RU2212534C1

RU2212534C1 - Adaptive method of measurement and control of production rate of group of oil wells and device for method embodiment

Info

Publication number: RU2212534C1
Application number: RU2002108615A
Authority: RU
Inventors: Г.С. Абрамов; А.В. Барычев; М.И. Зимин
Original assignee: Открытое акционерное общество "Инженерно-производственная фирма "Сибнефтеавтоматика"
Priority date: 2002-04-04
Filing date: 2002-04-04
Publication date: 2003-09-20

Abstract

FIELD: well operation. SUBSTANCE: method consists in alternate measurement according to preset program of each well fluid quantity passed through well production meter for fixed interval of time with recalculation into daily output. Novelty consists in that in measuring of production rate of one of wells of group, measured in remaining well, of group are individual hydraulic power of deep-well pump and power consumed by electric drive. In this case, should their ratio vary by valve ΔK≥0,1K, where K is preliminarily determined numerical value for each well, well with such deviation of ratio K is taken for out of order measurement of its production rate. Device has vertical measuring vessel with side branch pipe for supply of well production to vessel, with upper branch pipe for withdrawal of liberated associated gas, and lower branch pipe for fluid discharge into gathering main of oil field, production supply pipeline, associated gas withdrawal pipeline, and pipeline of fluid discharge. Device also has electric transducers for monitoring the parameters in measuring vessel, and controller with multichannel (according to number of transducers) input for introduction of electric information signals of these transducers and controlling outputs, electrically controlled by controller well switch and three-way cock whose inlets are communicated with pipelines of associated gas and fluid discharge, and its outlet is communicated via check valve to gathering main of oil field. Device is provided with unit of active power meters whose inputs are connected with supplying busbars of deep-well pump electric drives of controlled oil wells, and outputs are connected to controller information inputs. EFFECT: provided estimation of technical conditions of electric drive-deep-well pump system in course of oil recovery. 2 cl, 1 dwg

Description

Изобретение относится к области измерения и контроля дебита нефтяных скважин и может быть использовано в информационно-измерительных системах объектов добычи, транспорта подготовки нефти, газа и воды. The invention relates to the field of measuring and controlling the flow rate of oil wells and can be used in information measuring systems of production facilities, vehicles for the preparation of oil, gas and water.

Известен способ [1] замера производительности скважин путем измерения среднего значения расхода за адекватно выбранное время, в котором с целью повышения точности измерения за счет установления времени контроля в процессе измерения определяют средние значения расхода и их средние квадратические отклонения на дискретно увеличивающихся интервалах времени, сравнивают каждое последующее значение с предыдущим и заканчивают измерение по достижению разности двух смежных средних квадратических отклонений заданной уставки. The known method [1] measuring the productivity of wells by measuring the average value of the flow rate for an adequately selected time, in which, in order to increase the accuracy of the measurement by establishing the control time during the measurement process, average flow rates and their mean square deviations at discretely increasing time intervals are determined, each the subsequent value with the previous one and complete the measurement after reaching the difference of two adjacent mean square deviations of the given set point.

При таком способе к оптимальному времени измерения дебита каждой скважины из группы скважин приходят при помощи итераций (метода последовательных приближений), начиная измерение дебита с заведомо наименьшего времени. По результатам ряда измерений вычисляется среднее значение измеряемой величины и его среднее квадратическое отклонение

Полученное значение σ_i сравнивается с заданным значением среднего квадратического отклонения результирующего среднего арифметического σ_y. При σ_y≥σ₁ измерение по скважине прекращается и подается сигнал на подключение очередной скважины. При σ_y<σ₁ увеличивается время измерения и вновь вычисляется среднее арифметическое измеряемой величины

и его математическое ожидание σ₂. Далее, после достаточно сложных процедур, вычисляется разность средних квадратических отклонений, вырабатывается новый критерий (здесь не приводится), и система снова имеет два исхода: или измерение заканчивается, или добавляется (увеличивается) время измерения. При увеличении времени измерения определяются новые значения

, и только при

где n - общее количество интервалов Δt_n измерения, входящих в заданную продолжительность измерения, равную t_n = Δt+nΔt_n, выдается полученное значение x_n.With this method, the optimal time for measuring the flow rate of each well from a group of wells is achieved using iterations (the method of successive approximations), starting the measurement of the flow rate with a known minimum time. According to the results of a number of measurements, the average value of the measured value and its mean square deviation are calculated

The obtained value of σ _{i is} compared with a given value of the mean square deviation of the resulting arithmetic mean σ _y . When σ _y ≥σ ₁ , the well measurement ceases and a signal is sent to connect another well. When σ _y <σ ₁ , the measurement time increases and the arithmetic mean of the measured quantity is again calculated

and its mathematical expectation σ ₂ . Further, after quite complicated procedures, the difference between the mean square deviations is calculated, a new criterion is developed (not given here), and the system again has two outcomes: either the measurement ends, or the measurement time is added (increases). With increasing measurement time, new values are determined

, and only at

where n is the total number of measurement intervals Δt _n included in a given measurement duration equal to t _n = Δt + nΔt _n , the resulting value x _{n is} output.

Известно и устройство замера производительности скважин, реализующее способ [1], содержащее гидравлический переключатель, расходомер, блок передачи информации, блок вычисления суммарного расхода за данное время измерения, блок вычисления среднего расхода за данное время измерения, блок выдачи достоверного среднего расхода, блок генератора временных интервалов, блок формирования продолжительности текущего испытания, блок вычисления среднего квадратического отклонения среднего арифметического значения расхода, блок хранения предыдущего значения среднего квадратического отклонения и вычисления разности смежных значений средних квадратических отклонений, блок управления режимом измерения, задатчик среднего квадратического отклонения разности средних арифметических. A well-known device for measuring productivity of wells that implements the method [1], comprising a hydraulic switch, a flow meter, an information transmission unit, a total flow rate calculation unit for a given measurement time, an average flow rate calculation unit for a given measurement time, a reliable average flow rate output unit, a time generator unit intervals, the unit for forming the duration of the current test, the unit for calculating the mean square deviation of the arithmetic mean of the flow rate, the storage unit for the previous its standard deviation values and calculating the difference of adjacent values of standard deviations, the control unit measuring mode setting unit of the standard deviation of the difference arithmetic.

Сложность подобного способа и устройства измерения очевидна, а выбранный критерий будет эффективен при достаточно большом числе измерений на каждом шаге итераций. При значительном числе скважин, подключенных для поочередного измерения дебита i-й скважины, такой способ обуславливает неоправданно длительное время измерения дебита группы скважин. А если учесть, что для получения истинного x_i потребуется ряд измерений для определения суточного дебита каждой скважины, то применение данного способа вряд ли настоятельно необходимо.The complexity of this method and measurement device is obvious, and the selected criterion will be effective with a sufficiently large number of measurements at each iteration step. With a significant number of wells connected for alternately measuring the flow rate of the i-th well, this method causes an unreasonably long time to measure the flow rate of a group of wells. And if we take into account that to obtain true x _i, a number of measurements will be required to determine the daily production rate of each well, then the application of this method is hardly necessary.

Известен способ измерения продукции скважин, реализуемый в работе устройства [2, 3] и заключающийся в измерении веса подвешенной через датчик усилия герметичной цилиндрической измерительной емкости, периодически наполняемой продукцией поочередно подключаемых скважин, а также известен косвенный способ контроля дебита скважин по потребляемой мощности электропривода, реализуемый устройством [4]. A known method of measuring well production, implemented in the operation of the device [2, 3], which consists in measuring the weight of a sealed cylindrical measuring tank suspended through a force sensor, periodically filled with products of alternately connected wells, and an indirect method for controlling the flow rate of wells by the electric drive power consumption is realized device [4].

Наиболее существенным недостатком способа, реализуемого устройством [2, 3], является жесткая программа опроса скважин для измерения их дебита. The most significant drawback of the method implemented by the device [2, 3] is a strict well survey program for measuring their production rate.

Недостатком устройства [2, 3] является его приборная перенасыщенность и сложность конструкторского исполнения. The disadvantage of the device [2, 3] is its instrumental oversaturation and the complexity of the design.

Наиболее близкими техническими решениями (прототипами) к заявляемому способу и устройству являются устройство и реализуемый им способ [5] для измерения дебита нефтяных скважин. Известное устройство-прототип содержит вертикальную цилиндрическую сепарационную емкость с узлом предварительного отбора газа на линии поступления в нее продукции скважины, кран трехходовой с электроприводом, три указателя уровня жидкости, клапан обратный, электрический датчик температуры, электрический датчик давления, контроллер и переключатель скважин. The closest technical solutions (prototypes) to the claimed method and device are the device and its method [5] for measuring the flow rate of oil wells. The known prototype device contains a vertical cylindrical separation tank with a preliminary gas sampling unit on the well production line, a three-way electric valve, three liquid level indicators, a check valve, an electric temperature sensor, an electric pressure sensor, a controller and a switch for wells.

Способ, реализуемый устройством-прототипом [5] , заключается в поочередном наполнении по заданной программе измерительной емкости отсепарированной продукцией нефтяных скважин и измерении массового расхода по известному времени наполнения емкости, объему мерной емкости и перепаду давления столба жидкости между нижним и верхним уровнями, отсекаемыми датчиками уровня. The method implemented by the prototype device [5] consists in alternately filling the measuring tank according to a given program with the separated oil well products and measuring the mass flow rate according to the known tank filling time, measured tank volume and the pressure drop of the liquid column between the lower and upper levels cut off by level sensors .

Недостатками известных технических решений (способа и устройства) измерения и контроля дебита группы нефтяных скважин являются:
жесткая заданность программы по очередности и по длительности (времени) опроса при измерении дебита продукции каждой из группы скважин, не учитывающая динамику изменения расхода по каждой скважине в промежутках между единичными циклами измерения.The disadvantages of the known technical solutions (method and device) for measuring and controlling the flow rate of a group of oil wells are:
the program is strictly defined by the sequence and duration (time) of the survey when measuring the production rate of each of the group of wells, not taking into account the dynamics of the flow rate for each well in the intervals between unit measurement cycles.

Таким образом, цель заявляемых объектов (иначе - требуемый технический результат) заключается в обеспечении известным техническим решениям более высоких потребительских свойств путем придания адаптивности при обеспечении, к тому же, возможности оценки технического состояния системы "электропривод - глубинный скважинный насос". Thus, the purpose of the claimed objects (otherwise, the required technical result) is to provide well-known technical solutions with higher consumer properties by providing adaptability while also ensuring the possibility of assessing the technical condition of the "electric drive - deep well pump" system.

Требуемый технический результат в заявляемом способе, согласно способу-прототипу, заключающемуся в поочередном, по заданной программе, измерении количества жидкости каждой скважины, прошедшей через измеритель за фиксированный интервал времени, с пересчетом в суточную производительность, достигается тем, что при измерении дебита одной из скважин группы по остальным скважинам осуществляют индивидуальное измерение гидравлической мощности глубинного насоса и потребляемой мощности электропривода, при этом, если их отношение К изменяется на величину ΔК ≥ 0,1К (где исходное К заранее определено и индивидуально для каждой конкретной скважины), то скважину с таким отклонением соотношения мощностей подключают на внеочередное измерение ее дебита. The required technical result in the inventive method, according to the prototype method, which consists in alternately, according to a given program, measuring the amount of fluid of each well passing through the meter for a fixed time interval, calculated in daily output, by the fact that when measuring the flow rate of one of the wells groups for the remaining wells individually measure the hydraulic power of the downhole pump and the power consumption of the electric drive, while if their ratio K changes I by ΔK ≥ 0.1K (where the initial K is predetermined and individually for each specific well), then a well with such a deviation in the power ratio is connected to an extraordinary measurement of its flow rate.

Как показывают стендовые и промышленные испытания заявляемого устройства и опыт эксплуатации прототипа-устройства, требуемый технический результат достигается тем, что устройство для измерения дебита нефтяных скважин, согласно прототипу содержащее вертикальный мерный резервуар с боковым патрубком для подачи в него продукции скважины, с верхним патрубком для отведения попутного газа и нижним патрубком для слива жидкости, датчик температуры в мерном резервуаре, датчики, соответственно, максимально и минимально допустимого уровня жидкости в нем, датчик разности гидростатических давлений в этом резервуаре, датчик избыточного давления в верхней точке полости резервуара, а также контроллер с многоканальным, по количеству датчиков, входом для введения в него электрических информационных сигналов этих датчиков и управляющими выходами, трубопровод подачи продукции, трубопровод отведения попутного газа и трубопровод слива жидкости соответственно, электроуправляемые контроллером переключатель скважин и трехходовой кран, входы которого соединены с трубопроводами попутного газа и слива жидкости соответственно, а его выход предназначен для подключения, через обратный клапан, к сборному коллектору нефтепромысла, снабжено дополнительно блоком измерителей активной мощности, входы которых соединены с питающими шинами электроприводов глубинных насосов контролируемых нефтяных скважин, а выходы подключены к информационным входам контроллера. As shown by bench and industrial tests of the inventive device and operating experience of the prototype device, the required technical result is achieved by the fact that the device for measuring the flow rate of oil wells, according to the prototype, contains a vertical measuring tank with a lateral branch pipe for supplying well products to it, with an upper branch pipe for discharge associated gas and a lower nozzle for draining the liquid, a temperature sensor in the measuring tank, sensors, respectively, the maximum and minimum allowable level of liquid spans in it, a hydrostatic pressure difference sensor in this tank, an overpressure sensor at the top of the tank cavity, and a controller with a multichannel, by the number of sensors, input for introducing electric information signals of these sensors into it and control outputs, product supply pipeline, pipeline associated gas discharge and fluid drain pipe, respectively, electrically controlled by the controller, a well switch and a three-way valve, the inputs of which are connected to the pipelines gas and liquid drain, respectively, and its outlet is intended to be connected, through a non-return valve, to the prefabricated oilfield manifold, is additionally equipped with a block of active power meters, the inputs of which are connected to the supply buses of the electric drives of the deep pumps of controlled oil wells, and the outputs are connected to the information inputs of the controller .

Требуемый технический результат обеспечен наличием в совокупности существенных признаков (характеризующих предлагаемый способ и реализующее его устройство для измерения и контроля дебита нефтяных скважин) вышеуказанных отличительных признаков, а необнаружение в общедоступных источниках патентной и технической информации эквивалентных технических решений с теми же свойствами предполагает соответствие заявляемых объектов критериям изобретения. The required technical result is ensured by the presence of a combination of essential features (characterizing the proposed method and a device implementing it for measuring and controlling oil production rates) of the above distinguishing features, and the non-detection of equivalent technical solutions with the same properties in patent and technical information sources implies that the claimed objects meet the criteria inventions.

На чертеже приведена принципиальная схема устройства, реализующего адаптивный способ измерения и контроля дебита группы нефтяных скважин. The drawing shows a schematic diagram of a device that implements an adaptive method of measuring and controlling the flow rate of a group of oil wells.

Устройство состоит из вертикального мерного резервуара 1 с подводящим патрубком 2 и соответственно отводящими газ и жидкость патрубками 3 и 4; оно содержит также датчик 5 температуры, датчики 6 и 7 минимально и максимально допустимого в резервуаре уровня жидкости, датчик 8 разности гидростатического давления в мерной части резервуара, то есть разности давления по ее высоте Н, заполненном жидкостью до максимально допустимого уровня, датчик 9 избыточного давления в верхней точке полости резервуара, а также контроллер 10 с многоканальным входом 11 и выходами 12 и 13, трубопроводы 14, 15 и 16 для подачи в резервуар продукции, выведения газа и слива жидкости соответственно, электроуправляемые контроллером переключатель 17 скважин и трехходовой кран 18. Кроме того, устройство снабжено блоком измерителей активной мощности 19, входы 20 которых соединены с питающими шинами электроприводов глубинных насосов контролируемых нефтяных скважин, подключены к информационным входам контроллера. The device consists of a vertical measuring tank 1 with a supply pipe 2 and, respectively, the gas and liquid discharge pipes 3 and 4; it also contains a temperature sensor 5, sensors 6 and 7 of the minimum and maximum allowable liquid level in the tank, a sensor 8 of the difference in hydrostatic pressure in the measured part of the tank, that is, the pressure difference along its height H filled with liquid to the maximum allowable level, gauge 9 at the upper point of the reservoir cavity, as well as a controller 10 with a multi-channel input 11 and outputs 12 and 13, pipelines 14, 15 and 16 for supplying products to the tank, removing gas and draining the liquid, respectively, are electrically controlled MODULES switch 17 wells and three-way valve 18. In addition, the device is provided with a supply of active power meters 19, 20 whose inputs are connected to the feeder buses electric pump controlled depth of oil wells are connected to data inputs of the controller.

Устройство работает следующим образом. Посредством контроллера, то есть программным путем через переключатель скважин производится поочередное подключение нефтяных скважин на замер дебита. The device operates as follows. By means of the controller, that is, through the switch of the wells, by software, the oil wells are alternately connected to measure the flow rate.

Продукция одной из скважин через переключатель 17 и трубопровод 14 подачи продукции (который может быть оснащен узлом для предварительного отбора газа; этот узел на чертеже не показан), поступает в мерный резервуар 1, где происходит разделение жидкости и попутного газа. Трехходовой электроуправляемый кран 18 находится в положении, при котором попутный газ под избыточным давлением в мерном резервуаре 1 направляется в сборный коллектор, а жидкость заполняет полость мерного резервуара. The production of one of the wells through the switch 17 and the product supply pipe 14 (which may be equipped with a gas pre-sampling unit; this unit is not shown in the drawing) enters the metering tank 1, where liquid and associated gas are separated. Three-way electrically operated valve 18 is in a position in which associated gas under excess pressure in the metering tank 1 is sent to the collection manifold, and the liquid fills the cavity of the metering tank.

При достижении уровня У_min контроллер, по сигналу датчика 6, фиксирует значение гидростатического давления P₁ столба жидкости в емкости по величине тока I₁ датчика разности давлений, и начинается отсчет времени измерения t₁.Upon reaching the level of Y _{min the} controller, by the signal of the sensor 6, fixes the value of the hydrostatic pressure P ₁ of the liquid column in the tank by the current value I ₁ of the differential pressure sensor, and the measurement time t ₁ begins.

При достижении уровня жидкости У_max контроллер, по сигналу датчика 7, фиксирует время измерения и гидростатическое давление столба жидкости Р₂ по значению выходного тока I₂.Upon reaching the liquid level U _{max the} controller, by the signal of the sensor 7, fixes the measurement time and hydrostatic pressure of the liquid column P ₂ according to the value of the output current I ₂ .

После окончания процесса наполнения полости мерного резервуара от уровня У_min до уровня У_mах трехходовой электроуправляемый кран 18 по команде с контроллера переключается в положение "слив жидкости", и жидкость начинает вытесняться из мерного резервуара сжатым газом, имеющимся в его мерной части. При этом скважина от мерного резервуара отсечена переключателем по команде контроллера.After the filling process of the cavity of the measuring tank from the level of U _min to the level of _{Max max, the} three-way electrically operated valve 18 switches to the "drain" position on the command from the controller, and the liquid begins to be displaced from the measuring tank by the compressed gas available in its measured part. In this case, the well from the measuring tank is cut off by a switch on the controller’s command.

Пересчеты фиксируемых контроллером в мерном резервуаре параметров в величину дебита осуществляются по общеизвестным зависимостям. Recalculations of parameters fixed by the controller in the measuring tank into the flow rate are carried out according to well-known dependencies.

В случае установки между датчиками нижнего и верхнего уровней промежуточных (на чертеже не показаны) датчиков уровня предоставляется возможность менять объем мерного резервуара, учитывая различную производительность измеряемых скважин. In the case of installing between the lower and upper level sensors intermediate (not shown) level sensors, it is possible to change the volume of the measured tank, taking into account the different productivity of the measured wells.

Одновременно с процессом поочередного опроса и измерения дебита продукции скважин в контроллере непрерывно вычисляется текущее значение соотношения мощностей К по каждой измеряемой скважине, определяемое по формуле

где К - коэффициент, учитывающий кпд электропривода насоса, глубинного скважинного насоса и гидравлический кпд насоса;
N_гидр - гидравлическая мощность, развиваемая глубинным насосом;
N_потр - потребляемая электрическая активная мощность;
P_н (или Н) - перепад давления на насосе (в единицах давления или в метрах столба жидкости соответственно);
Q - расход прокачиваемой жидкости, кг/м³;
g - ускорение свободного падения, м/с.Simultaneously with the process of interrogating and measuring the production rate of wells in the controller, the current value of the power ratio K for each measured well is continuously calculated, determined by the formula

where K is a coefficient taking into account the efficiency of the electric drive of the pump, the downhole well pump and the hydraulic efficiency of the pump;
N _hydr - hydraulic power developed by a submersible pump;
N _consumption - consumed electrical active power;
P _n (or N) is the pressure drop across the pump (in units of pressure or in meters of liquid column, respectively);
Q is the flow rate of the pumped liquid, kg / m ³ ;
g - acceleration of gravity, m / s.

В процессе опроса скважин текущее значение К сравнивается в с его численным значением К (по каждой скважине), определенным и занесенным в память контроллера на момент запуска скважины в эксплуатацию. По результату внеочередного (контрольного) измерения дебита конкретной скважины и по результату параллельного измерения потребляемой электроприводом мощности контроллер корректирует накопительный счет добытой продукции и обеспечивает, дополнительно, возможность своевременного обнаружения отклонений в работе насосной установки в целом. During the survey of wells, the current value of K is compared with its numerical value of K (for each well) determined and stored in the controller memory at the time the well was put into operation. Based on the result of an extraordinary (control) measurement of the flow rate of a particular well and the result of parallel measurement of the power consumed by the electric drive, the controller adjusts the cumulative account of the produced products and provides, in addition, the possibility of timely detection of deviations in the operation of the pump unit as a whole.

Таким образом, предложенный способ и реализующее его устройство совмещают в себе принцип адаптивного измерения дебита продукции скважин и контроль технического состояния системы "электропривод-насос". Thus, the proposed method and the device implementing it combine the principle of adaptive measurement of the production rate of wells and control of the technical condition of the electric drive-pump system.

Совокупность существенных признаков (в том числе и отличительных) заявляемого адаптивного способа измерения и контроля дебита группы нефтяных скважин и устройства для его осуществления обеспечивает достижение требуемого технического результата, соответствует критериям "изобретения" и подлежит защите охранным документом (патентом) РФ в соответствии с просьбой заявителя. The set of essential features (including distinguishing ones) of the proposed adaptive method for measuring and controlling the flow rate of a group of oil wells and a device for its implementation ensures the achievement of the required technical result, meets the criteria of the "invention" and is subject to protection by a title of protection of the Russian Federation in accordance with the request of the applicant .

ИСТОЧНИКИ ИНФОРМАЦИИ, ИСПОЛЬЗОВАННЫЕ ПРИ СОСТАВЛЕНИИ ОПИСАНИЙ ПРЕДЛАГАЕМЫХ ИЗОБРЕТЕНИЙ
1. СССР, а.с. 751977, кл. Е 21 В 47/10, 1976.SOURCES OF INFORMATION USED IN THE DRAWING UP OF THE DESCRIPTION OF THE PROPOSED INVENTIONS
1. USSR, A.S. 751977, cl. E 21 B 47/10, 1976.

2. Патент РФ 2059067, М.кл.⁶ Е 21 В 47/10, 1993.2. RF patent 2059067, M.cl. ⁶ E 21 B 47/10, 1993.

3. Установка массоизмерительная транспортабельная "АСМА-Т-03-180-300А", 40100.00.00.000ТО. Межрегиональное акционерное общество "Нефтеавтоматика" (Уфа), Серафимовский опытный завод средств автоматики и телемеханики, 2000. 3. Installation mass measuring transportable "ASMA-T-03-180-300A", 40100.00.00.000TO. Interregional Joint-Stock Company Nefteavtomatika (Ufa), Serafimovsky Experimental Plant of Automation and Telemechanics, 2000.

4. Кричке В. О. Анализатор дебита глубинно-насосной скважины АДС-1 "Автоматизация и телемеханизация нефтяной промышленности", М, ВНИИОЭНГ, 1978, 10. с. 14. 4. Krichke V. O. The analyzer flow rate of a deep-well pump ADS-1 "Automation and telemechanization of the oil industry", M, VNIIOENG, 1978, 10. S. 14.

5. Абрамов Г. С. и др. Автоматизированные измерительные установки для измерения дебита нефтяных скважин. НТЖ "Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности", 1-2, 2001, с.16-18, прототип. 5. Abramov G. S. et al. Automated measuring devices for measuring the flow rate of oil wells. NTZH "Automation, telemechanization and communication in the oil industry", 1-2, 2001, p.16-18, prototype.

Claims

1. Адаптивный способ измерения и контроля дебита группы нефтяных скважин, заключающийся в поочередном по заданной программе измерении количества жидкости каждой скважины, прошедшей через измеритель за фиксированный интервал времени, с пересчетом в суточную производительность, отличающийся тем, что при измерении дебита одной из скважин группы по остальным скважинам осуществляют индивидуальное измерение гидравлической мощности глубинного насоса и потребляемой мощности электропривода, при этом если их соотношение изменяется на величину ΔK ≥0,1К (где К - заранее определенное численное значение для каждой скважины), то скважину с таким отклонением коэффициента К подключают на внеочередное измерение ее дебита. 1. An adaptive method for measuring and controlling the flow rate of a group of oil wells, which consists in measuring the amount of fluid of each well, which has passed through the meter in a fixed time interval, in turn according to a given program, recalculated into daily output, characterized in that when measuring the flow rate of one of the wells in the group, the remaining wells carry out an individual measurement of the hydraulic power of the downhole pump and the power consumption of the electric drive, while if their ratio changes by well ΔK ≥0.1K (where K is a predetermined numerical value for each well), then a well with such a deviation of the coefficient K is connected to an extraordinary measurement of its flow rate.

2. Устройство для измерения и контроля дебита нефтяных скважин, содержащее вертикальный мерный резервуар с боковым патрубком для подачи в него продукции той или иной скважины, с верхним патрубком для отведения выделяющегося попутного газа и нижним патрубком для слива жидкости (в сборный коллектор нефтепромысла), с электрическими датчиками для контролирования в мерном резервуаре температуры, максимально и минимально допустимых уровней жидкости, разности гидростатических давлений в этом резервуаре, заполненном жидкостью до максимально допустимого уровня, датчик избыточного давления в верхней точке полости резервуара, а также контроллер с многоканальным по количеству датчиков входом для введения в него электрических информационных сигналов этих датчиков и управляющими выходами, трубопровод подачи продукции, трубопровод отведения попутного газа и трубопровод слива жидкости соответственно, электроуправляемые контроллером переключатель скважин и трехходовой кран, входы которого соединены с трубопроводами попутного газа и слива жидкости соответственно, а его выход через обратный клапан подключен к сборному коллектору нефтепромысла, отличающееся тем, что оно снабжено блоком измерителей активной мощности, входы которых соединены с питающими шинами электроприводов глубинных насосов контролируемых нефтяных скважин, а выходы подключены к информационным входам контроллера. 2. A device for measuring and controlling the flow rate of oil wells, containing a vertical measuring tank with a side pipe for supplying it with the production of a particular well, with an upper pipe for the discharge of associated gas and a lower pipe for draining the liquid (into the collection reservoir of the oil field), electrical sensors to control the temperature, maximum and minimum allowable levels of liquid in the measuring tank, the difference in hydrostatic pressure in this tank filled with liquid to the maximum permissible level, an overpressure sensor at the upper point of the reservoir cavity, as well as a controller with an input multi-channel for the number of sensors for introducing electrical information signals of these sensors into it and control outputs, a product supply pipeline, a gas outlet pipe and a liquid drain pipe, respectively, electrically controlled by a controller switch wells and a three-way valve, the inputs of which are connected to the pipelines of associated gas and fluid drain, respectively, and its output Erez return valve is connected to a collection manifold oilfield, characterized in that it is provided with a unit of active power measurers whose inputs are connected to the feeder buses electric pump controlled depth of oil wells, and the outputs are connected to data inputs of the controller.