cavity of the measuring tank.
При достижении минимального уровня жидкости по сигналу датчика 17 контроллер 5 фиксирует значение гидростатического давления P1 (датчик 20) столба жидкости в емкости по величине тока I1 разности давлений, и начинается отсчет времени измерения t1.When the minimum liquid level is reached by the signal of the sensor 17, the controller 5 fixes the value of the hydrostatic pressure P 1 (sensor 20) of the liquid column in the tank by the current value I 1 of the pressure difference, and the measurement time t 1 starts.
При достижении максимального уровня жидкости по сигналу датчиков уровня 18 или 19 (определяется программой) контроллер 5 фиксирует время измерения и гидростатическое давление (датчик 20) столба жидкости P2 по значению выходного тока l2.When the maximum liquid level is reached by the signal of the level 18 or 19 sensors (determined by the program), the controller 5 fixes the measurement time and hydrostatic pressure (sensor 20) of the liquid column P 2 by the value of the output current l 2 .
Датчик 20 гидростатического давления (дифференциального) выступает в данном случае как датчик веса столба жидкости, и при выпуске The hydrostatic pressure sensor (differential) 20 acts in this case as a liquid column weight sensor, and when released
установки из производства он калибруется непосредственно в единицах массы.installation from production, it is calibrated directly in units of mass.
После окончания процесса наполнения жидкостью полости мерного объема сепаратора от минимального уровня до максимального (или промежуточного) трехходовой электроуправляемый кран 13 по команде с контроллера переключается в положение «слив жидкости», и жидкость начинает вытесняться из мерной части сепаратора сжатым газом, имеющимся в верхней части сепаратора. Таким образом, расход газа определяется объемным способом, путем замещения известного (калиброванного) объема в процессе вытеснения газом жидкости в коллектор.After the process of filling the cavity of the measured volume of the separator with liquid from the minimum level to the maximum (or intermediate), the three-way electrically operated valve 13, on command from the controller, switches to the "liquid discharge" position, and the liquid begins to be displaced from the measured part of the separator by the compressed gas available in the upper part of the separator . 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.
Пересчет фиксируемых контроллером (по информационным сигналам датчиков) параметров состояния продукции в мерной части сепаратора в величину дебита скважины контроллер 5 осуществляет по известным зависимостям, заложенным в его штатное программное обеспечение (свидетельства РФ на Пр ЭВМ №№990761 и 990762), разработанное сотрудниками заявителя ранее и усовершенствованное на дату подачи настоящей заявки.Recalculation of the parameters of the state of production recorded by the controller (using information signals from sensors) in the measured part of the separator into the well production rate, controller 5 performs according to the known dependencies laid down in its standard software (RF certificates for other computers No. 990761 and 990762), previously developed by the applicant’s employees and improved at the filing date of this application.
Как видим из описания работы устройства, изменился принцип его действия. За счет упрощения конструкции устройства (исключение ненадежных и сложных в настройке регуляторов уровня и расхода жидкости, расходомеров жидкости и газа, металлоемкого вертикального сепаратора) и введения в нее датчиков уровня, избыточного давления, гидростатического давления и температуры появилась возможность перевести работу установки из режима измерения дебита скважин с помощью расходомеров в режим гидростатического взвешивания, при котором основным измерителем является калиброванный мерный объем сепаратора, ограниченный датчиками нижнего и верхнего уровней, и датчик гидростатического давления. Измерение и вычисление дебита по жидкости и газу обеспечивается микропроцессором по информационным сигналам датчиков при работе горизонтального сепаратора в режиме «наполнение-опорожнение». Введение As we see from the description of the operation of the device, the principle of its action has changed. By simplifying the design of the device (eliminating unreliable and difficult to configure liquid level and flow controllers, liquid and gas flow meters, a metal-intensive vertical separator) and introducing level sensors, overpressure, hydrostatic pressure and temperature into it, it became possible to transfer the operation of the unit from the flow rate measurement mode wells using flowmeters in hydrostatic weighing mode, in which the main meter is a calibrated measured volume of the separator, limited by date Chikami lower and upper levels, and a hydrostatic pressure sensor. Measurement and calculation of the flow rate for liquid and gas is provided by the microprocessor according to the information signals of the sensors during operation of the horizontal separator in the "filling-emptying" mode. Introduction
в конструкцию устройства промежуточного датчика уровня позволяет использовать объем сепаратора между нижним и промежуточным датчиками уровней для измерения дебитов малопродуктивных скважин. Необходимо также отметить существенное упрощение процедуры метрологической аттестации устройств на местах их эксплуатации.in the design of the device of the intermediate level sensor allows you to use the volume of the separator between the lower and intermediate level sensors to measure the flow rate of unproductive wells. It should also be noted a significant simplification of the procedure for metrological certification of devices at the places of their operation.
Резюмируя вышесказанное, отметим следующее. В устройстве - прототипе для нормального функционирования расходомеров необходимо стабилизировать уровень жидкости и ее расход, для чего вводятся в устройство два регулятора: регулятор уровня жидкости и регулятор расхода жидкости. Точная настройка этих регуляторов не может быть осуществлена в случае подключения к устройству группы скважин с различной производительностью и с различными газовыми факторами, что и бывает (как правило) в реальных условиях. Естественно, в этом случае говорить о точности измерений и о метрологической аттестации установок, уже эксплуатируемых на месторождениях, не представляется возможным. Предлагаемое нами техническое решение свободно от указанных выше недостатков и позволяет реализовать заявленные преимущества.Summarizing the above, we note the following. In the prototype device for the normal functioning of the flow meters, it is necessary to stabilize the liquid level and its flow rate, for which two regulators are introduced into the device: a liquid level regulator and a liquid flow regulator. Fine tuning of these regulators cannot be carried out if a group of wells with different productivity and with different gas factors are connected to the device, which happens (as a rule) in real conditions. Naturally, in this case it is not possible to talk about the accuracy of measurements and the metrological certification of facilities already in operation in the fields. Our proposed technical solution is free from the above disadvantages and allows us to realize the declared advantages.
Совокупность существенных признаков (в том числе и отличительных) заявляемого устройства для измерения дебита группы нефтяных скважин обеспечивает достижение требуемого технического результата, соответствует критериям «полезной модели» и подлежит защите охранным документом (патентом) РФ в соответствии с просьбой заявителя.The set of essential features (including distinguishing ones) of the claimed device for measuring the flow rate of a group of oil wells ensures the achievement of the required technical result, meets the criteria of the “utility model” and is subject to protection by a title of protection of the Russian Federation in accordance with the applicant’s request.
ИСТОЧНИКИ ИНФОРМАЦИИ, ПРИНЯТЫЕ ВО ВНИМАНИЕ ПРИ ОФОРМЛЕНИИ НАСТОЯЩЕЙ ЗАЯВКИ:SOURCES OF INFORMATION TAKEN INTO ACCOUNT WHEN DRAWING OUT THIS APPLICATION:
1. НТЖ «Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2003. - №4 - с.17-18.1. NTZ “Automation, telemechanization and communication in the oil industry. M.: OJSC "VNIIOENG", 2003. - No. 4 - p.17-18.
2. Справочник по добыче нефти/В.В.Андреев, К.Р.Уразаков, В.У.Далимов и др.; Под ред. К.Р.Уразакова - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000. - 374 с.(стр.259-263).2. Handbook of oil production / VVAndreev, K.R. Urazakov, V.U. Dalimov and others; Ed. K.R. Urazakova - M .: Nedra-Business Center LLC, 2000. - 374 p. (Pp. 259-263).
3. Авторское свидетельство СССР №956757, кл. Е21В 43/00.3. USSR copyright certificate No. 956757, cl. ЕВВ 43/00.
4. Авторское свидетельство СССР №1043293, кл. Е21В 43/00.4. Copyright certificate of the USSR No. 1043293, cl. ЕВВ 43/00.
5. Авторское свидетельство СССР №1165777, кл. Е21В 47/10.5. Copyright certificate of the USSR No. 1165777, cl. ЕВВ 47/10.
6. РФ, описание изобретения к патенту №2136881, Сl, Е21В 47/10, 28.10.97. (прототип).6. RF, description of the invention to patent No. 2136881, Сl, ЕВВ 47/10, 10.28.97. (prototype).
7. НТЖ «Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2007. - №9 - с.2-6.7. NTZ “Automation, telemechanization and communication in the oil industry. M .: VNIIOENG OJSC, 2007. - No. 9 - p.2-6.
8. НТЖ «Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2004. - №9 - с.9.8. NTZ “Automation, telemechanization and communication in the oil industry. M .: VNIIOENG OJSC, 2004. - No. 9 - p. 9.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2008106083/22U RU73915U1 (en) | 2008-02-18 | 2008-02-18 | DEVICE FOR MEASURING THE DEBIT OF A GROUP OF OIL WELLS |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2008106083/22U RU73915U1 (en) | 2008-02-18 | 2008-02-18 | DEVICE FOR MEASURING THE DEBIT OF A GROUP OF OIL WELLS |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU73915U1 true RU73915U1 (en) | 2008-06-10 |
Family
ID=39581686
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2008106083/22U RU73915U1 (en) | 2008-02-18 | 2008-02-18 | DEVICE FOR MEASURING THE DEBIT OF A GROUP OF OIL WELLS |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU73915U1 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2386811C1 (en) * | 2008-08-27 | 2010-04-20 | Открытое акционерное общество "Инженерно-производственная фирма "СИБНЕФТЕАВТОМАТИКА" (ОАО ИПФ "СибНА") | Adaptive method of definition of residual (free) gas content at group gage units |
| CN113513300A (en) * | 2021-08-20 | 2021-10-19 | 西南石油大学 | Gas filtering device for injection-production integrated wellhead |
-
2008
- 2008-02-18 RU RU2008106083/22U patent/RU73915U1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2386811C1 (en) * | 2008-08-27 | 2010-04-20 | Открытое акционерное общество "Инженерно-производственная фирма "СИБНЕФТЕАВТОМАТИКА" (ОАО ИПФ "СибНА") | Adaptive method of definition of residual (free) gas content at group gage units |
| CN113513300A (en) * | 2021-08-20 | 2021-10-19 | 西南石油大学 | Gas filtering device for injection-production integrated wellhead |
| CN113513300B (en) * | 2021-08-20 | 2022-12-13 | 西南石油大学 | Gas filtering device for injection-production integrated wellhead |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN203271708U (en) | Skid-mounted oil-gas separation metering tester | |
| JPS63196819A (en) | Mass flowmeter device | |
| RU2386811C1 (en) | Adaptive method of definition of residual (free) gas content at group gage units | |
| RU73915U1 (en) | DEVICE FOR MEASURING THE DEBIT OF A GROUP OF OIL WELLS | |
| CN201443388U (en) | Device for continuously and automatically metering output of oil well | |
| RU86976U1 (en) | ADAPTIVE DEVICE FOR MEASURING OIL WELL DEBIT | |
| CN107246259A (en) | Tubular type oil well gas-liquid two-phase flow meter and its measuring method | |
| RU64281U1 (en) | DEVICE FOR MEASURING THE DEBIT OF A GROUP OF OIL WELLS | |
| CN108717039B (en) | Critical test simulation equipment for permeation splitting grouting | |
| RU86659U1 (en) | DEVICE FOR MEASURING OIL WELL DEBIT | |
| RU77348U1 (en) | DEVICE FOR MEASURING OIL WELL DEBIT | |
| RU2382195C1 (en) | Device for oil wells oil recovery rate measurements | |
| RU108801U1 (en) | DEVICE FOR MEASURING OIL WELL DEBIT | |
| CN100398998C (en) | Crude oil-natural gas-water three-phase flow meter | |
| US20100212763A1 (en) | Well gauging system and method | |
| RU2212534C1 (en) | Adaptive method of measurement and control of production rate of group of oil wells and device for method embodiment | |
| RU61344U1 (en) | DEVICE FOR MEASURING OIL WELL DEBIT | |
| RU115825U1 (en) | DEVICE FOR CONTINUOUS MEASUREMENT OF DEBT OF OIL WELL GROUP | |
| CN206753565U (en) | Multi-functional automatic skid measuring station | |
| CN105318924B (en) | Gas-liquid/stream-liquid two-phase flow Flow Measuring System and measurement method | |
| CN216665587U (en) | Constant volume bidirectional continuous automatic metering device | |
| RU168317U1 (en) | INSTALLATION FOR MEASURING OIL WELL PRODUCTS | |
| RU36858U1 (en) | DEVICE FOR MEASURING OIL WELL DEBIT | |
| RU23645U1 (en) | DEVICE FOR MEASURING OIL WELL DEBIT | |
| CN210178342U (en) | Three-pressure-difference three-phase flowmeter for metering station |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM1K | Utility model has become invalid (non-payment of fees) |
Effective date: 20140219 |