RU2125651C1 - Method for measuring output of oil wells - Google Patents
Method for measuring output of oil wells Download PDFInfo
- Publication number
- RU2125651C1 RU2125651C1 RU97109497A RU97109497A RU2125651C1 RU 2125651 C1 RU2125651 C1 RU 2125651C1 RU 97109497 A RU97109497 A RU 97109497A RU 97109497 A RU97109497 A RU 97109497A RU 2125651 C1 RU2125651 C1 RU 2125651C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- liquid
- measuring
- output
- flow rate
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Measuring Volume Flow (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к области измерения количества газожидкостной смеси и предназначается для использования в нефтедобывающей промышленности при измерениях количества жидкости и газа в продукции скважин и других случаях, когда необходимо измерять количество жидкости и газа в двухфазном потоке при рабочих условиях. The invention relates to the field of measuring the amount of gas-liquid mixture and is intended for use in the oil industry when measuring the amount of liquid and gas in the production of wells and other cases when it is necessary to measure the amount of liquid and gas in a two-phase stream under operating conditions.
Известен способ [1] измерения дебита продукции нефтедобывающих скважин, представляющей собой газожидкостную смесь, основанный на сепарации газожидкостной смеси с последующим поочередным определением скорости заполнения отделенной от газа жидкостью емкости известной вместимости и скорости выдавливания этой жидкости газом, отделенным при сепарации от жидкости. A known method [1] of measuring the production rate of oil wells, which is a gas-liquid mixture, based on the separation of the gas-liquid mixture, followed by the sequential determination of the rate of filling of a container of known capacity separated from gas by a liquid and the rate of extrusion of this liquid by gas separated during separation from the liquid.
Недостатком этого способа является цикличность процессов измерения дебита жидкости и газа, взаимоисключающих друг друга, т.е. при измерении дебита жидкости не измеряется газ и, наоборот, при измерении дебита газа не измеряется жидкость. Это ведет к потере измерительной информации, что является особенно актуальным при групповом способе учета добычи, при котором к одному измерительному устройству поочередно подключается от 8 до 14 скважин. The disadvantage of this method is the cyclical processes of measuring the flow rate of liquid and gas, mutually exclusive of each other, i.e. when measuring the flow rate of a liquid, gas is not measured and, conversely, when measuring the flow rate of a gas, liquid is not measured. This leads to the loss of measurement information, which is especially relevant for the group method of recording production, in which from 8 to 14 wells are connected to one measuring device in turn.
Кроме того, при снижении дебита газа до значения ниже значения дебита жидкости, что характерно для скважин старых обводненных месторождений, скорость выдавливания падает вплоть до полной остановки. При этом процесс измерения дебита продукции скважин прекращается. In addition, when the gas flow rate decreases to a value lower than the fluid flow rate, which is typical for wells of old flooded fields, the extrusion rate drops until it stops completely. At the same time, the process of measuring the production rate of wells is terminated.
Известен способ [2] покомпонентного измерения продукции нефтяных скважин, заключающийся в измерении дебита газожидкостной смеси, отборе точечных проб этой смеси по заданной программе, накопления их в калиброванном цилиндре с поршнем и датчиком линейного перемещения этого поршня, определении соотношения компонентов (коэффициентов значимости) путем центрифугирования (сепарирования) интегральной пробы, накопившейся в калиброванном цилиндре, до расслоения ее на компоненты: вода, нефть, газ и последующего вытеснения поршнем из калиброванного цилиндра расслоившейся смеси через емкостной индикатор потока в сборный коллектор. The known method [2] of component-wise measurement of oil well production, which consists in measuring the flow rate of a gas-liquid mixture, taking point samples of this mixture according to a given program, accumulating them in a calibrated cylinder with a piston and a linear displacement sensor for this piston, determining the ratio of components (significance factors) by centrifugation (separation) of the integral sample accumulated in the calibrated cylinder, before it is stratified into components: water, oil, gas and subsequent displacement by the piston from the calibrated the second cylinder of the stratified mixture through a capacitive flow indicator into the collection manifold.
При этом границы слоев каждого компонента определяют по изменению диэлектрической проницаемости, а объем (толщину слоя) каждого компонента определяют по величине хода поршня, регистрируемой датчиком линейного перемещения. The boundaries of the layers of each component are determined by the change in dielectric constant, and the volume (layer thickness) of each component is determined by the magnitude of the piston stroke recorded by the linear displacement sensor.
Дебит воды, нефти и газа рассчитывают путем умножения значения дебита газожидкостной смеси на соответствующий коэффициент значимости. The flow rates of water, oil and gas are calculated by multiplying the flow rates of the gas-liquid mixture by the corresponding significance coefficient.
Недостатком этого способа является чрезвычайно высокая сложность его реализации, большая стоимость требуемого оборудования. Наличие большого количества прецезионных подвижных частей снижает надежность работы оборудования в условиях эксплуатации, характеризующихся наличием в продукции нефтяных скважин агрессивных и механических примесей. The disadvantage of this method is the extremely high complexity of its implementation, the high cost of the required equipment. The presence of a large number of precision moving parts reduces the reliability of the equipment under operating conditions, characterized by the presence of aggressive and mechanical impurities in the production of oil wells.
Недостатком известного способа является также низкая достоверность информации. The disadvantage of this method is also the low reliability of the information.
Известно, что при центрифугировании продукции нефтяных скважин образуется стойкая водонефтегазовая эмульсия (пена), препятствующая четкости расслоения. It is known that during centrifugation of oil well products, a stable water-oil-gas emulsion (foam) is formed, which prevents the clarity of separation.
Кроме того, парафиносмолистые соединения, присутствующие в нефти и обладающие высокой адгезионной способностью, совместно с упомянутой ранее эмульсией при прохождении через индикатор потока обволакивает его электроды. In addition, paraffin-resinous compounds present in oil and having high adhesive ability, together with the emulsion mentioned above, pass through its flow indicator and surround its electrodes.
Поскольку парафиносмолистые соединения и эмульсия имеют некоторое усредненное значение диэлектрической проницаемости, межкомпонентные границы сглаживаются и становятся практически непрозрачными для индикатора потока емкостного типа. Since paraffin-resinous compounds and emulsion have a certain average value of dielectric constant, the inter-component boundaries are smoothed out and become practically opaque for a capacitive type flow indicator.
Положение усугубляется незначительностью объема интегральной пробы, накапливаемой в калиброванном цилиндре и подвергаемой анализу в силу естественных ограничений по времени измерения и вместимости пробозаборного устройства пробоотборника. The situation is aggravated by the insignificance of the volume of the integral sample accumulated in the calibrated cylinder and subjected to analysis due to natural limitations on the measurement time and the capacity of the sampling device.
Целью изобретения является повышение достоверности измерительной информации и снижение стоимости реализации способа измерения дебита продукции нефтяных скважин. The aim of the invention is to increase the reliability of the measurement information and reduce the cost of implementing the method of measuring the production rate of oil wells.
Указанная цель достигается тем, что при измерении дебита продукции нефтяных скважин, представляющей собой газожидкостную смесь (ГЖС), способом, заключающимся в измерении дебита ГЖС и последующем разделении (сепарации) жидкости и газа, после сепарации измеряют дебит жидкости, а дебит газа определяют как разность дебита ГЖС и жидкости, или одну часть продукции направляют в камеру измерения дебита ГЖС реверсивного счетчика, а вторую часть продукции направляют на сепарацию, после чего отсепарированную жидкость направляют в камеру измерения дебита жидкости того же счетчика. This goal is achieved by the fact that when measuring the production rate of oil wells, which is a gas-liquid mixture (GHS), by a method consisting in measuring the flow rate of GHS and the subsequent separation (separation) of liquid and gas, after separation, the fluid flow rate is measured, and the gas flow rate is determined as the difference the flow rate of GHS and liquid, or one part of the product is sent to the measuring chamber of the flow rate of the GHS of a reversible meter, and the second part of the product is sent to separation, after which the separated liquid is sent to the measurement chamber fluid flow rate of the same meter.
При этом дебит газа определяют упомянутым ранее способом. In this case, the gas flow rate is determined by the previously mentioned method.
Сравнение заявляемого решения не только с прототипом, но и с другими техническими решениями в данной области не позволило выявить в них признаки, отличающие заявляемое решение от прототипа, что позволяет сделать вывод о соответствии критерию "существенные отличия". Comparison of the claimed solution not only with the prototype, but also with other technical solutions in this area did not allow us to identify in them the features that distinguish the claimed solution from the prototype, which allows us to conclude that the criterion of "significant differences".
Сопоставительный анализ с прототипом показывает, что заявляемый способ измерения дебита продукции нефтяных скважин отличается тем, что исключается зависимость достоверности измерения дебита от физических характеристик измеряемого продукта, а также снижается стоимость и повышается надежность устройства для измерения дебита продукции нефтяных скважин, реализованного на базе этого способа. Comparative analysis with the prototype shows that the inventive method for measuring the production rate of oil wells differs in that the dependence of the reliability of the measurement of production on the physical characteristics of the measured product is eliminated, as well as the cost and reliability of the device for measuring the production rate of oil wells implemented on the basis of this method are increased.
Таким образом, заявляемый способ измерения дебита продукции нефтяных скважин соответствует критерию "новизна". Thus, the claimed method of measuring the production rate of oil wells meets the criterion of "novelty."
На фиг. 1, 2 изображены эквивалентные схемы реализации способа. In FIG. 1, 2 depict equivalent schemes for implementing the method.
Согласно фиг. 1 ГЖС поступает на вход первого (например, лопастного) счетчика (1), который регистрирует ее дебит, после чего ГЖС поступает в верхнюю часть сепаратора (2), где происходит отделение газа от жидкости. According to FIG. 1 GHS comes to the input of the first (for example, blade) counter (1), which registers its flow rate, after which the GHS comes to the upper part of the separator (2), where gas is separated from the liquid.
Далее выделившийся газ поступает через трубопровод (3) в сборный коллектор, а жидкость стекает в накопитель (4). Further, the released gas enters through the pipeline (3) into the collecting manifold, and the liquid flows into the accumulator (4).
Уровень жидкости в накопителе регулируется поплавковым устройством (5) и заслонкой (6), установленной на трубопроводе (3). The liquid level in the drive is regulated by a float device (5) and a shutter (6) installed on the pipeline (3).
По мере поступления жидкости повышается ее уровень, поплавковое устройство прикрывает заслонку, в сепараторе повышается давление газа и жидкость через второй счетчик (1) поступает в сборный коллектор. As the liquid enters, its level rises, the float device covers the shutter, the gas pressure rises in the separator and the liquid enters the collection manifold through the second counter (1).
При подключении скважины с пониженным дебитом газа уровень жидкости повышается и степень открытия заслонки уменьшается (вплоть до полного закрытия при отсутствии газа). When a well with a low gas flow rate is connected, the liquid level rises and the degree of opening of the damper decreases (up to complete closure in the absence of gas).
При подключении скважины с повышенным дебитом газа уровень жидкости понижается и степень открытия заслонки увеличивается (вплоть до полного открытия при достижении дебита газа расчетного значения). When connecting a well with an increased gas flow rate, the liquid level decreases and the degree of opening of the damper increases (up to full opening when the gas flow rate reaches the calculated value).
Определение дебита ГЖС производят по показателям первого счетчика (1), дебита жидкости по показаниям второго счетчика (1) с учетом разницы уровня жидкости в накопителе (4), регистрируемого датчиком (7), при подключении скважины на измерение и по окончанию периода измерения. The GHS flow rate is determined by the indicators of the first meter (1), the fluid flow rate by the readings of the second meter (1), taking into account the difference in the liquid level in the reservoir (4) recorded by the sensor (7) when the well is connected for measurement and at the end of the measurement period.
Расчет дебита газа производят по разности значений дебита ГЖС и жидкости в рабочих условиях с последующей корректировкой его значения по температуре и давлению. Calculation of the gas flow rate is carried out by the difference in the flow rate of the GHS and the liquid under operating conditions, with subsequent adjustment of its value in temperature and pressure.
Расчет дебита нефти и воды производят известным способом по текущему значению плотности жидкости (водно-нефтяной смеси), поступающей в накопитель, и значениям плотности воды и нефти на конкретном месторождении, определяемых лабораторным способом. The calculation of the flow rate of oil and water is carried out in a known manner according to the current value of the density of the liquid (water-oil mixture) entering the reservoir, and the values of the density of water and oil in a particular field, determined by the laboratory method.
При этом плотность жидкости определяют, например, с помощью датчика гидростатического давления, установленного на сепараторе (на рисунке не показан). In this case, the liquid density is determined, for example, using a hydrostatic pressure sensor mounted on a separator (not shown in the figure).
Согласно фиг. 2 заявляемый способ реализуется с помощью реверсивного счетчика (1). According to FIG. 2, the inventive method is implemented using a reversible counter (1).
Рассмотрим случай, когда в качестве счетчика используется трубопоршневой блок, в состав которого входит переключатель потока (8), калиброванная труба (9) с расширителями (10) на концах, поршень (11) и сигнализаторы (12) прохождения поршня по калиброванной трубе, установленные в начале и в конце мерного участка. Consider the case when a pipe-piston unit is used as a counter, which includes a flow switch (8), a calibrated pipe (9) with expanders (10) at the ends, a piston (11) and signaling devices (12) for the piston to pass through the calibrated pipe, installed at the beginning and at the end of the measuring section.
Расширители (10), в свою очередь, оборудованы амортизаторами, а торцы калиброванной трубы (9) в месте сочленения с расширителями выполнены в виде посадочных гнезд поршня (11). The expanders (10), in turn, are equipped with shock absorbers, and the ends of the calibrated pipe (9) at the joint with the expanders are made in the form of piston seats (11).
Предположим, что в исходном положении (см. фиг. 2) поршень находится в левом расширителе и прижат амортизатором к посадочному гнезду. Накопитель сепаратора (2) заполнен жидкостью. Assume that in the initial position (see Fig. 2), the piston is in the left expander and is pressed by the shock absorber to the seat socket. The separator tank (2) is filled with liquid.
В процессе работы ГЖС поступает в левый расширитель и под ее напором поршень входит в калиброванную трубу и движется слева направо. In the process of operation, the GHS enters the left expander and under its pressure the piston enters the calibrated tube and moves from left to right.
При прохождении поршня под толкателем левого сигнализатора последний выдает сигнал контроллеру (на рисунке не показан) на начало отсчета времени. When the piston passes under the pusher of the left indicator, the latter gives a signal to the controller (not shown in the figure) at the beginning of the countdown.
При прохождении поршня под толкателем правого сигнализатора он выдает сигнал контроллеру на окончание отсчета времени и включение привода переключателя потока. Цикл измерения дебита ГЖС заканчивается. When the piston passes under the pusher of the right signaling device, it gives a signal to the controller to end the countdown and turn on the flow switch actuator. The cycle of measuring the GHS flow rate ends.
После поворота запорного органа переключателя потока ГЖС поступает в накопитель жидкости сепаратора, в зону газлифта (13). Газлифтом газированная смесь поднимается на поверхность уровня жидкости, где газ выделяется и создает подпор давления в газовой шайке сепаратора, а жидкость создает гидростатический подпор на нижние, в большей степени разгазированные, слои жидкости. After turning the shut-off element of the flow switch, the GHS enters the separator fluid storage device, into the gas lift zone (13). With a gas lift, the carbonated mixture rises to the surface of the liquid level, where gas is released and creates a pressure back up in the gas separator gas, and the liquid creates a hydrostatic back pressure to the lower, more degenerated, layers of the liquid.
Под действием давления газа и гидростатического подпора жидкость из нижней части накопителя поступает в правый расширитель и перемещает поршень в калиброванной трубе справа-налево. При этом по сигналу правого сигнализатора начинается отсчет времени, а по сигналу левого -заканчивается отсчет времени и включается привод переключателя потока. Under the influence of gas pressure and hydrostatic pressure, the liquid from the bottom of the drive enters the right expander and moves the piston in the calibrated pipe from right to left. In this case, according to the signal of the right signaling device, the countdown starts, and according to the signal of the left-hand one, the countdown ends and the drive of the flow switch is turned on.
Дебит ГЖС рассчитывается контроллером по среднему значению отношения вместимости мерного участка калиброванной трубы при ходе поршня слева-направо и времени его движения между левым и правым сигнализаторами. The debit of the GHS is calculated by the controller according to the average value of the ratio of the capacity of the measured portion of the calibrated pipe when the piston moves from left to right and the time of its movement between the left and right signaling devices.
Дебит жидкости рассчитывается контроллером по среднему значению отношения вместимости мерного участка калиброванной трубы при ходе поршня справа-налево и времени его движения между правым и левым сигнализаторами. The fluid flow rate is calculated by the controller according to the average value of the ratio of the capacity of the measuring section of the calibrated pipe during the piston stroke from right to left and the time of its movement between the right and left signaling devices.
При градуировке трубопоршневого блока определяют вместимость мерного участка калиброванной трубы при ходе поршня от левого сигнализатора до правого (вместимость камеры измерения дебита ГЖС) и вводят ее значение в память контроллера. When calibrating the piston-piston block, the capacity of the measured section of the calibrated pipe is determined during the piston stroke from the left detector to the right (the capacity of the chamber for measuring the flow rate of the GHS) and its value is entered into the controller memory.
Определяют вместимость мерного участка калиброванной трубы при ходе поршня от правого сигнализатора до левого (вместимость камеры измерения дебита жидкости) и также вводят ее значение в память контроллера. The capacity of the measured section of the calibrated pipe is determined during the piston stroke from the right signaling device to the left (capacity of the liquid flow rate measuring chamber) and its value is also entered into the controller memory.
В силу конструктивных особенностей значения вместимости камеры измерения дебита ГЖС и камеры измерения дебита жидкости, как правило, несколько отличаются друг от друга. Due to the design features, the capacitance values of the chamber for measuring the flow rate of GHS and the chamber for measuring the flow rate of a liquid, as a rule, are somewhat different from each other.
Изобретение иллюстрируется следующим примером. The invention is illustrated by the following example.
Производились измерения дебита ГЖС и жидкости с помощью трубопоршневого блока на заводском стенде и на пункте предварительной подготовки нефти ЦДНГ N 2 НГДУ "Туймазанефть". Вместимость камеры измерения дебита ГЖС составляла 46,725 литра, вместимость камеры измерения дебита жидкости - 46,534 литра. Measurement of the flow rate of GHS and liquid was carried out with the help of a pipe-piston block at the factory stand and at the oil pre-treatment center TsDNG
Измерения проводились при давлении от 0,9 до 3,0 ктс/см2 и температуре 17 - 21oC.The measurements were carried out at a pressure of from 0.9 to 3.0 kts / cm 2 and a temperature of 17 - 21 o C.
Результаты измерения дебита ГЖС жидкости и определения дебита газа в рабочих условиях приведены в таблице. The results of measuring the flow rate of GHS liquid and determining the flow rate of gas under operating conditions are given in the table.
Предлагаемый способ позволяет закрыть проблему учета продукции нефтяных скважин с большим газосодержанием (в реализации по рис.1) и продукции нефтяных скважин на старых обводненных месторождениях, обеспечить высокоточный учет малообводненной нефти после пунктов предварительной подготовки нефти на промыслах, обеспечить учет нестабильных продуктов (бензин, газовый конденсат) при перекачке их по трубопроводам или при наливе в цистерны и других продуктов с узкой границей перехода из жидкой фазы в газовую и наоборот, а также жидкостей, где газовая фаза может появиться в результате технологических переделов или нестабильности технологического процесса. The proposed method allows to close the problem of accounting for oil products with high gas content (as implemented in Fig. 1) and oil production in old flooded fields, to ensure high-precision accounting of low-water oil after oil pre-treatment facilities in the fields, and to ensure accounting for unstable products (gasoline, gas condensate) when pumping them through pipelines or when pouring into tanks and other products with a narrow boundary of the transition from the liquid phase to the gas phase and vice versa, as well as liquids, where The gas phase may appear as a result of technological redistribution or process instability.
Источники информации. Sources of information.
1. Авт. св. 1553661 A1, опубликованное 30.03.90. 1. Auth. St. 1553661 A1, published March 30, 90.
2. Авт. св. 1627688 A1, опубликованное 15.02.91. 2. Auth. St. 1627688 A1, published 02.15.91.
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU97109497A RU2125651C1 (en) | 1997-06-16 | 1997-06-16 | Method for measuring output of oil wells |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU97109497A RU2125651C1 (en) | 1997-06-16 | 1997-06-16 | Method for measuring output of oil wells |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2125651C1 true RU2125651C1 (en) | 1999-01-27 |
| RU97109497A RU97109497A (en) | 1999-05-20 |
Family
ID=20193887
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU97109497A RU2125651C1 (en) | 1997-06-16 | 1997-06-16 | Method for measuring output of oil wells |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2125651C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2504653C1 (en) * | 2012-07-30 | 2014-01-20 | Марат Давлетович Валеев | Method of defining oil associated gas and water discharge |
-
1997
- 1997-06-16 RU RU97109497A patent/RU2125651C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2504653C1 (en) * | 2012-07-30 | 2014-01-20 | Марат Давлетович Валеев | Method of defining oil associated gas and water discharge |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2270981C2 (en) | System and method for measuring multi-phase stream | |
| US8516900B2 (en) | Multiphase flowmeter with batch separation | |
| KR101513750B1 (en) | Determination of slurry concentration | |
| CA2822564A1 (en) | Microfluidic system and method for performing a flash separation of a reservoir fluid sample | |
| RU2125651C1 (en) | Method for measuring output of oil wells | |
| US3460394A (en) | Liquid density measuring method and apparatus | |
| US6035706A (en) | Method and apparatus for determining the wax appearance temperature of paraffinic petroleum oils | |
| CN206177373U (en) | Oil -gas -water three -phase separates metering device | |
| RU2661209C1 (en) | Method of the oil well oil, gas and water productions measurement | |
| RU2299322C1 (en) | Method for oil and gas-condensate well production measurement in air-tight oil collection systems | |
| RU2220282C1 (en) | Process measuring production rate of oil wells in systems of sealed gathering and gear for its implementation | |
| RU2340772C2 (en) | Method of evaluation of water cuttings of well production of oil wells "охн+" | |
| RU2131027C1 (en) | Device for measuring production rate of oil wells | |
| RU2733954C1 (en) | Method of measuring production of oil well | |
| CN110307880A (en) | Metering device and metering method suitable for High water cut experiment | |
| CN2602346Y (en) | Differential pressure pattern automatic oil-gas-water flowmeter | |
| RU2057922C1 (en) | Set for measuring productivity of wells | |
| CN1673690A (en) | Correlation measuring method and system for synchronous measuring two-phase flow rate and content of elbow | |
| RU2253099C1 (en) | Method and device for measuring water concentration in water-oil-gas mixture | |
| SU1187013A1 (en) | Method of determining concentration of free gas in flo of gas-saturated liquid | |
| RU2823636C1 (en) | Method of measuring mass flow rate of crude oil and volume of undissolved gas in oil well product | |
| RU2011961C1 (en) | Device for measuring parameters of water films | |
| US3308663A (en) | Metering system for the net oil produced from an oil well | |
| RU194085U1 (en) | Device for measuring the amount of oil, water and gas in the production of low-yield wells | |
| RU2457461C1 (en) | Method and apparatus for measuring density of liquid |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| QB4A | Licence on use of patent |
Free format text: LICENCE Effective date: 20120130 |
|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20160617 |