RU2593674C1 - Device for measuring flow rate of oil wells (versions) - Google Patents
Device for measuring flow rate of oil wells (versions) Download PDFInfo
- Publication number
- RU2593674C1 RU2593674C1 RU2015115202/03A RU2015115202A RU2593674C1 RU 2593674 C1 RU2593674 C1 RU 2593674C1 RU 2015115202/03 A RU2015115202/03 A RU 2015115202/03A RU 2015115202 A RU2015115202 A RU 2015115202A RU 2593674 C1 RU2593674 C1 RU 2593674C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- separator
- line
- pipe
- hydrocyclone
- liquid
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Measuring Volume Flow (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для измерения дебита скважин.The invention relates to the oil industry and can be used to measure the flow rate of wells.
Известно устройство для измерения дебита скважин (а.с. СССР №577290, кл. E21B 47/00, 25.10.1977 г.), содержащее газосепаратор с поплавком, связанным с заслонкой на газовой линии, гидравлически связанной с газовой и жидкостными линиями, счетчик жидкости, подпружиненный клапан со штоком, снабженный фиксирующими элементами, установленными с возможностью взаимодействия со штоком мембранного клапана.A device for measuring the flow rate of wells (AS USSR No. 577290, class E21B 47/00, 10/25/1977), containing a gas separator with a float associated with the damper on the gas line, hydraulically connected to the gas and liquid lines, counter fluid, a spring-loaded valve with a stem, equipped with locking elements that are installed with the possibility of interaction with the stem of the diaphragm valve.
Недостатком известного устройства является ненадежность его работы.A disadvantage of the known device is the unreliability of its operation.
Известно устройство для измерения дебита скважин (а.с. СССР №1530765, кл. E21B 47/10, 23.12.1989 г.), содержащее газосепаратор с поплавком, связанным с заслонкой на газовой линии, счетчик жидкости, пневматически связанный с газовой линией, и гидравлически связанный с общей линией мембранный клапан со штоком, выполненный с возможностью установки его в двух крайних фиксированных положениях, причем устройство дополнительно снабжено установленным на газовой линии параллельно заслонке, выполненным с возможностью установки в двух крайних фиксированных положениях мембранным клапаном со штоком и дросселем, а надмембранная полость соединена с газовой линией после него и дросселя.A device for measuring the flow rate of wells (AS USSR No. 1530765, class E21B 47/10, 12/23/1989), comprising a gas separator with a float associated with a valve on the gas line, a liquid meter pneumatically connected to the gas line, and a diaphragm valve hydraulically connected to the common line with a stem, configured to be installed in two extreme fixed positions, the device is additionally equipped with a valve installed on the gas line parallel to the damper, configured to be installed in two extreme fixed floors As a result, a diaphragm valve with a stem and a throttle is used, and the supramembrane cavity is connected to the gas line after it and the throttle.
Недостатком известного устройства является ненадежность его работы, обусловленная наличием мембраны у клапана, у которой существенно ограничен ресурс и механическая прочность. Другим недостатком является наличие импульсных трубок, через которые мембранный клапан контролирует перепад давления между сепаратором и общим коллектором. Импульсные трубки постоянно заполняются конденсатом, а при отрицательных температурах конденсат в импульсных трубках замерзает и устройство выходит из строя.A disadvantage of the known device is the unreliability of its operation, due to the presence of a membrane at the valve, which has a significantly limited resource and mechanical strength. Another disadvantage is the presence of impulse tubes through which the diaphragm valve controls the pressure drop between the separator and the common manifold. The impulse tubes are constantly filled with condensate, and at negative temperatures, the condensate in the impulse tubes freezes and the device fails.
Кроме того, конструкция фиксирующих элементов выполнена с использованием шариковых фиксаторов, предполагающих наличие трения скольжения, что вызывает износ трущихся поверхностей и выход из строя самого устройства для измерения дебита скважин. Причем фиксирующие элементы установлены в области нормального давления, а шток клапана расположен в области рабочих давлений, что предполагает использование сальниковых устройств, которые также имеют очень ограниченный ресурс, и что также требует существенных эксплуатационных затрат.In addition, the design of the locking elements is made using ball retainers, which suggest the presence of sliding friction, which causes wear of the rubbing surfaces and the failure of the device itself for measuring the flow rate of wells. Moreover, the locking elements are installed in the normal pressure range, and the valve stem is located in the operating pressure range, which involves the use of stuffing box devices, which also have a very limited resource, and which also requires significant operating costs.
Наличие большого количества трущихся деталей в конструкции их фиксаторов приводит в конечном итоге к повышенному их износу, что влияет на изменение характеристик фиксации клапана, и клапан перестает работать в фиксированных крайних положениях, начинает оставаться в промежуточном положении, в полуоткрытом (полузакрытом) положениях, что приводит к искажению результатов измерения дебита скважин.The presence of a large number of rubbing parts in the design of their clamps ultimately leads to increased wear, which affects the change in the characteristics of valve fixation, and the valve stops working in fixed extreme positions, begins to remain in an intermediate position, in a half-open (half-closed) position, which leads to distortion of the results of measuring the flow rate of wells.
Известно устройство для измерения дебита скважин (патент РФ №2199662, E21B 47/10, 27.02.2003 г.), содержащее газосепаратор с поплавком, связанным с заслонкой на газовой линии, гидравлически связанной с газовой и жидкостной линиями, счетчик жидкости, подпружиненный клапан со штоком, снабженный фиксирующими элементами, установленными с возможностью взаимодействия со штоком, седло клапана, дроссель, шток снабжен шайбой из магнитного материала, расположенной между кольцевыми магнитами, установленными в магнитопроводах, жестко прикрепленных к корпусу клапана, взаимодействующими с шайбой при перемещении штока, а дроссель установлен в проходном сечении седла клапана и жестко соединен с последним.A device for measuring the flow rate of wells (RF patent No. 2199662, E21B 47/10, 02/27/2003), containing a gas separator with a float associated with the valve on the gas line, hydraulically connected with the gas and liquid lines, a liquid meter, a spring-loaded valve with a rod equipped with locking elements installed with the possibility of interaction with the rod, valve seat, throttle, the rod is equipped with a washer made of magnetic material located between ring magnets installed in the magnetic circuits, rigidly attached to the housing Apana, interacting with the washer when moving the rod, and the throttle is installed in the passage section of the valve seat and is rigidly connected to the latter.
Недостатком известного устройства является наличие погрешности в выдаче информации по расходу жидкости после закрытия запорного клапана.A disadvantage of the known device is the error in the issuance of information on the flow of fluid after closing the shut-off valve.
Известно устройство для измерения дебита нефтяных скважин (а.с. СССР №1553661, E21B 47/10, 30.03.1990), содержащее вертикальный цилиндрический сепаратор с гидроциклом, два датчика давления, один из них замеряет давление жидкой фазы, установленные на разных уровнях, газовую линию с клапаном с электромагнитным приводом, впускную и выпускную жидкостные линии, микропроцессор и блок управления, успокоительные решетки, датчики давления и температуры, замеряющие параметры газовой фазы, причем выпускная жидкостная линия выполнена в виде сифона.A device for measuring the flow rate of oil wells (AS USSR No. 1553661, E21B 47/10, 03/30/1990), containing a vertical cylindrical separator with a jet ski, two pressure sensors, one of them measures the pressure of the liquid phase, installed at different levels, a gas line with a valve with an electromagnetic actuator, inlet and outlet liquid lines, a microprocessor and a control unit, soothing grids, pressure and temperature sensors that measure the parameters of the gas phase, and the outlet liquid line is made in the form of a siphon.
Недостатками аналога являются сложность и невысокая надежность конструкции, обусловленная тем, что клапан выполнен с электромагнитным приводом и управлением, датчики давления и уровня, работающие в жидкой среде, подвержены вероятности выхода из строя по причине обрастания их слоем парафина.The disadvantages of the analogue are the complexity and low reliability of the design, due to the fact that the valve is made with an electromagnetic actuator and control, pressure and level sensors operating in a liquid medium are susceptible to failure due to their fouling with a layer of paraffin.
Известно устройство для осуществления способа замера дебита попутного газа в продукции нефтяной скважины на групповых замерных установках (а.с. СССР №276851, E21B 47/10, 01.01.1970), включающего подачу газонефтяного потока в сепарационный трап в виде цилиндрической вертикальной емкости и накопление жидкой фазы в нем, вытеснение ее давлением газовой фазы путем перекрытия запорного клапана на газовой линии и определение дебита газа замером времени вытеснения заданного объема жидкой фазы, содержащее вертикальную цилиндрическую емкость, датчики нижнего и верхнего уровней, датчики температуры и давления газовой фазы, газовую линию, счетно-решающий блок, электронные часы, запорный клапан, жидкостные входную и выходную, в виде сифона, линии.A device is known for implementing a method for measuring the flow rate of associated gas in oil well production in group metering units (AS USSR No. 276851, E21B 47/10, 01/01/1970), including the supply of a gas-oil stream to a separation ladder in the form of a cylindrical vertical tank and accumulation the liquid phase in it, displacing it with the pressure of the gas phase by closing the shut-off valve on the gas line and determining the gas flow rate by measuring the time of displacement of a given volume of the liquid phase, containing a vertical cylindrical tank, sensors th and upper levels, temperature sensors and pressure of the gas phase, the gas line, resolver unit, electronic watches, stop valve, fluid inlet and outlet, a siphon line.
Известное устройство имеет недостатки, заключающиеся в том, что конструкция его включает датчики уровня жидкой фазы, подтвержденные риску выхода из строя по причине обрастания их слоем парафина, и лишена приборов, замеряющих непрерывно расходы жидкой и газовой фаз и позволяющих учесть добычу продукции скважины в заданный отрезок времени с высокой точностью прямым способом.The known device has drawbacks in that its design includes liquid level sensors, confirmed by the risk of failure due to their overgrowth with a layer of paraffin, and is devoid of instruments that continuously measure the flow rate of the liquid and gas phases and allow for the production of wells to be taken into account in a given section time with high accuracy in a direct way.
Известно устройство для измерения дебита газа и жидкости нефтяных скважин (патент РФ №2426877, E21B 47/10, 20.08.2011), содержащее вертикальную цилиндрическую емкость, входную и выходную, в виде сифона, жидкостные линии, газовую линию, датчики давления и температуры газовой фазы, счетно-решающий блок с электронными часами, гидравлический замок, сообщающую его со сборным коллектором общую линию, объемный счетчик жидкости, запорный клапан, выполненный самодействующим, перепускным, двухфазным, дискретного действия с магнитной фиксацией его крайних положений, установленный, как и счетчик, на общей линии вслед за ним перед впадением ее в сборный коллектор, при этом газовая и выходная жидкостная нисходящей ветвью сифона линии сообщены с замком, причем датчики давления и температуры установлены на газовой линии.A device for measuring the flow rate of gas and liquid in oil wells (RF patent No. 2426877, E21B 47/10, 08/20/2011) containing a vertical cylindrical tank, inlet and outlet, in the form of a siphon, liquid lines, a gas line, gas pressure and temperature sensors phases, calculating and decisive unit with an electronic clock, a hydraulic lock communicating with the prefabricated collector common line, volumetric liquid meter, shut-off valve, made self-acting, bypass, two-phase, discrete with magnetic fixation of its extreme polo eny mounted as a counter to the common line after it before flowing it into a collection manifold, the gas outlet and liquid descending branch of the siphon line communicated with a lock, wherein the pressure and temperature sensors installed on the gas line.
Недостатком известного устройства является отсутствие надежности и точности результатов измерения дебита скважин, обусловленное выдачей информации по расходу жидкости после закрытия запорного клапана.A disadvantage of the known device is the lack of reliability and accuracy of the measurement results of the flow rate of wells, due to the issuance of information on fluid flow after closing the shutoff valve.
Указанный недостаток известного устройства проявляется при различных видах расходомеров.The specified disadvantage of the known device is manifested in various types of flow meters.
Например:For example:
счетчики (расходомеры) турбинные по инерции продолжают выдавать информацию по расходу жидкости после закрытия клапана регулятора расхода;inertia turbine counters (flow meters) continue to provide information on fluid flow after closing the flow control valve;
кориолисовые расходомеры по причине дрейфа нуля при закрытом состоянии клапана (при отсутствии расхода жидкости) выдают информацию о расходе;Coriolis flowmeters due to zero drift when the valve is closed (in the absence of fluid flow) provide information about the flow;
ультразвуковые, вихревые, вихреакустические расходомеры при отсутствии расхода очень чувствительны к вибрации, шумам гидравлическим и при гидравлических и акустических шумах начинают выдавать информацию о расходе при отсутствии самого расхода.ultrasonic, vortex, vortex-acoustic flowmeters in the absence of flow are very sensitive to vibration, hydraulic noises and with hydraulic and acoustic noise begin to give out information about the flow in the absence of flow.
Известно устройство для измерения дебита скважин (патент РФ № 2513891, E21B 47/10, 19.12.2012). Устройство содержит вертикальную цилиндрическую емкость, входную и выходную, в виде сифона, жидкостные линии, газовую линию, датчики давления и температуры газовой фазы, счетно-решающий блок, объемный счетчик жидкости, запорный клапан, установленный, как и счетчик, на общей линии вслед за ним перед впадением ее в сборный коллектор, и при этом газовая и выходная жидкостная нисходящей ветвью сифона линии сообщены с гидравлическим замком. Датчики давления и температуры установлены на газовой линии, запорный клапан, объемный счетчик жидкости и счетно-решающий блок взаимосвязаны между собой через импульсный распределительный блок определения измеряемой рабочей среды. Запорный клапан выполнен перепускным дискретного действия с магнитной фиксацией, разгрузкой и контролем положения: «Открыто» или «Закрыто».A device for measuring the flow rate of wells (RF patent No. 2513891, E21B 47/10, 12/19/2012). The device contains a vertical cylindrical container, inlet and outlet, in the form of a siphon, liquid lines, a gas line, pressure and temperature sensors of the gas phase, a counting-resolving unit, a volumetric liquid meter, a shut-off valve installed, like the meter, on the common line after before it flows into the prefabricated collector, while the gas and liquid outlet downstream branch of the siphon, the lines are connected with a hydraulic lock. Pressure and temperature sensors are installed on the gas line, a shut-off valve, a volumetric liquid meter and a counting-decisive unit are interconnected via a pulse distribution unit for determining the measured working medium. The shut-off valve is made bypass discrete action with magnetic fixation, unloading and position control: “Open” or “Closed”.
Недостатком известного устройства, в котором согласно изобретению измеряемой рабочей средой может быть газ или жидкость, является то, что в процессе работы устройства измеряется общая жидкость без разделения воды и нефти и, кроме того, измеряется только объем жидкости, в то время как, необходимо измерять массу нефти и воды и соответственно определять содержание воды и нефти в добываемой продукции нефтяной скважины.A disadvantage of the known device, in which according to the invention the measured working medium can be gas or liquid, is that during the operation of the device the total liquid is measured without separation of water and oil and, in addition, only the volume of liquid is measured, while it is necessary to measure the mass of oil and water and, accordingly, determine the content of water and oil in the produced products of the oil well.
Данное устройство наиболее близко изобретению по технической сущности, достигаемым техническим результатам и принято за прототип.This device is closest to the invention in technical essence, achieved technical results and is taken as a prototype.
Задачей изобретения является упрощение конструкции и повышение надежности эксплуатации при измерении дебита нефтяных скважин.The objective of the invention is to simplify the design and increase the reliability of operation when measuring the flow rate of oil wells.
Техническим результатом является повышение точности измерения дебита нефтяных скважин за счет включения в состав устройства сепаратора с размещенным в нем гидроциклоном, кольцевыми сосудами, образующими сифон, разделяющий жидкости разных плотностей, гидроциклона на входе сепаратора, гидроциклона в каплеотбойнике после сепаратора и компенсирующей емкости перед запорным клапаном на измерительной линии, а также за счет того, что в каплеотбойнике установлены кольцевые сосуды с разделителем, образующие сифон, и нижняя часть каплеотбойника соединена со сборным коллектором.The technical result is to increase the accuracy of measuring the flow rate of oil wells due to the inclusion of a separator with a hydrocyclone placed in it, annular vessels forming a siphon separating liquids of different densities, a hydrocyclone at the inlet of the separator, a hydrocyclone in the droplet separator after the separator and a compensation tank in front of the shut-off valve on measuring line, as well as due to the fact that annular vessels with a separator, forming a siphon, and the lower part of the drop eliminator are installed in the drop eliminator connected to the prefabricated collector.
Поставленная задача решается и технический результат достигается по первому варианту тем, что в устройстве для измерения дебита нефтяных скважин, содержащем входную и выходную жидкостные линии, соединенные со счетно-решающим блоком расходомер, датчики давления и температуры, запорный клапан, установленные на общей измерительной линии, сообщенной со сборным коллектором, согласно изобретению на входной жидкостной линии перед сепаратором смонтирован гидроциклон, который соединен жидкостной трубой с нижней частью сепаратора и газовой трубой с верхней частью сепаратора, при этом внутри сепаратора в верхней его части смонтирован внутренний гидроциклон со входным патрубком и заслонкой и в нижней внутренней части сепаратора установлены два кольцевых сосуда, образующих сифон, между которыми размещен разделитель, связанный с внутренним гидроциклоном газовой трубой, а выходная жидкостная линия сепаратора соединена с каплеотбойником, внутри которого в его средней части установлен гидроциклон и в верхней части - плотномер, датчики давления и температуры, соединенные со счетно-решающим блоком, причем нижняя часть каплеотбойника через задвижки соединена с общей измерительной линией, а верхняя часть - непосредственно с общей измерительной линией, на которой перед запорным клапаном, сообщенным со сборным коллектором, установлена компенсирующая емкость.The problem is solved and the technical result is achieved according to the first embodiment by the fact that in the device for measuring the flow rate of oil wells, containing input and output fluid lines connected to the counting-decisive unit, a flow meter, pressure and temperature sensors, a shut-off valve installed on a common measuring line, connected to the collection manifold, according to the invention, a hydrocyclone is mounted on the inlet liquid line in front of the separator, which is connected by a liquid pipe to the bottom of the separator and the gas slaughter with the upper part of the separator, while inside the separator in its upper part an internal hydrocyclone is mounted with an inlet pipe and a damper and two annular vessels are installed in the lower inner part of the separator, forming a siphon, between which there is a separator connected to the internal hydrocyclone by a gas pipe, and the output the separator liquid line is connected to a droplet eliminator, inside of which a hydroclone is installed in its middle part and a densitometer, pressure and temperature sensors connected to the o-deciding unit, wherein the lower droplet separator part through a gate connected to a common measuring line, and the upper portion - directly with the overall measurement line in which before the cut-off valve, communicated with the collecting manifold mounted compensating capacitance.
Поставленная задача решается и технический результат достигается по второму варианту тем, что в устройстве для измерения дебита нефтяных скважин, содержащем входную и выходную жидкостные линии, расходомер, датчики давления и температуры, запорный клапан, соединенные со счетно-решающим блоком, установленные на общей измерительной линии, сообщенной со сборным коллектором, согласно изобретению на входной жидкостной линии перед сепаратором смонтирован гидроциклон, который соединен жидкостной трубой с нижней частью сепаратора и газовой трубой с верхней частью сепаратора, при этом внутри сепаратора в верхней его части смонтирован внутренний гидроциклон со входным патрубком и заслонкой и в нижней внутренней части сепаратора установлены два кольцевых сосуда, образующих сифон, между которыми размещен разделитель, связанный с внутренним гидроциклоном газовой трубой, а выходная жидкостная линия сепаратора соединена с каплеотбойником, внутри которого в его верхней части установлен плотномер, датчики давления и температуры, соединенные со счетно-решающим блоком, в средней части - гидроциклон, кольцевые сосуды с разделителем, образующие сифон, а нижняя часть каплеотбойника через трубу и задвижки соединена со сборным коллектором, при этом верхняя часть каплеотбойника соединена непосредственно с общей измерительной линией, на которой перед запорным клапаном, сообщенным со сборным коллектором, установлена компенсирующая емкость.The problem is solved and the technical result is achieved according to the second embodiment by the fact that in the device for measuring the flow rate of oil wells, containing inlet and outlet fluid lines, a flow meter, pressure and temperature sensors, a shut-off valve connected to the computing unit, installed on a common measuring line connected with the prefabricated manifold according to the invention, a hydrocyclone is mounted on the inlet liquid line in front of the separator, which is connected by a liquid pipe to the bottom of the separator and the gas a casing with the upper part of the separator, while inside the separator in its upper part an internal hydrocyclone is mounted with an inlet pipe and a damper and two annular vessels are installed in the lower inner part of the separator, forming a siphon, between which there is a separator connected to the internal hydrocyclone by a gas pipe, and the outlet the liquid line of the separator is connected to a droplet eliminator, inside of which a densitometer is installed in its upper part, pressure and temperature sensors connected to a counting-decisive unit, in the middle hour STI - hydrocyclone, annular vessels with a separator forming a siphon, and the lower part of the droplet collector through a pipe and valves is connected to the collector, while the upper part of the droplet collector is connected directly to a common measuring line, on which a compensating valve is installed in front of the shutoff valve in communication with the collector capacity.
Техническая сущность изобретения поясняется чертежами. На фиг.1 изображен общий вид устройства первого варианта исполнения. На фиг. 2 изображен фрагмент А с фиг. 1 каплеотбойника второго варианта исполнения.The technical essence of the invention is illustrated by drawings. Figure 1 shows a General view of the device of the first embodiment. In FIG. 2 shows fragment A of FIG. 1 drop eliminator of the second embodiment.
Устройство для измерения дебита нефтяных скважин по первому варианту исполнения содержит сепаратор 1, входную 2 и выходную 3 жидкостные линии, сообщенную со сборным коллектором 4 общую измерительную линию 5 с расходомером 6, запорным клапаном 7, датчиком давления 8 и температуры 9, соединенными со счетно-решающим блоком 10.The device for measuring the flow rate of oil wells according to the first embodiment contains a
На измерительной линии 5 перед запорным клапаном 7 установлена компенсирующая емкость 11.On the
На входной жидкостной линии 2 смонтирован гидроциклон 12, который соединен с нижней частью сепаратора 1 жидкостной трубой 13, а с верхней частью сепаратора 1 газовой трубой 14.A
Нижняя часть сепаратора 1 соединена трубой 15 через задвижки 16 и 17 с общим коллектором 4.The lower part of the
Внутри сепаратора 1 в его верхней части смонтирован внутренний гидроциклон 18 со входным патрубком 19 и заслонкой 20, а в нижней внутренней части сепаратора 1 установлен кольцевой сосуд 21 и кольцевой сосуд 22, образующие сифон 23.Inside the
Между кольцевыми сосудами 21 и 22 размещен разделитель 24, который связан с внутренним гидроциклоном 18 газовой трубой 25. Сепаратор 1 выходной жидкостной линией 3, через задвижку 26, связан трубой 27 с каплеотбойником 28, внутри которого в его средней части установлен гидроциклон 29, в верхней части - плотномер 30, датчики давления 31 и температуры 32, которые соединены со счетно-решающим блоком 10, а нижняя часть каплеотбойника 28 соединена трубой 33 с измерительной линией 5 через задвижки 34 и 35. Верхняя часть каплеотбойника 28 соединена трубой 36 с измерительной линией 5, на которой установлены расходомер 6, датчики давления 8 и температуры 9 и запорный клапан 7, сообщенные со сборным коллектором 4.Between the
Устройство для измерения дебита нефтяных скважин второго варианта исполнения включает дополнительно в каплеотбойнике 28 два кольцевых сосуда 37 и 38 и разделитель 39, образующие сифон 40, а нижняя часть каплеотбойника 28 соединена со сборным коллектором 4 через трубу 15 с задвижками 34 и 17.The device for measuring the oil production rate of the second embodiment additionally includes two
Устройство первого варианта исполнения работает следующим образом. Продукция со скважины поступает по входной жидкостной линии 2 в гидроциклон 12, с нижней части которого попадает в нижнюю часть сепаратора 1 по жидкостной трубе 13, а с верхней части гидроциклона 12 по газовой трубе 14 в сепаратор 1 поступает газ.The device of the first embodiment works as follows. Production from the well enters through a
В сепараторе 1 происходит разделение продукции нефтяной скважины на газ и жидкость, которая в свою очередь расслаивается на чистую воду, нефть и эмульсию.In the
В процессе сепарации в нижней части сепаратора 1 накапливается послойно вода, эмульсия и нефть, а в верхней части сепаратора 1 собирается газ. Нижняя часть сепаратора 1 соединена трубой 15 с общим коллектором 4 через задвижки 16 и 17. По мере накопления перепада давления между полостью сепаратора 1 и общим коллектором 4 происходит дальнейшее послойное разделение жидкости на воду, эмульсию и нефть, их накопление и накопление объема газа. С достижением перепада давления до величины давления Pоткрытия запорного клапана 7 накопленный объем газа в сепараторе 1 через внутренний гидроциклон 18 со входным патрубком 19, заслонкой 20 поступает по газовой трубе 25 сепаратора 1 через кольцевой сосуд 21 по выходной жидкостной линии 3 через задвижку 26 по трубе 14 в каплеотбойник 28, выходную линию 36, измерительную линию 5 с расходомером 6, датчиком давления 8 и температуры 9, компенсирующей емкостью 11 и запорным клапаном 7 в выходной коллектор 4. Каплеотбойник 28 работает на базе гидроциклона 29 и функционирует с плотномером 30, датчиком давления 31 и температуры 32. Нижняя часть каплеотбойника 28 соединена трубой 33 с измерительной линией 5 через задвижки 34 и 35.During the separation process, water, emulsion and oil are accumulated in layers in the lower part of the
С достижением перепада давления до величины Pзакрытия запорный клапан 7 закрывает измерительную линию 5. По мере поступления продукции нефтяной скважины в сепараторе 1 поднимается уровень чистой воды между кольцевым сосудом 21 и кольцевым сосудом 22, а между кольцевым сосудом 22 и корпусом сепаратора 1 поднимается уровень нефти и эмульсии.When the pressure drop is reached to the closing value P, the shutoff valve 7 closes the
С подъемом уровня воды между кольцевыми сосудами 21 и 22 и достижением их верхних кромок кольцевые сосуды 21 и 22 начнут заполняться водой.As the water level rises between the
С достижением уровнем воды в кольцевом сосуде 21 нижних кромок разделителя 24 уровнем воды в кольцевом сосуде 21 перекрывается выход газа из сепаратора 1, и повышается давление сепараторе 1. Вследствие этого вода из сепаратора 1 между кольцевыми сосудами 21 и 22 под давлением заполняет кольцевой сосуд 21 и поступает по жидкостной линии 3, через задвижку 26 по трубе 27 в каплеотбойник 28, и по трубе 36 в измерительную линию 5 до запорного клапана 7. Запорный клапан 7 срабатывает с достижением перепада давления Pоткрытия, и с открытием запорного клапана 7 начинается измерение расхода чистой воды расходомером 6 с одновременным измерением ее плотности плотномером 30. По мере убывания воды из сепаратора 1 происходит накопление объема нефти и эмульсии в сепараторе 1 с одновременным увеличением уровня нефти и эмульсии в сепараторе 1 между корпусом сепаратора 1 и кольцевым сосудом 22. С достижением уровня нефти верхней кромки кольцевого сосуда 22 нефть начинает заполнять кольцевой сосуд 22 до уровня воды в кольцевом сосуде 22. По мере передвижения межфазного уровня между нефтью и водой в кольцевом сосуде 22 до нижней кромки разделителя 24 в кольцевом сосуде 22 нефть начнет перетекать через разделитель 24 и всплывать в воде вверх между разделителем 24 и внутренней частью кольцевого сосуда 22, что приведет в движение воду между кольцевыми сосудами 22 и 21 и между кольцевым сосудом 22 и корпусом сепаратора 1 с одновременным заполнением нефтью кольцевого сосуда 21 и пространства между кольцевыми сосудами 22 и 21. Далее происходит замещение воды нефтью, и нефть поступает через измерительную линию 5 в общий коллектор 4.When the water level in the
По мере вытеснения нефти под действием избыточного давления происходит падение уровня жидкости в сепараторе 1.As the oil is displaced under the influence of excess pressure, the liquid level drops in the
С достижением уровня жидкости в кольцевом сосуде 21 нижней кромки разделителя 24 происходит выход газа из сепаратора 1, газ начинает проходить через измерительную линию 5, и уровень жидкости из внешнего контура кольцевого сосуда 21 перетекает, благодаря сифону 23, в полость кольцевого сосуда 22 и пространство между кольцевыми сосудами 22 и 21.When the liquid level in the
В результате освобождения от жидкости сепаратора 1 освобождается проход для газа, и начинается последующее накопление и подготовка жидкости для измерения путем ее расслоения и поочередной подачи для измерения. Идентификация нефти, эмульсии и воды производится плотномером 30, установленным на каплеотбойнике 28. Объем проходящей через запорный клапан 7 в сборный коллектор 4 жидкости учитывается расходомером 6 с учетом показаний датчиков давления 8 и температуры 9, связанных со счетно-решающим блоком 10.As a result of the separation of the
Устройство для измерения дебита нефтяных скважин второго варианта исполнения в отличие от первого варианта работает следующим образом. Отбор, сброс и замер дебита жидкой фазы в сборный коллектор 4 осуществляют аналогично первому варианту, а при прохождении газовой фазы в гидроциклоне 29 каплеотбойника 28 происходит последняя фаза отделения капельной составляющей газовой фазы, которая проходит через общую измерительную линию 5, при этом капельная фаза, накопившись в нижней части каплеотбойника 28 и достигнув верхнего уровня кольцевого сосуда 37 между корпусом каплеотбойника 28 и внешней стенкой кольцевого сосуда 37, начинает переливаться и заполнять кольцевой сосуд 38 и своим уровнем начнет перекрывать выход газа из каплеотбойника 28, что вызовет повышение давления в каплеотбойнике 28, лавинообразное перекрытие газа и выдавливание накопившейся капельной жидкости из нижней части каплеотбойника 28 в общую измерительную линию 5 с последующей идентификацией плотномером 30.A device for measuring the flow rate of oil wells of the second embodiment, in contrast to the first embodiment, operates as follows. The selection, discharge and measurement of the flow rate of the liquid phase to the collecting
С достижением уровня жидкости в кольцевом сосуде 38 каплеотбойника 28 нижней кромки разделителя 39 произойдет прорыв газа в общую измерительную линию 5 и выравнивание давления между входом и выходом каплеотбойника 28 и, соответственно, выравнивание уровня жидкости в каплеотбойнике 28, и чистый газ без капельной составляющей пройдет через общую измерительную линию 5 в сборный коллектор 4. С последующим накоплением капельной составляющей в газовой фазе процесс выдавливания газа в каплеотбойнике 28 повторяется.Upon reaching the liquid level in the
Во втором варианте исполнения устройства нижняя часть каплеотбойника 28 соединена со сборным коллектором 4, и грязевые отложения непосредственно утилизируются в сборный коллектор 4 через задвижки 34 и 17 по трубе 15.In the second embodiment of the device, the lower part of the
Наличие в устройстве: сепаратора 1 с размещенным в нем внутренним гидроциклоном 18, кольцевыми сосудами 21 и 22, образующими сифон 23, разделяющий жидкости разных плотностей; гидроциклона 12 на входной жидкостной линии 2, гидроциклона 29 в каплеотбойнике 28 после сепаратора 1 и компенсирующей емкости 11 перед запорным клапаном 7 на измерительной линии 5, наряду с дополнительным включением в каплеотбойник 28 двух кольцевых сосудов 37 и 38, разделителя 39, образующих сифон 40, обеспечивает повышение точности замера дебита нефтяных скважин, упрощение конструкции и повышение надежности эксплуатации устройства.The presence in the device: of a
Использование изобретения позволит создать простое и надежное в эксплуатации устройство и повысить точность замера дебита нефтяных скважин.Using the invention will allow to create a simple and reliable device in operation and to increase the accuracy of measuring the flow rate of oil wells.
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015115202/03A RU2593674C1 (en) | 2015-04-22 | 2015-04-22 | Device for measuring flow rate of oil wells (versions) |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015115202/03A RU2593674C1 (en) | 2015-04-22 | 2015-04-22 | Device for measuring flow rate of oil wells (versions) |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2593674C1 true RU2593674C1 (en) | 2016-08-10 |
Family
ID=56612770
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2015115202/03A RU2593674C1 (en) | 2015-04-22 | 2015-04-22 | Device for measuring flow rate of oil wells (versions) |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2593674C1 (en) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2664530C1 (en) * | 2017-08-30 | 2018-08-20 | Рауф Рахимович Сафаров | Device and method for measuring the flow rate of oil wells |
| RU198862U1 (en) * | 2020-04-22 | 2020-07-30 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Measuring mobile measuring station |
| RU2750790C1 (en) * | 2020-11-09 | 2021-07-02 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Тюменский государственный университет" | System for measuring content of dropping liquid in associated petroleum gas flow |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1553661A1 (en) * | 1988-04-20 | 1990-03-30 | Октябрьский Филиал Всесоюзного Научно-Исследовательского И Проектно-Конструкторского Института Комплексной Автоматизации Нефтяной И Газовой Промышленности | Device for measuring yield of oil wells |
| US6032539A (en) * | 1996-10-11 | 2000-03-07 | Accuflow, Inc. | Multiphase flow measurement method and apparatus |
| RU2208158C1 (en) * | 2001-10-22 | 2003-07-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь" | Plant for oil routine accounting |
| RU2307930C1 (en) * | 2006-03-01 | 2007-10-10 | Закрытое акционерное общество "ПИК и Ко" | Device for measuring oil, gas and water debit of oil wells |
| RU2406823C1 (en) * | 2009-09-14 | 2010-12-20 | Рауф Рахимович Сафаров | Method of differentiated measurement of flow rate of oil wells and device for its implementation (versions) |
| RU2426877C1 (en) * | 2010-04-14 | 2011-08-20 | Рауф Рахимович Сафаров | Device for measurement of yield of gas and fluid of oil wells |
| RU2541991C1 (en) * | 2014-02-18 | 2015-02-20 | Рауф Рахимович Сафаров | Method of measuring well flow rate of oil well products and device to this end |
-
2015
- 2015-04-22 RU RU2015115202/03A patent/RU2593674C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1553661A1 (en) * | 1988-04-20 | 1990-03-30 | Октябрьский Филиал Всесоюзного Научно-Исследовательского И Проектно-Конструкторского Института Комплексной Автоматизации Нефтяной И Газовой Промышленности | Device for measuring yield of oil wells |
| US6032539A (en) * | 1996-10-11 | 2000-03-07 | Accuflow, Inc. | Multiphase flow measurement method and apparatus |
| RU2208158C1 (en) * | 2001-10-22 | 2003-07-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь" | Plant for oil routine accounting |
| RU2307930C1 (en) * | 2006-03-01 | 2007-10-10 | Закрытое акционерное общество "ПИК и Ко" | Device for measuring oil, gas and water debit of oil wells |
| RU2406823C1 (en) * | 2009-09-14 | 2010-12-20 | Рауф Рахимович Сафаров | Method of differentiated measurement of flow rate of oil wells and device for its implementation (versions) |
| RU2426877C1 (en) * | 2010-04-14 | 2011-08-20 | Рауф Рахимович Сафаров | Device for measurement of yield of gas and fluid of oil wells |
| RU2541991C1 (en) * | 2014-02-18 | 2015-02-20 | Рауф Рахимович Сафаров | Method of measuring well flow rate of oil well products and device to this end |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2664530C1 (en) * | 2017-08-30 | 2018-08-20 | Рауф Рахимович Сафаров | Device and method for measuring the flow rate of oil wells |
| RU198862U1 (en) * | 2020-04-22 | 2020-07-30 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Measuring mobile measuring station |
| RU2750790C1 (en) * | 2020-11-09 | 2021-07-02 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Тюменский государственный университет" | System for measuring content of dropping liquid in associated petroleum gas flow |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2593674C1 (en) | Device for measuring flow rate of oil wells (versions) | |
| US5205310A (en) | System and method for flow control for high watercut oil production | |
| RU2426877C1 (en) | Device for measurement of yield of gas and fluid of oil wells | |
| EP2569605A1 (en) | Multiphase flowmeter with batch separation | |
| RU2351757C1 (en) | Methods of measuring oil well yield and device for implementation of this method (versions) | |
| RU2585778C1 (en) | Device for measurement of flow rate of oil and gas | |
| RU2664530C1 (en) | Device and method for measuring the flow rate of oil wells | |
| BR112020021776A8 (en) | IMPROVED FLOW MEASUREMENT | |
| RU2513891C1 (en) | Oil well gauging device | |
| CN102288244A (en) | Measuring method for crude oil flow at well mouth and device thereof | |
| RU2541991C1 (en) | Method of measuring well flow rate of oil well products and device to this end | |
| RU2492322C2 (en) | Device to measure product yield of oil and gas producing wells | |
| RU2560737C1 (en) | Oil well gaging device | |
| RU66779U1 (en) | INSTALLATION OF BOREHOLD ACCOUNTING OF HYDROCARBON PRODUCTS | |
| RU2691255C1 (en) | Device for measuring flow rate of oil wells | |
| RU2386029C1 (en) | Method of gaging of oil well and device for its implementation (versions) | |
| RU155020U1 (en) | INSTALLATION FOR MEASURING THE DEBIT OF OIL WELL PRODUCTS | |
| RU2761074C1 (en) | Device and method for measuring oil well flow rate | |
| RU2131027C1 (en) | Device for measuring production rate of oil wells | |
| RU2548289C1 (en) | Device for measurement of oil and gas well flow rate | |
| RU2371701C1 (en) | Method for detection of contaminants content in liquid that flows in pipeline | |
| RU2784258C1 (en) | Method for increasing accuracy of measuring liquid flow by turbine meter in the presence of free gas | |
| RU2007118117A (en) | METHOD FOR MEASURING OIL WELL PRODUCTS AND DEVICE FOR ITS IMPLEMENTATION | |
| RU35824U1 (en) | SEPARATORY INSTALLATION FOR MEASURING OIL WELL DEBIT | |
| RU124309U1 (en) | INSTALLATION FOR MEASURING THE DEBIT OF OIL WELL PRODUCTS |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20200423 |