RU168317U1 - Установка для измерения продукции нефтяной скважины - Google Patents
Установка для измерения продукции нефтяной скважины Download PDFInfo
- Publication number
- RU168317U1 RU168317U1 RU2016130028U RU2016130028U RU168317U1 RU 168317 U1 RU168317 U1 RU 168317U1 RU 2016130028 U RU2016130028 U RU 2016130028U RU 2016130028 U RU2016130028 U RU 2016130028U RU 168317 U1 RU168317 U1 RU 168317U1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- oil
- tank
- well
- line
- Prior art date
Links
- 238000009434 installation Methods 0.000 title claims abstract description 19
- 239000003129 oil well Substances 0.000 title claims abstract description 6
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 32
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 22
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 claims abstract description 9
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 5
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 2
- 235000019198 oils Nutrition 0.000 abstract description 30
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 19
- 235000019476 oil-water mixture Nutrition 0.000 abstract description 4
- 238000005070 sampling Methods 0.000 abstract 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 46
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 10
- 238000000034 method Methods 0.000 description 6
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 3
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 2
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 1
- 238000007872 degassing Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000007599 discharging Methods 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/10—Locating fluid leaks, intrusions or movements
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01F—MEASURING VOLUME, VOLUME FLOW, MASS FLOW OR LIQUID LEVEL; METERING BY VOLUME
- G01F3/00—Measuring the volume flow of fluids or fluent solid material wherein the fluid passes through the meter in successive and more or less isolated quantities, the meter being driven by the flow
- G01F3/02—Measuring the volume flow of fluids or fluent solid material wherein the fluid passes through the meter in successive and more or less isolated quantities, the meter being driven by the flow with measuring chambers which expand or contract during measurement
- G01F3/04—Measuring the volume flow of fluids or fluent solid material wherein the fluid passes through the meter in successive and more or less isolated quantities, the meter being driven by the flow with measuring chambers which expand or contract during measurement having rigid movable walls
- G01F3/14—Measuring the volume flow of fluids or fluent solid material wherein the fluid passes through the meter in successive and more or less isolated quantities, the meter being driven by the flow with measuring chambers which expand or contract during measurement having rigid movable walls comprising reciprocating pistons, e.g. reciprocating in a rotating body
- G01F3/16—Measuring the volume flow of fluids or fluent solid material wherein the fluid passes through the meter in successive and more or less isolated quantities, the meter being driven by the flow with measuring chambers which expand or contract during measurement having rigid movable walls comprising reciprocating pistons, e.g. reciprocating in a rotating body in stationary cylinders
- G01F3/18—Measuring the volume flow of fluids or fluent solid material wherein the fluid passes through the meter in successive and more or less isolated quantities, the meter being driven by the flow with measuring chambers which expand or contract during measurement having rigid movable walls comprising reciprocating pistons, e.g. reciprocating in a rotating body in stationary cylinders involving two or more cylinders
Landscapes
- Physics & Mathematics (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Measuring Volume Flow (AREA)
Abstract
Установка относится к нефтяной промышленности и может быть использована как передвижное средство для измерения продукции нефтяной скважины (дебитов нефти, газа и воды).Технической задачей предлагаемой установки является обеспечение возможности измерения дебита нефти, обводненности продукции и газового фактора нефти в широких дапазонах их изменения.Установка для измерения продукции нефтяной скважины, включающая измерительную емкость с калиброванной частью, верхним и нижним датчиками положения уровней жидкости в нем, линии подачи газоводонефтяной смеси в емкость и отвода газа из верхней ее части, а также жидкости из нижней части, трехходовые краны для переключения газоводонефтяной смеси от входной линии скважины в емкость и отвода в выходную линию скважины жидкости и газа, редуктор давления, расположенный на линии отвода газа, согласно полезной модели, параллельно основной измерительной емкости размещена дополнительная измерительная емкость малого объема, гидравлически связанная с основной емкостью горизонтальными перемычками с кранами и имеющая датчики положения уровней жидкости, расположенные на одинаковых отметках с основной измерительной емкостью, линии подвода продукции скважины и отвода газа в верхней части, а также линию отбора жидкости в нижней ее части, причем линия отвода газа из малой емкости с редуктором давления связана с атмосферой и на ней расположен счетчик газовой фазы.Библ. 3. Рис. 1
Description
Установка относится к нефтяной промышленности и может быть использована как передвижное средство для измерения продукции нефтяной скважины (дебитов нефти, газа и воды).
Измерение продукции нефтяной скважины производится автоматизированными групповыми замерными установками стационарного или передвижного типа.
Известна установка для определения дебита продукции скважины (Патент РФ №2133826. Установка для определения дебита продукции скважин. Заявл. 05.01.98 г. Опубл. 27.07.99 г.). Дебит воды определяется по известным плотностям нефти и воды и гидростатическому давлению столба жидкости в измерительном цилиндре. В момент достижения верхнего уровня в измерительной емкости датчики подают сигнал на переключение потока в другую емкость и измерение гидростатического давления, по которому определяется средняя плотность жидкости. По ранее известным плотностям нефти и воды рассчитывается содержание воды в объеме жидкости.
Установка имеет существенную погрешность из-за присутствия в объеме нефти части как свободного диспергированного, так и растворенного газа.
Известна установка согласно способу определения дебитов нефти, попутного газа и воды (Патент РФ №2504653 С1. Способ определения дебитов нефти, попутного газа и воды. Заявл. 30.07.2012 г. Опубл. 20.01.2014 г).
Установка производит заполнение продукцией скважины измерительной емкости, а после достижения максимального уровня водонефтяной смеси производит закрытие входного крана измерительной емкости и выдержка во времени для сепарации свободного газа из жидкости. После определения дебита водонефтяной смеси по скорости заполнения и объему сепарированной жидкости производят постепенный отбор газовой фазы из верхней части измерительной емкости компрессором через понижающий до атмосферного давления редуктор. Компрессор при этом закачивает отбираемый газ в коллектор скважины. Откачку газа производят до тех пор, пока давление в измерительной емкости не снизится до атмосферного значения. Газовый фактор рассчитывается по производительности компрессора и времени его работы.
Однако, применение компрессора осложнено в связи с изменением давления нагнетания газа в коллектор, изменяющегося в широких диапазонах даже в пределах одного месторождения нефти.
Для измерения дебита газа известно устройство согласно способу, основанному на определении скорости заполнения поочередно двух измерительных емкостей и их последующего опорожнения (Патент РФ №2082107. Способ определения количества нефти, газа и воды в продукции скважин. Заявл. 18.05.95 г. Опубл. 20.06.97 г.). Данный аналог выбран в качестве прототипа заявляемой установки. По времени заполнения емкостей определяется дебит водонефтяной смеси, а по скорости опорожнения емкостей определяют расход газовой фазы.
Недостаток устройства состоит в том, что при измерениях в жидкости, заполняющей цилиндрическую емкость, присутствуют диспергированные водная и газовая фазы в виде капель и пузырей, что приводит к значительной погрешности измерений. В нефтяной фазе остается достаточное количество растворенного попутного газа, который не выходит из нефти при рабочем давлении (обычно давлении напорного коллектора) и поэтому не может быть учтено в расчетах газового фактора нефти или дебита газа.
Кроме того, при малых дебитах скважины по жидкости и малых газовых факторах нефти в значительной мере возрастает продолжительность измерений, прежде всего, из-за малой скорости опорожнения измерительной емкости в цикле накопления в ней свободного газа.
Технической задачей предлагаемой установки является обеспечение возможности измерения дебита нефти, обводненности продукции и газового фактора нефти в широких дапазонах их изменения.
Поставленная задача решается тем, что в устройстве, включающем измерительную емкость с калиброванной частью, верхним и нижним датчиками положения уровней жидкости в нем, линии подачи газоводонефтяной смеси в емкость и отвода газа из верхней ее части, а также жидкости из нижней части, трехходовые краны для переключения газоводонефтяной смеси от входной линии скважины в емкость и отвода в выходную линию скважины жидкости и газа, редуктор давления, расположенный на линии отвода газа, согласно полезной модели, параллельно основной измерительной емкости размещена дополнительная измерительная емкость малого объема, гидравлически связанная с основной емкостью горизонтальными перемычками с кранами и имеющая датчики положения уровней жидкости, расположенные на одинаковых отметках с основной измерительной емкостью, линии подвода продукции скважины и отвода газа в верхней части, а также линию отбора жидкости в нижней ее части, причем линия отвода газа из малой емкости с редуктором давления связана с атмосферой и на ней расположен счетчик газовой фазы.
На рисунке показана принципиальная схема установки.
Установка содержит основную измерительную емкость 1 и дополнительную измерительную емкость 2 меньшего объема. Измерительные емкости 1 и 2 имеют калиброванные части между датчиками 3 и 4 положений верхних уровней жидкости и соответственно датчиками 5 и 6 положений нижних уровней жидкости. На входе и выходе продукции скважины установки расположены электроприводные трехходовые краны 7 и 8. Кран 7 связан с верхней частью измерительной емкости 1 линией 9 с задвижкой 10. Верхняя часть емкости 1 связана также с краном 8 с помощью линии 11 с задвижкой 12. Кроме того, кран 7 соединен с выходом продукции линией 13, а непосредственно за краном 8 расположен обратный клапан 14. Нижняя часть измерительной емкости 1 соединена с краном 8 линией 15 с задвижкой 16. Верхняя часть малой измерительной емкости 2 также соединена с линией 9 через задвижку 17. Верхняя часть емкости 2 соединена с атмосферой линией 18, на которой расположены задвижка 19, редуктор давления 20 и счетчик газовой фазы 21. В нижней части емкости 2 расположена задвижка 22 для слива жидкости. Датчики положения уровней 3, 4, 5 и 6 связаны с электронным блоком управления установки 23. Емкости 1 и 2 связаны между собой гидравлически горизонтальными перемычками с задвижками 24 и 25 так, что образуют сообщающиеся сосуды. На линиях 9 и 11 установлены манометры 26 и 27. Установка подключена к скважине через входную 28 и выходную 29 линии. На линии 18 может быть установлено факельное сжигание газа (на рис. не показано).
Работа установки состоит в следующем.
При измерениях в обычном режиме продукция скважины через кран 7, линию 9, задвижку 10 поступает в измерительную емкость 1. Задвижки 17, 19 и 22 остаются закрытыми, а задвижки 24 и 25 открытыми. Задвижки 12 и 16 открыты, а кран 8 соединяет линию 11 с выходом продукции. Такое положение запорных органов позволяет емкости 1 наполняться продукцией скважины с одновременной сепарацией газа в ней и отводом сепарированного газа в выходную линию 29 через задвижку 12, линию 11, кран 8 и обратный клапан 14. При заполнении емкости 1 одновременно заполняется малая емкость 2 через открытые задвижки 24 и 25. Сообщение емкостей позволяет наполниться емкости 2 с уровнем и плотностью жидкости, соответствующими емкости 1. Замер времени наполнения калиброванной части емкости 1 жидкостью от нижнего 4 до верхнего 5 датчика позволяет рассчитать дебит скважины по жидкости, т.е. сумму дебитов нефти и воды. По достижению жидкостью уровней расположения датчиков 3 и 5 происходит переключение кранов 7 и 8, при котором начнется слив жидкости из емкости 1 в выходную линию 29 через открытую задвижку 16, линию 15 и кран 8. Переключение крана 8 закроет отвод газа из емкости 1 в выходную линию 29. Одновременно, кран 7 начнет перепускать продукцию скважины в выходную линию 29 через линию 13. Замер времени опорожнения емкости 1 от верхнего 3 до нижнего датчика 4 позволяет рассчитать дебит газа и газовый фактор нефти по свободному газу.
В начальный период опорожнения емкости 1 от жидкости закрывают задвижки 24 и 25 и емкость 2 остается перекрытой и заполненной жидкостью. В этот период производят открытие задвижки 19 и разгазирование нефти в емкости 2. Вышедшее из нефти остаточное количество растворенного газа проходит через редуктор 20, далее измеряется счетчиком 21 и выводится в атмосферу. После разгазирования и снижения давления в емкости 2 производят слив из нее жидкости для определения в ней количества нефти и воды. Количество газа, измеренное счетчиком 21 и отнесенное к количеству нефти в емкости 2 позволяет рассчитать газовый фактор нефти по растворенному газу. Соотношение измеренного количества слитой из емкости 2 воды и общего количества слитой жидкости определяет обводненность продукции скважины.
Суммирование газовых факторов по свободному и растворенному газам позволяет получить полный газовый фактор нефти.
При малых дебитах скважин и газовых факторов нефти все измерения производят только в емкости 2. Задвижки 10, 12, 16, 24 и 25 остаются перекрытыми и продукция скважины поступает в емкость 2 через открытую задвижку 17. При заполнении емкости 2 задвижка 19 постоянно открыта, что позволяет производить измерение одновременно как свободного так и выделяющегося из раствора газа счетчиком 21. Время заполнения емкости 2 от нижнего 6 до верхнего датчика 5 определяет расход жидкости. По достижению уровнем жидкости датчика 5 производят закрытие задвижки 17 и открытие сливной задвижки 22 для замера количества нефти и воды в емкости 2 объемным методом. Соотношение общего количества измеренного газа и количества нефти, замеренное при сливе жидкости из емкости 2 определяет полный газовый фактор нефти.
Использование малой емкости при измерениях продукции малодебитных скважин с небольшими значениями газового фактора позволяет ускорить процесс измерения. Объем емкости 2 рассчитывается исходя из регламента по времени проведения измерений.
Технико-экономическим преимуществом предложенной установки является расширение диапазона измерения дебитов нефти газа и воды в продукции скважин.
Claims (1)
- Установка для измерения продукции нефтяной скважины, включающая измерительную емкость с калиброванной частью, верхним и нижним датчиками положения уровней жидкости в нем, линии подачи газоводонефтяной смеси в емкость и отвода газа из верхней ее части, а также жидкости из нижней части, трехходовые краны для переключения газоводонефтяной смеси от входной линии скважины в емкость и отвода в выходную линию скважины жидкости и газа, редуктор давления, расположенный на линии отвода газа, согласно полезной модели, параллельно основной измерительной емкости размещена дополнительная измерительная емкость малого объема, гидравлически связанная с основной емкостью горизонтальными перемычками с кранами и имеющая датчики положения уровней жидкости, расположенные на одинаковых отметках с основной измерительной емкостью, линии подвода продукции скважины и отвода газа в верхней части, а также линию отбора жидкости в нижней ее части, причем линия отвода газа из малой емкости с редуктором давления связана с атмосферой, и на ней расположен счетчик газовой фазы.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2016130028U RU168317U1 (ru) | 2016-07-21 | 2016-07-21 | Установка для измерения продукции нефтяной скважины |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2016130028U RU168317U1 (ru) | 2016-07-21 | 2016-07-21 | Установка для измерения продукции нефтяной скважины |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU168317U1 true RU168317U1 (ru) | 2017-01-30 |
Family
ID=58451060
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2016130028U RU168317U1 (ru) | 2016-07-21 | 2016-07-21 | Установка для измерения продукции нефтяной скважины |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU168317U1 (ru) |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2733954C1 (ru) * | 2019-08-13 | 2020-10-08 | Общество ограниченной ответственности Научно-производственное предприятие "ВМ система" | Способ измерения продукции нефтяной скважины |
CN112049621A (zh) * | 2020-08-28 | 2020-12-08 | 山东方锐智能科技有限公司 | 一种油井产液量自动标定箱 |
RU2779284C1 (ru) * | 2022-01-31 | 2022-09-05 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственная организация "Инновация" (ООО "НПО "Инновация") | Способ измерения газового фактора нефти |
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2082107C1 (ru) * | 1995-05-18 | 1997-06-20 | Хазиев Нагим Нуриевич | Способ определения количества нефти, газа и воды в продукции скважин |
RU13392U1 (ru) * | 1999-11-17 | 2000-04-10 | Открытое акционерное общество "Акционерная компания ОЗНА" | Установка для измерения дебита нефтяных скважин |
RU2190096C2 (ru) * | 2000-12-14 | 2002-09-27 | ОАО "Нефтемаш" | Установка для определения дебита продукции скважин |
RU2236584C1 (ru) * | 2002-12-17 | 2004-09-20 | Открытое акционерное общество "Акционерная компания ОЗНА" | Способ и устройство для измерения дебита нефти |
RU76070U1 (ru) * | 2008-03-17 | 2008-09-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Корпорация Уралтехнострой" (ООО Корпорация Уралтехнострой") | Устройство для измерения продукции нефтяных скважин |
US7966892B1 (en) * | 2010-08-09 | 2011-06-28 | Halilah Sami O | In line sampler separator |
-
2016
- 2016-07-21 RU RU2016130028U patent/RU168317U1/ru not_active IP Right Cessation
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2082107C1 (ru) * | 1995-05-18 | 1997-06-20 | Хазиев Нагим Нуриевич | Способ определения количества нефти, газа и воды в продукции скважин |
RU13392U1 (ru) * | 1999-11-17 | 2000-04-10 | Открытое акционерное общество "Акционерная компания ОЗНА" | Установка для измерения дебита нефтяных скважин |
RU2190096C2 (ru) * | 2000-12-14 | 2002-09-27 | ОАО "Нефтемаш" | Установка для определения дебита продукции скважин |
RU2236584C1 (ru) * | 2002-12-17 | 2004-09-20 | Открытое акционерное общество "Акционерная компания ОЗНА" | Способ и устройство для измерения дебита нефти |
RU76070U1 (ru) * | 2008-03-17 | 2008-09-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Корпорация Уралтехнострой" (ООО Корпорация Уралтехнострой") | Устройство для измерения продукции нефтяных скважин |
US7966892B1 (en) * | 2010-08-09 | 2011-06-28 | Halilah Sami O | In line sampler separator |
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2733954C1 (ru) * | 2019-08-13 | 2020-10-08 | Общество ограниченной ответственности Научно-производственное предприятие "ВМ система" | Способ измерения продукции нефтяной скважины |
CN112049621A (zh) * | 2020-08-28 | 2020-12-08 | 山东方锐智能科技有限公司 | 一种油井产液量自动标定箱 |
RU2779284C1 (ru) * | 2022-01-31 | 2022-09-05 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственная организация "Инновация" (ООО "НПО "Инновация") | Способ измерения газового фактора нефти |
RU2823636C1 (ru) * | 2023-04-05 | 2024-07-26 | Ооо Научно-Инжиниринговая Компания "Импетрабилис" | Способ измерения массового дебита сырой нефти и объема нерастворенного газа в продукции нефтяной скважины |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2504653C1 (ru) | Способ определения дебитов нефти, попутного газа и воды | |
RU2299322C1 (ru) | Способ измерения дебита продукции нефтяных скважин в системах герметизированного сбора | |
RU168317U1 (ru) | Установка для измерения продукции нефтяной скважины | |
RU2396427C2 (ru) | Способ определения обводненности продукции нефтяных скважин "охн++" | |
RU2661209C1 (ru) | Способ измерения дебитов нефти, газа и воды нефтяной скважины | |
WO1988005526A1 (en) | Flow measuring device | |
RU2236584C1 (ru) | Способ и устройство для измерения дебита нефти | |
RU2299321C2 (ru) | Способ измерения дебита продукции нефтяных скважин в системах герметизированного сбора и устройство для его осуществления "мера-охн" | |
RU2002133991A (ru) | Способ и устройство для измерения дебита нефти | |
RU2131027C1 (ru) | Устройство для измерения дебита нефтяных скважин | |
RU155020U1 (ru) | Установка для измерения дебита продукции нефтяных скважин | |
RU2340772C2 (ru) | Способ определения обводненности продукции нефтяных скважин "охн+" | |
RU2220282C1 (ru) | Способ измерения дебита продукции нефтяных скважин в системах герметизированного сбора и устройство для его осуществления | |
RU2733954C1 (ru) | Способ измерения продукции нефтяной скважины | |
RU86659U1 (ru) | Устройство для измерения дебита нефтяных скважин | |
RU108801U1 (ru) | Устройство для измерения дебита нефтяных скважин | |
RU2677725C1 (ru) | Способ измерения дебитов нефти, газа и воды в скважинах нефтяных месторождений | |
RU2779284C1 (ru) | Способ измерения газового фактора нефти | |
RU194085U1 (ru) | Устройство для измерения количества нефти, содержания воды и газа в продукции малодебитных скважин | |
RU2002116614A (ru) | Способ измерения дебита продукции нефтяных скважин в системах герметизированного сбора и устройство для его осуществления | |
RU198459U1 (ru) | Устройство управления и контроля процедур слива и налива жидких продуктов в емкости резервуарных парков | |
CN207030922U (zh) | 一种半自动式饮用水定量灌装机 | |
RU2382195C1 (ru) | Устройство для измерения дебита нефтяных скважин | |
CN205670027U (zh) | 一种新型翻斗式原油计量*** | |
RU2823636C1 (ru) | Способ измерения массового дебита сырой нефти и объема нерастворенного газа в продукции нефтяной скважины |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM1K | Utility model has become invalid (non-payment of fees) |
Effective date: 20170302 |