RU2362013C1

RU2362013C1 - Method for measuring yield of oil wells and facility for implementation of this method

Info

Publication number: RU2362013C1
Application number: RU2007148273/03A
Authority: RU
Inventors: Владимир Николаевич Карандин (RU); Владимир Николаевич Карандин
Original assignee: Владимир Николаевич Карандин
Priority date: 2007-12-24
Filing date: 2007-12-24
Publication date: 2009-07-20

Abstract

FIELD: oil and gas production.

SUBSTANCE: disclosed group of inventions refers to oil production, particularly to measuring equipment and can be implemented for on-line measurements of oil well yield by liquid and gas. The measuring facility of oil well yield consists of a micro-processing controller, of a measuring vessel corresponding to vertically assembled structure with two branches located in lower and upper parts of the measuring vessel, of pressure sensors and of lock devices. The measuring vessel is equipped with an internal partition made in form of a diaphragm. The lower branch is made with two outlets for discharge of liquid phase and for exhaust of gas phase, and is equipped with a float and a limiter of float surfacing height. The inlets of the micro-processing controller are connected to the outlets of the pressure sensors, which are located on the upper and lower branches and collector line. The outlets of the microprocessor controller are connected to the inlets of the lock devices, which are arranged on a by-pass line, on the well line or on the measuring line, on the pipe bend for exhaust of gas phase, and on the piping behind and before the upper branch. The method of measuring yield of oil wells consists in filling the measuring vessel with production of the well, in separating production of the well with extraction of liquid and gas phases, in withdrawal of liquid and gas phases via the lower branch, in acquisition of data on parametres of pressure, in processing data on parametres by calculation for determining yield of production withdrawn from the well. Additionally there is performed acquisition of data of time parametres. The micro-processor controller registers duration of filling of the measuring vessel and duration of displacement from the measuring vessel. There is carried out control over data on parametres of pressure and time by means of the micro-processor controller; also the micro-processor controller generates control signal to the lock devices.

EFFECT: upgraded accuracy of yield measurement; reduced time for measurement and upgraded operational reliability of measuring system.

8 cl, 1 dwg

Description

Изобретение относится к нефтедобыче, в частности к измерительной технике, и может быть использовано для оперативного измерения дебита нефтяных скважин по жидкости и газу (как на отдельных, так и кустов).The invention relates to oil production, in particular to measuring equipment, and can be used to quickly measure the flow rate of oil wells by liquid and gas (both on separate and in bushes).

Известен Способ измерения дебита продукции нефтяных скважин герметизированного сбора, заключающийся в том, что в течение предварительно назначенного времени измерительную емкость калиброванного объема заполняют частично отсепарированной продукцией скважины, выдерживают до определенного состояния, затем измеряют параметры давления и температуры, производят расчет производительности по жидкости, нефти и газу (П. №2299321, Е21В 43/34; 47/10, G01F 1/74 приоритет от 26.01.2005 г., оп. 20.05.2007).The Known Method of measuring the production rate of oil wells of sealed wells, which consists in the fact that during a predetermined time, the measuring capacity of the calibrated volume is filled with partially separated well products, maintained to a certain state, then pressure and temperature parameters are measured, the productivity of liquid, oil and gas (Item No. 2299321, ЕВВ 43/34; 47/10, G01F 1/74 priority of January 26, 2005, op. May 20, 2007).

Недостатком данного Способа является его сложность автоматизации системы измерения, обусловленная необходимостью «предварительно назначать» время заполнения измерительной емкости и осуществлять визуальный контроль состояния «полного отсутствия пузырькового газа и оседания пены», и высокая стоимость измерений за счет использования большого количества средств измерения.The disadvantage of this Method is its complexity of automation of the measuring system, due to the need to "pre-set" the time to fill the measuring tank and to visually monitor the state of "complete absence of bubble gas and foam settling", and the high cost of measurements due to the use of a large number of measuring instruments.

Наиболее близким является Способ измерения дебита продукции нефтяных скважин, включающий заполнение продукцией скважины измерительной емкости, сепарирование продукции скважины с выделением жидкой и газовой фаз, затем выведение жидкой и газовой фаз по нижнему патрубку, сбор информации о параметрах давления, обработку информации о параметрах путем расчетов по определению дебита продукции нефтяных скважин (П. №2307249, Е21В 47/10, G01F 1/74 приоритет от 05.12.2005 г., оп. 27.09.2007 г., прототип).The closest is a Method of measuring the production rate of oil wells, including filling the production capacity of the measuring tank with the products of the well, separating the production of the well with the release of liquid and gas phases, then removing the liquid and gas phases from the lower pipe, collecting information about the pressure parameters, processing information about the parameters by calculating the determination of the production rate of oil wells (P. No. 2307249, ЕВВ 47/10, G01F 1/74 priority from 12/05/2005, op. 09/27/2007, prototype).

Недостатком вышеуказанного Способа является его высокая эксплуатационная сложность, например, учитывая отложение парафина и механических примесей на стенках емкости, и низкая эффективность измерения.The disadvantage of the above Method is its high operational complexity, for example, given the deposition of paraffin and solids on the walls of the tank, and low measurement efficiency.

Известно Устройство измерения дебита продукции нефтяных скважин герметизированного сбора, содержащее установленные на трубопроводе вертикальную калиброванную измерительную емкость, датчики и переключатели (П. №2299321, Е21В 43/34; 47/10, G01F 1/74 приоритет от 26.01.2005 г., оп. 20.05.2007 г.).Known A device for measuring the flow rate of oil production of sealed wells containing installed vertical calibrated measuring capacitance on the pipeline, sensors and switches (P. No. 2299321, ЕВВ 43/34; 47/10, G01F 1/74 priority of 26.01.2005, op May 20, 2007).

Недостатком указанного технического решения является сложность конструкции и низкая эффективность измерения.The disadvantage of this technical solution is the design complexity and low measurement efficiency.

Наиболее близким является Устройство измерения дебита продукции нефтяных скважин, содержащее микропроцессорный контроллер, измерительную емкость, представляющую собой вертикально расположенную замкнутую конструкцию, с двумя патрубками, расположенными в нижней и в верхней частях измерительной емкости, снабженной внутренней перегородкой, датчики давления, запорные устройства (П. №2307249, Е21В 47/10, G01F 1/74 приоритет от 05.12.2005 г., оп. 27.09.2007 г., прототип).The closest is a device for measuring the production rate of oil wells, containing a microprocessor controller, a measuring tank, which is a vertically located closed structure, with two pipes located in the lower and upper parts of the measuring tank, equipped with an internal partition, pressure sensors, locking devices (P. No. 2307249, Е21В 47/10, G01F 1/74 priority of December 5, 2005, op. September 27, 2007, prototype).

Недостатком указанного Устройства является сложность конструкции, высокая насыщенность средств измерения и низкая точность измерения из-за отложения парафина и механических примесей в отверстиях перегородки.The disadvantage of this device is the design complexity, high saturation of the measuring instruments and low measurement accuracy due to deposition of paraffin and mechanical impurities in the openings of the partition.

Предлагаемые СПОСОБ ИЗМЕРЕНИЯ ДЕБИТА НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН и УСТРОЙСТВО ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ лишены приведенных выше недостатков и позволяют повысить точность измерения и сократить время измерения, повысить эксплуатационную надежность системы измерения, снизить материалоемкость и упростить устройство. Поставленная цель достигается тем, что СПОСОБ ИЗМЕРЕНИЯ ДЕБИТА НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН включает в себя заполнение продукцией скважины измерительной емкости, сепарирование продукции скважины с выделением жидкой и газовой фаз, затем выведение жидкой и газовой фаз по нижнему патрубку путем вытеснения жидкой фазы по отводу для выхода жидкой фазы, газовой фазы по отводу для выхода газовой фазы, сбор информации о параметрах давления, фиксацию микропроцессорным контроллером времени продолжительности заполнения измерительной емкости и вытеснения из измерительной емкости, контроль микропроцессорным контроллером за информацией о параметрах давления и времени, выработку микропроцессорным контроллером управляющего сигнала на запорные устройства, обработку информации о параметрах путем сравнения в микропроцессорном контроллере полученной информации о параметрах с заданными значениями параметров и расчетов по определению дебита продукции нефтяных скважин с использованием значений объема измерительной емкости и времениThe proposed METHOD OF OIL WELL DEBIT MEASUREMENT and the DEVICE FOR ITS IMPLEMENTATION are deprived of the above disadvantages and allow to increase the measurement accuracy and reduce the measurement time, increase the operational reliability of the measurement system, reduce material consumption and simplify the device. This goal is achieved by the fact that the METHOD FOR MEASURING DEBIT OF OIL WELLS includes filling the well with a measuring tank, separating the well with liquid and gas phases, then removing the liquid and gas phases through the lower nozzle by displacing the liquid phase at the outlet to exit the liquid phase, the gas phase at the outlet for the exit of the gas phase, the collection of information about the pressure parameters, fixing by the microprocessor controller the time of the duration of filling of the measuring tank and displacement h measuring capacitance, control by a microprocessor controller for information on pressure and time parameters, generation of a control signal by a microprocessor controller for shut-off devices, processing of parameter information by comparing the obtained parameter information with microprocessor controller with specified parameter values and calculations for determining oil production rate from using the values of the volume of the measuring capacity and time

где

Where

T1 - время начала заполнения емкости, час.T1 - time to start filling the tank, hours.

Т2 - время окончания заполнения емкости, час.T2 - the time of completion of filling the tank, hours.

Т3 - время начала вытеснения жидкости из емкости, час.T3 - the time of the beginning of the displacement of the liquid from the tank, hours.

Т4 - время окончания вытеснения жидкой фазы, час.T4 - end time of the displacement of the liquid phase, hours.

Т5 - время окончания измерений дебитов по жидкости и газу, час.T5 - time of the end of measurements of flow rates for liquid and gas, hours.

V - объем емкости, м³.V is the capacity volume, m ³ .

D_ж - дебит жидкости, м³/час.D _W - flow rate, m ³ / hour.

D_г - дебит газа, м³/час.D _g - gas flow rate, m ³ / hour.

УСТРОЙСТВО ДЛЯ ИЗМЕРЕНИЯ ДЕБИТА НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН содержит микропроцессорный контроллер, датчики давления, запорные устройства, измерительную емкость, установленную на скважинной линии или замерной линии и представляющую собой вертикально расположенную конструкцию с двумя патрубками, расположенными в нижней и в верхней частях измерительной емкости, снабженной внутренней перегородкой в виде диафрагмы, нижний патрубок выполнен с двумя отводами для выхода жидкой фазы и для выхода газовой фазы, снабжен поплавком, изготовленным из материала, плотность которого обеспечивает одновременно плавучесть поплавка на поверхности жидкости и не плавучесть в газовой среде, и ограничителем высоты всплытия поплавка, диафрагма представляет собой эластичную оболочку, выполненную с возможностью плотного прилегания к внутренней поверхности измерительной емкости и герметичного разделения продукции скважины в измерительной емкости при заполнении ее и вытеснении из нее, микропроцессорный контроллер снабжен программным обеспечением, входы микропроцессорного контроллера подключены к выходам датчиков давления, которые расположены на верхнем и нижнем патрубках и коллекторной линии, а выходы микропроцессорного контроллера подключены к входам запорных устройств, которые расположены на байпасной линии, на скважинной линии или замерной линии, на отводе для выхода газовой фазы, на трубной обвязке за и перед верхним патрубком, при этом измерительная емкость снабжена предохранительными клапанами, а поплавок представляет собой сферу.A DEVICE FOR MEASURING OIL WELL DEBIT contains a microprocessor controller, pressure sensors, shut-off devices, a measuring tank mounted on a borehole or measuring line and representing a vertically located structure with two pipes located in the lower and upper parts of the measuring tank equipped with an internal partition in in the form of a diaphragm, the lower nozzle is made with two branches for the exit of the liquid phase and for the exit of the gas phase, equipped with a float made of mother ala, whose density provides both buoyancy of the float on the surface of the liquid and no buoyancy in a gaseous medium, and a limiter for the height of the float, the diaphragm is an elastic shell made with the ability to snugly adhere to the inner surface of the measuring tank and tightly separate the well products in the measuring tank when filling and displacement from it, the microprocessor controller is equipped with software, the inputs of the microprocessor controller are connected to the outputs of the pressure sensors, which are located on the upper and lower nozzles and the collector line, and the outputs of the microprocessor controller are connected to the inputs of the shut-off devices, which are located on the bypass line, on the borehole line or on the metering line, on the outlet for the exit of the gas phase, on the piping behind and in front of the upper nozzle, while the measuring tank is equipped with safety valves, and the float is a sphere.

На чертеже представлена схема УСТРОЙСТВА ДЛЯ ИЗМЕРЕНИЯ ДЕБИТА НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН.The drawing shows a diagram of a DEVICE FOR MEASURING THE DEBIT OF OIL WELLS.

УСТРОЙСТВО ДЛЯ ИЗМЕРЕНИЯ ДЕБИТА НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН содержит микропроцессорный контроллер 1 с программным обеспечением, включающим электронные часы, измерительную емкость (далее по тексту - «Емкость») 2, установленную на скважинной линии или замерной линии 3, запорные устройства 4, 5, 6, 7, 8 и 9, датчики давления 10, 11 и 12.The DEVICE FOR MEASURING OIL WELL DEBIT contains a microprocessor controller 1 with software, including an electronic clock, a measuring capacity (hereinafter referred to as “Capacity”) 2, installed on the well line or metering line 3, shut-off devices 4, 5, 6, 7, 8 and 9, pressure sensors 10, 11 and 12.

Емкость 2 представляет собой вертикально расположенную замкнутую, герметичную конструкцию, например, в виде цилиндрической поверхности с верхним и нижним основаниями, и снабжена двумя патрубками: нижним 13 и верхним 14, расположенные соответственно в нижнем и в верхнем основаниях емкости 2. Нижний патрубок 13 выполнен с двумя отводами для выхода жидкой фазы 15 и для выхода газовой фазы 16. Внутри емкости 2 расположена перегородка в виде диафрагмы 17.Capacity 2 is a vertically located closed, sealed structure, for example, in the form of a cylindrical surface with upper and lower bases, and is equipped with two pipes: lower 13 and upper 14, located respectively in the lower and upper bases of the tank 2. The lower pipe 13 is made with two taps for the exit of the liquid phase 15 and for the exit of the gas phase 16. Inside the tank 2 is a partition in the form of a diaphragm 17.

Диафрагма 17 представляет собой гибкую, эластичную оболочку и выполнена с возможностью плотного прилегания к внутренней поверхности емкости 2 и герметичного разделения продукции скважины в емкости 2 при заполнении ее и вытеснении из нее.The diaphragm 17 is a flexible, flexible shell and is made with the possibility of tight fit to the inner surface of the tank 2 and a tight separation of the production of the well in the tank 2 when filling it and expelling from it.

Диафрагма 17 обеспечивает разделение потоков, поступающих из патрубков 13 или 14, принимая при этом форму внутренней поверхности емкости 2, что позволяет отделять измеряемую продукцию скважины, которая поступает из нижнего патрубка 13 по отводу для выхода жидкой фазы 15 в емкость 2 в виде водонефтегазовой смеси в процессе ее заполнения, от поступающей из верхнего патрубка 14 в емкость 2 продукции скважины в процессе вытеснения из нее жидкой и газовой фаз.The diaphragm 17 provides separation of the flows coming from the nozzles 13 or 14, while taking the shape of the inner surface of the tank 2, which allows you to separate the measured production of the well, which comes from the lower pipe 13 at the outlet for the liquid phase 15 to enter the tank 2 in the form of a water-oil and gas mixture the process of filling it, from the well production coming from the upper pipe 14 to the tank 2 in the process of displacing the liquid and gas phases from it.

Нижний патрубок 13 снабжен поплавком 18 и ограничителем высоты всплытия поплавка 19 в виде решетчатой перегородки, которая препятствует выходу поплавка 18 из нижнего патрубка 13 в емкость 2.The lower nozzle 13 is equipped with a float 18 and a limiter for the ascent height of the float 19 in the form of a lattice partition, which prevents the float 18 from leaving the lower nozzle 13 in the tank 2.

Поплавок 18 изготовлен из материала, плотность которого рассчитана таким образом, чтобы обеспечить одновременно плавучесть поплавку 18 на поверхности жидкости и не плавучесть в газовой среде. Поплавок 18 выполнен с возможностью герметичного закрытия отвода для выхода жидкой фазы 15 в нижнем патрубке 13 и имеет форму, например, в виде сферы.The float 18 is made of a material whose density is calculated so as to ensure simultaneously the buoyancy of the float 18 on the surface of the liquid and not buoyancy in a gaseous medium. The float 18 is made with the possibility of hermetically closing the outlet for the exit of the liquid phase 15 in the lower pipe 13 and has the shape, for example, in the form of a sphere.

Запорные устройства 4, 5, 6, 7, 8 и 9 представляют собой, например, электромагнитные краны, электрифицированные шаровые краны и т.п.The locking devices 4, 5, 6, 7, 8 and 9 are, for example, electromagnetic valves, electrified ball valves, etc.

Запорное устройство 4 расположено на байпасной линии 20, а запорное устройство 5 установлено на отводе для выхода газовой фазы 16 нижнего патрубка 13. Запорное устройство 6 осуществляет подключение верхнего патрубка 14 к коллекторной линии 21 и расположено на трубной обвязке 22 за верхним патрубком 14, запорное устройство 7 установлено на скважинной линии или замерной линии 3 и обеспечивает подключение емкости 2 через нижний патрубок 13 к скважинной линии или замерной линии 3. Запорное устройство 8 расположено на коллекторной линии 21 и обеспечивает подключение емкости 2 через нижний патрубок 13 к ней. Запорное устройство 9 расположено на трубной обвязке 22 перед верхним патрубком 14 и обеспечивает на этапе вытеснения жидкой и газовой фаз подключение емкости 2 к скважинной линии или замерной линии 3.The locking device 4 is located on the bypass line 20, and the locking device 5 is installed on the outlet for the exit of the gas phase 16 of the lower pipe 13. The locking device 6 connects the upper pipe 14 to the collector line 21 and is located on the piping 22 behind the upper pipe 14, the locking device 7 is installed on the borehole line or metering line 3 and provides the connection of the tank 2 through the lower pipe 13 to the borehole line or metering line 3. The locking device 8 is located on the collector line 21 and provides connecting the tank 2 through the lower pipe 13 to it. The locking device 9 is located on the piping 22 in front of the upper pipe 14 and provides at the stage of displacement of the liquid and gas phases connecting the tank 2 to the well line or metering line 3.

Датчик давления 10 расположен на нижнем патрубке 13, датчик давления 11 расположен на верхнем патрубке 14, датчик давления 12 расположен в коллекторной линии 21.A pressure sensor 10 is located on the lower pipe 13, a pressure sensor 11 is located on the upper pipe 14, a pressure sensor 12 is located in the collector line 21.

Микропроцессорный контроллер 1 с программным обеспечением осуществляет фиксацию времени T1, Т2, Т3, Т4, Т5 продолжительности заполнения емкости 2, вытеснения из емкости 2 и окончания измерений дебитов по жидкости и газу, контроль и обработку за информацией о параметрах давления, поступающих с датчиков давления 10, 11, 12 для определения текущих значений перепадов давления и сравнения их с заданными значениями перепадов давления: р1, р2, р3, и контроль за информацией о параметрах времени для сравнения их с заданным значением Т_с, р1, р2, р3, и после этого микропроцессорный контроллер 1 осуществляет выработку управляющего сигнала на запорные устройства 4, 5, 6, 7, 8 и 9. Затем микропроцессорный контроллер 1 осуществляет обработку информации о параметрах путем расчетов по определению дебита продукции нефтяных скважин.Microprocessor controller 1 with software records the time T1, T2, T3, T4, T5 of the duration of filling the tank 2, expelling from the tank 2 and the end of measurements of flow rates for liquid and gas, monitoring and processing information about pressure parameters from pressure sensors 10 , 11, 12 to determine the current values of pressure differences and comparing them with a predetermined pressure drop values: p1, p2, p3, and control of information about the parameters of time for comparison with a set value _Tc, p1, p2, p3, and after etog microprocessor controller 1 performs generation control signal to the locking devices 4, 5, 6, 7, 8 and 9. Then, the microprocessor controller 1 performs processing of information about the parameters by calculation to determine the flow rate of oil production wells.

Для этого входы микропроцессорного контроллера 1 с программным обеспечением подключены к выходам датчиков давления 10, 11 и 12, с которых поступает информация о параметрах давления в емкости 2 и коллекторной линии 21 на этапах заполнения и вытеснения, а выходы микропроцессорного контроллера 1 подключены с входами запорных устройств 4, 5, 6, 7, 8 и 9, которыми он управляет, обеспечивая тем самым прохождение этапов заполнения, сепарации и вытеснения.To this end, the inputs of the microprocessor controller 1 with software are connected to the outputs of the pressure sensors 10, 11 and 12, from which information is received on the pressure parameters in the tank 2 and the collector line 21 at the stages of filling and displacement, and the outputs of the microprocessor controller 1 are connected with the inputs of the locking devices 4, 5, 6, 7, 8 and 9, which he controls, thereby ensuring the passage of the stages of filling, separation and displacement.

В целях безопасности в процессе эксплуатации емкость 2 снабжена двумя предохранительными клапанами 23 и 24, расположенными на ее боковой поверхности вблизи патрубков 13 и 14.For safety reasons, during operation, the tank 2 is equipped with two safety valves 23 and 24 located on its side surface near the nozzles 13 and 14.

Способ осуществляется следующим образом.The method is as follows.

Предлагаемое Устройство может использоваться в составе групповой замерной установки (ГЗУ) куста скважин, и в этом случае его устанавливают на замерной линии 3. Для одиночных скважин предлагаемое Устройство располагают на скважинной линии 3 вблизи измеряемой скважины.The proposed device can be used as part of a group metering unit (GZU) of the wellbore, and in this case it is installed on the metering line 3. For single wells, the proposed device is located on the wellbore 3 near the measured well.

До начала работы в программное обеспечение микропроцессорного контроллера 1 заранее вводят значения: объема измерительной емкости 2 (V), перепадов давления: р1, р2, р3 и времени сепарации продукции скважины Т_с в емкости 2.Before starting work, the following values are entered into the software of microprocessor controller 1: the volume of the measuring tank 2 (V), the pressure drops: p1, p2, p3 and the time of separation of the production of the well T _s in the tank 2.

После этого микропроцессорным контроллером 1 подается управляющий сигнал на открытие запорных устройств 7, 6 и продукция скважины в виде водонефтегазовой смеси начинает поступать в емкость 2 из скважинной линии или замерной линии 3 по отводу для выхода жидкой фазы 15 нижнего патрубка 13, минуя открытое запорное устройство 7. При этом содержимое в верхней части емкости 2 в виде водонефтегазовой смеси через верхний патрубок 14 и открытое запорное устройство 6 начинает сбрасываться в трубную обвязку 22, а затем в коллекторную линию 21. В этом случае запорные устройства 4, 5, 8 и 9 закрыты. Начинается процесс заполнения емкости 2 продукцией скважины, который сопровождается фиксацией микропроцессорным контроллером 1 значения времени T1 - время начала заполнения емкости 2.After that, the microprocessor controller 1 provides a control signal for opening the shut-off devices 7, 6 and the production of the well in the form of a water-oil and gas mixture begins to flow into the tank 2 from the well line or meter line 3 along the tap to exit the liquid phase 15 of the lower pipe 13, bypassing the open shut-off device 7 Thus, the contents in the upper part of the tank 2 in the form of a water-oil mixture through the upper pipe 14 and the open locking device 6 begins to be discharged into the piping 22, and then into the collector line 21. In this case apornye devices 4, 5, 8 and 9 are closed. The process of filling the tank 2 with well production begins, which is accompanied by the fixation by the microprocessor controller 1 of the value of time T1 - the time of the beginning of filling the tank 2.

Поступление продукции скважины в емкость 2 осуществляется до тех пор пока диафрагма 17 не достигнет верхнего основания емкости 2 и не примет при этом форму внутренней поверхности емкости 2, тем самым вытеснив из емкости 2 продукцию скважины в виде водонефтегазовой смеси, находящуюся выше диафрагмы 17, о чем будет свидетельствовать рост значения перепада давления р1 в емкости 2, которое контролируется микропроцессорным контроллером 1 путем определения р1 как р1=Р2-Р1, используя для этого измеренные и зафиксированные данные Р2, Р1 с датчиков давления 10 и 11.The well’s products are delivered to the tank 2 until the diaphragm 17 reaches the upper base of the tank 2 and takes on the shape of the inner surface of the tank 2, thereby displacing the well products in the form of a water-oil mixture above the diaphragm 17 from the tank 2, about which will indicate an increase in the pressure drop p1 in the tank 2, which is controlled by the microprocessor controller 1 by determining p1 as p1 = P2-P1, using measured and recorded data P2, P1 from the pressure sensors tions 10 and 11.

При достижении заданного значения перепада давления р1 микропроцессорный контроллер 1 фиксирует значение времени Т2 - время окончания заполнения емкости 2 и одновременно подает управляющий сигнал на закрытие запорных устройств 7 и 6 (они закрываются) и на открытие запорного устройства 4 (оно открывается), при этом запорные устройства 5, 8 и 9 закрыты. Емкость 2 заполнена продукцией скважины, остальная продукция скважины далее поступает из скважины по скважинной линии или замерной линии 3 в байпасную линию 20, минуя открытое запорное устройство 4, а затем в коллекторную линию 21 нефтесборной сети.Upon reaching the set value of the differential pressure p1, the microprocessor controller 1 captures the value of time T2 - the time when the capacity of tank 2 is over and at the same time gives a control signal to close the locking devices 7 and 6 (they close) and to open the locking device 4 (it opens), while the locking devices 5, 8 and 9 are closed. The tank 2 is filled with the production of the well, the rest of the production of the well then comes from the well through the well line or meter line 3 to the bypass line 20, bypassing the open shut-off device 4, and then to the collection line 21 of the oil gathering network.

Заполнение емкости 2 продукцией скважины прекратилось, поплавок 18 находится в плавающем состоянии в нижнем патрубке 13, а в емкости 2 осуществляется процесс естественной сепарации продукции скважины, с выделением жидкой и газовой фаз, продолжительность которой контролируется микропроцессорным контроллером 1 по заданному значению времени Т_с.The filling of the tank 2 with the production of the well has stopped, the float 18 is in a floating state in the lower pipe 13, and in the tank 2 the process of natural separation of the production of the well is carried out, with the release of liquid and gas phases, the duration of which is controlled by the microprocessor controller 1 at a given value of time T _s .

По истечении заданного значения времени Т_с, отведенного на процесс разделения продукции скважины на жидкую и газовую фазы, микропроцессорный контроллер 1 подает одновременно управляющие сигналы на открытие запорных устройств 8 и 9 (они открываются) и на закрытие запорного устройства 4 (оно закрывается), при этом запорные устройства 7, 6 и 5 остаются закрытыми.After the specified value of time T _{s has been} set aside for the process of separating the production of the well into liquid and gas phases, the microprocessor controller 1 simultaneously sends control signals to open the shut-off devices 8 and 9 (they open) and to close the shut-off device 4 (it closes), this locking device 7, 6 and 5 remain closed.

Начинается процесс выведения жидкой фазы из емкости 2, который осуществляется путем вытеснения ее по отводу для выхода жидкой фазы 15 и который контролируется микропроцессорным контроллером 1 путем определения значение перепада давления р2 в емкости 2 как р2=Р2-Р3, используя для этого измеренные и зафиксированные данные Р2, Р3 с датчиков давления 10 и 12. Микропроцессорный контроллер 1 также фиксирует значение времени Т3 - время начала выведения жидкой фазы из емкости 2.The process of removing the liquid phase from the tank 2 begins, which is carried out by displacing it along the tap to exit the liquid phase 15 and which is controlled by the microprocessor controller 1 by determining the pressure drop p2 in tank 2 as p2 = P2-P3, using measured and recorded data P2, P3 from pressure sensors 10 and 12. The microprocessor controller 1 also captures the value of time T3 - the time of the beginning of the removal of the liquid phase from the tank 2.

Вытеснение жидкой фазы из емкости 2 происходит следующим образом: продукция скважины поступает из скважинной линии или замерной линии 3 по трубной обвязке 22 и верхнему патрубку 14, минуя открытое запорное устройство 9, в емкость 2 и воздействует на диафрагму 17, которая начинает опускаться и при этом вытеснять жидкую фазу из емкости 2 по отводу для выхода жидкой фазы 15.The displacement of the liquid phase from the tank 2 is as follows: the production of the well comes from the borehole or meter line 3 through the piping 22 and the upper pipe 14, bypassing the open shut-off device 9, into the tank 2 and acts on the diaphragm 17, which begins to lower and thus displace the liquid phase from the tank 2 at the outlet to exit the liquid phase 15.

Вытеснение жидкой фазы из емкости 2 осуществляется через отвод для выхода жидкой фазы 15 нижнего патрубка 13, минуя открытое запорное устройство 8, затем в коллекторную линию 21. Процесс вытеснения жидкой фазы из емкости 2 осуществляется до тех пор, пока поплавок 18 герметично не перекроет отвод для выхода жидкой фазы 15 нижнего патрубка 13.The liquid phase is displaced from the tank 2 through an outlet for the liquid phase 15 to exit the lower nozzle 13, bypassing the open shut-off device 8, then into the collector line 21. The liquid phase is displaced from the tank 2 until the float 18 seals the outlet the output of the liquid phase 15 of the lower pipe 13.

Как только поплавок 18 герметично закроет отвод для выхода жидкой фазы 15 нижнего патрубка 13, в емкости 2 начинает расти значение перепада давления р2, которое контролируется микропроцессорным контроллером 1 путем определения р2 как р2=Р2-Р3, используя для этого измеренные и зафиксированные данные Р2, Р3 с датчиков давления 10 и 12, и которое отслеживается микропроцессорным контроллером 1. При достижении заданного значения р2 микропроцессорным контроллером 1 фиксируется время Т4 - время окончания вытеснения жидкой фазы и подается управляющий сигнал на открытие запорного устройства 5 (сброс газа) (оно открывается), при этом запорные устройства 7, 6 и 4 остаются закрытыми.As soon as the float 18 hermetically closes the outlet for the liquid phase 15 to exit the lower nozzle 13, the pressure drop p2 begins to increase in the tank 2, which is controlled by the microprocessor controller 1 by determining p2 as p2 = P2-P3, using the measured and recorded data P2, P3 from the pressure sensors 10 and 12, and which is monitored by the microprocessor controller 1. Upon reaching the preset value p2, the microprocessor controller 1 fixes the time T4 - the time of the end of the displacement of the liquid phase and the control signal l for opening the locking device 5 (discharge gas) (it is opened), the locking device 7, 6 and 4 remain closed.

После этого происходит процесс выведения из емкости 2 газовой фазы, который осуществляется путем вытеснения газовой фазы из емкости 2 по отводу для выхода газовой фазы 16 нижнего патрубка 13, минуя открытое запорное устройство 5 и 8, по трубопроводу 3 затем в коллекторную линию 21 нефтесборной сети.After this, the process of removing the gas phase from the tank 2 takes place, which is carried out by displacing the gas phase from the tank 2 along the outlet to exit the gas phase 16 of the lower pipe 13, bypassing the open shut-off device 5 and 8, through pipeline 3 and then to the collector line 21 of the oil recovery network.

Как только диафрагма 17 заняла крайнее нижнее положение в емкости 2, приняв при этом форму внутренней поверхности емкости 2, процесс вытеснения газовой фазы и соответственно всей продукции скважины завершен - о чем будет свидетельствовать рост значения перепада давления р3 (р3=Р1-Р2), а микропроцессорный контроллер 1 зафиксирует время Т5 - время окончания вытеснения газовой фазы и соответственно время окончания сбора информации о параметрах давлений, времени и обработки информации о параметрах, в том числе измерений дебитов по жидкости и газу.As soon as the diaphragm 17 has taken its lowest position in the reservoir 2, having taken the shape of the inner surface of the reservoir 2, the process of displacing the gas phase and, accordingly, the entire production of the well is completed - as evidenced by the increase in the pressure drop p3 (p3 = P1-P2), and microprocessor controller 1 will record the time T5 - the time of the end of the displacement of the gas phase and, accordingly, the time of the end of the collection of information on pressure parameters, time and processing of information about the parameters, including measurements of flow rates for liquid and gas.

Из микропроцессорного контроллера 1 одновременно подается управляющий сигнал на закрытие запорных устройств 5, 6, 7, 8 и 9 (они закрываются) и на открытие запорного устройства 4 (оно открывается).From the microprocessor controller 1, a control signal is simultaneously supplied to close the locking devices 5, 6, 7, 8 and 9 (they close) and to open the locking device 4 (it opens).

Процесс измерения в емкости 2 количества жидкости и газа в продукции скважины завершен и далее, используя заданные и зафиксированные в микропроцессорном контроллере 1 значения параметров, можно осуществить расчеты и определить общий дебит продукции, добываемой из скважины, дебит жидкости, входящей в состав продукции, добываемой из скважины, и дебит газа, входящего в состав продукции добываемой из скважины, используя значения объема измерительной емкости V и времени T1, T2, Т3, Т4, Т5, в выраженияхThe process of measuring the amount of liquid and gas in the well’s production in tank 2 is completed and then, using the parameter values specified and fixed in the microprocessor controller 1, it is possible to carry out calculations and determine the total production rate of the product extracted from the well, the flow rate of the fluid included in the product produced from wells, and the flow rate of gas, which is part of the production produced from the well, using the values of the volume of the measuring capacity V and the time T1, T2, T3, T4, T5, in terms

где

Where

V - объем емкости, м³.V is the capacity volume, m ³ .

D_ж - дебит жидкости, м³/час.D _W - flow rate, m ³ / hour.

D_г - дебит газа, м³/час.D _g - gas flow rate, m ³ / hour.

В целях повышения точности измерений вычисления проводятся многократно и определяется среднее значение.In order to increase the accuracy of measurements, calculations are carried out repeatedly and the average value is determined.

Обработанная и полученная, микропроцессорным устройством 1, в процессе измерения информация передается в канал связи и на устройство записи и отображения, например ПЭВМ.Processed and received by microprocessor device 1, in the process of measuring information is transmitted to the communication channel and to a recording and display device, for example, a PC.

В результате работы УСТРОЙСТВА ДЛЯ ИЗМЕРЕНИЯ ДЕБИТА НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН в памяти микропроцессорного устройства 1 запоминаются и используются для дальнейшего расчета дебита продукции, добываемой из скважины, все определенные технологические параметры:As a result of the DEVICE FOR MEASURING THE DEBIT OF OIL WELLS in the memory of the microprocessor device 1, all defined technological parameters are stored and used for further calculation of the flow rate of products extracted from the well:

времени Т1, Т2, Т3, Т4, Т5 и Т_с (уставка);time T1, T2, T3, T4, T5 and T _s (set point);

перепады давлений р1, р2, р3;pressure differences p1, p2, p3;

давления Р1, Р2, Р3.pressure P1, P2, P3.

В целом предлагаемые Устройство и Способ позволяютIn general, the proposed Device and Method allow

повысить точность измерений и сократить время на их проведение; повысить надежность эксплуатации, в том числе за счет простоты конструкции и того, что поочередное заполнение и вытеснение измерительной емкости 2 с диафрагмой 17 уменьшает вероятность отложения на внутренней поверхности стенок измерительной емкости 2 парафина и механических примесей; снижение стоимости устройства, так как нет необходимости применять дорогостоящие и сложные приборы (расходомеры, уровнемеры, датчики перепада давления, плотномеры и т.п.); упрощение использования устройства, так как позволяет без каких либо допущений и регулировок осуществлять измерение дебитов скважин на порядки, различающиеся производительностью и значением газового фактора, обеспечивает полную автоматизацию работы устройства.increase the accuracy of measurements and reduce the time for their implementation; to increase the reliability of operation, including due to the simplicity of design and the fact that alternately filling and displacing the measuring tank 2 with the diaphragm 17 reduces the likelihood of deposition of paraffin and mechanical impurities on the inner surface of the walls of the measuring tank 2; reducing the cost of the device, since there is no need to use expensive and complex devices (flow meters, level meters, differential pressure sensors, density meters, etc.); simplification of the use of the device, as it allows, without any assumptions and adjustments, to measure well production rates by orders of magnitude different in productivity and gas factor value, provides complete automation of the device.

В целом предлагаемое Устройство просто в изготовлении, в монтаже и обслуживании, надежно и экономично в эксплуатации.In general, the proposed device is simple to manufacture, to install and maintain, reliable and economical to operate.

При изготовлении Устройства использовались комплектующие, выпускающиеся как на территории РФ, так и за рубежом.In the manufacture of the device used components manufactured both in the Russian Federation and abroad.

Claims

1. A device for measuring the flow rate of oil wells, containing a microprocessor controller, a measuring tank, which is a vertically arranged structure with two pipes located in the lower and upper parts of the measuring tank, equipped with an internal partition, pressure sensors, locking devices, characterized in that the measuring capacity installed on the borehole line or metering line, the internal baffle is made in the form of a diaphragm, the lower pipe is made with two outlets for fluid exit phase and for the exit of the gas phase, is equipped with a float and a float height limiter, the inputs of the microprocessor controller are connected to the outputs of the pressure sensors, which are located on the upper, lower nozzles and the collector line, and the outputs of the microprocessor controller are connected to the inputs of the shutoff devices, which are located on the bypass line, on the borehole line or metering line, on the branch for the exit of the gas phase, on the piping behind and in front of the upper pipe.

2. The device according to claim 1, characterized in that the tank is equipped with safety valves.

3. The device according to claim 1, characterized in that the float is made of a material whose density provides both its buoyancy on the surface of the liquid and non-buoyancy in a gaseous medium.

4. The device according to claim 1, characterized in that the float is a sphere.

5. The device according to claim 1, characterized in that the diaphragm is an elastic shell made with the possibility of tight fit to the inner surface of the measuring tank and tight separation of the production of the well in the measuring tank when filling it and expelling from it.

6. The device according to claim 1, characterized in that the float height limiter is a trellised partition.

7. A method of measuring the flow rate of oil wells, including filling the production capacity of a measuring tank with a well, separating the production of a well with the separation of liquid and gas phases, then removing the liquid and gas phases from the lower pipe, collecting information about the pressure parameters, processing information about the parameters by calculating the definition of flow rate products extracted from the well, characterized in that they additionally collect information about the time parameters, fixation by the microprocessor controller of the time duration measurements of the measuring capacitance and displacement from the measuring capacitance, control by the microprocessor controller for information on pressure and time parameters, generation of a control signal by the microprocessor controller for the shut-off devices, processing of parameter information by comparing the received information about the parameters with the given parameter values in the microprocessor controller, removing liquid and the gas phase is carried out at the lower pipe by displacing the liquid phase along the branch to exit the liquid phase, the gas phase is on the tap for the exit of the gas phase, and the processing of information about the parameters by calculating to determine the flow rate of products produced from the well, is carried out using the values of the volume of the measuring capacity and time.

8. The method according to claim 7, characterized in that the determination of the total flow rate of products produced from the well is carried out using the expressions:

where T1 is the start time of filling the tank, h;
T2 - the time of completion of filling the tank, h;
T3 - time of the beginning of the displacement of the liquid from the tank, h;
T4 - time of the end of the displacement of the liquid phase, h;
T5 — end time of measurements of flow rates for liquid and gas, h;
V is the volume of the tank, m ³ ;
D _W - flow rate, m ³ / h;
D _g - gas flow rate, m ³ / h