RU2356040C2 - Method of determining water content in oil-water-has mixture - Google Patents
Method of determining water content in oil-water-has mixture Download PDFInfo
- Publication number
- RU2356040C2 RU2356040C2 RU2006146906/28A RU2006146906A RU2356040C2 RU 2356040 C2 RU2356040 C2 RU 2356040C2 RU 2006146906/28 A RU2006146906/28 A RU 2006146906/28A RU 2006146906 A RU2006146906 A RU 2006146906A RU 2356040 C2 RU2356040 C2 RU 2356040C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- gas
- water
- density
- mixture
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Measuring Volume Flow (AREA)
- Investigating Or Analyzing Materials By The Use Of Electric Means (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к измерительной технике и может быть использовано, в частности, в нефтедобывающей промышленности для измерения в режиме реального времени фракционного состава (процентного соотношения фаз) потока многофазной среды, включающей в себя нефть, газ и воду, а именно потока сырой нефти, а также для определения массового и объемного расхода нефти на объектах нефтедобычи.The invention relates to measuring equipment and can be used, in particular, in the oil industry for measuring in real time the fractional composition (percentage of phases) of a multiphase medium flow including oil, gas and water, namely, the flow of crude oil, and to determine the mass and volumetric flow rate of oil at oil production facilities.
Для обеспечения эффективного контроля и регулирования процесса нефтедобычи необходимо как можно точнее измерять количество нефти, извлекаемой из продуктивного пласта, что позволяет обеспечить оптимальный режим эксплуатации и наибольшую суммарную добычу в течение срока эксплуатации месторождения, то есть требуется производить измерение массового (объемного) расхода через трубопровод, по меньшей мере, одной из фаз потока, представляющего собой двухфазную или трехфазную комбинацию. Фазы трехфазной смеси, извлекаемой из пласта в процессе добыче нефти, обычно представляют собой сырую нефть с растворенным в ней газом, воду и попутный газ (смесь метана, этана, пропана и бутана с примесями углекислого газа, сероводорода и пр.). В двухфазной смеси фазы обычно представляют собой углеводороды в жидкой форме (сырая нефть) и углеводороды в газообразной форме (природный газ) или смесь из сырой нефти и извлекаемой (нагнетаемой в пласт) воды. Обычно на предприятиях нефтедобычи стоит задача точного измерения расхода нефти, входящей в состав трехфазной нефтеводогазовой смеси. Кроме того, часто требуется производить измерение продукции отдельных скважин индивидуально, так как, например, резкое увеличение обводненности нефти в отдельной скважине трудно обнаружить при измерении общей добычи из нескольких скважин.To ensure effective control and regulation of the oil production process, it is necessary to measure as accurately as possible the amount of oil extracted from the reservoir, which allows for optimal operation and maximum total production over the life of the field, that is, it is necessary to measure the mass (volume) flow rate through the pipeline, at least one of the phases of the stream, which is a two-phase or three-phase combination. The phases of the three-phase mixture extracted from the reservoir during oil production are usually crude oil with gas dissolved in it, water and associated gas (a mixture of methane, ethane, propane and butane with impurities of carbon dioxide, hydrogen sulfide, etc.). In a two-phase mixture, the phases are usually hydrocarbons in liquid form (crude oil) and hydrocarbons in gaseous form (natural gas) or a mixture of crude oil and recoverable (injected) water. Usually, oil production enterprises have the task of accurately measuring the flow rate of oil, which is part of a three-phase oil and gas mixture. In addition, it is often required to measure the production of individual wells individually, since, for example, a sharp increase in water cut in an individual well is difficult to detect when measuring the total production from several wells.
В нефтедобывающей промышленности широко распространены автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ), которые обеспечивают поочередный замер продукции группы скважин, подключенных к двухфазному сепаратору для разделения продукции измеряемой скважины на газовую и жидкостную составляющие. Как правило, эти установки оснащают турбинными счетчиками для измерения объемного расхода жидкости, а для измерения плотности и содержания воды в продукции скважин используют периодический отбор проб с последующим их анализом в лаборатории. Однако в последние годы все большее распространение получают специализированные измерительные комплексы для учета продукции скважин, снабженные поточным измерителем плотности (кориолисового типа, гамма-радиационным и др.), обводненности (емкостной, микроволновый, инфракрасный и др.) и других параметров нефтеводогазовой смеси, а также снабженные контроллерами, позволяющими вычислять массовый (объемный) расход нефти, воды и пр. в режиме реального времени. Такие системы постепенно вытесняют традиционные способы измерения, основанные на лабораторных исследованиях объемных проб.In the oil industry, automated group metering units (AGZU) are widely used, which provide sequential measurement of the production of a group of wells connected to a two-phase separator to separate the production of the measured well into gas and liquid components. As a rule, these units are equipped with turbine meters for measuring the volumetric flow rate of the liquid, and for measuring the density and water content in the production of wells, periodic sampling is used, followed by their analysis in the laboratory. However, in recent years, specialized measuring systems for metering well production, equipped with a flow meter for density (Coriolis type, gamma radiation, etc.), water cut (capacitive, microwave, infrared, etc.) and other parameters of the oil-gas mixture, have become more widespread. also equipped with controllers to calculate the mass (volume) flow rate of oil, water, etc. in real time. Such systems are gradually replacing traditional methods of measurement based on laboratory studies of bulk samples.
Известны установки для измерения продукции нефтедобывающих скважин и способ определения содержания воды в многогофазной нефтеводогазовой смеси, описанные в принадлежащих компании Micro Motion, Inc. патентах RU 2168011 C2, 27.05.2001 (американский патент-аналог US 5654502 A, 06.08.1997) и RU 2270981 C2, 27.02.2006 (американские патенты-аналоги US 6318156 A, 20.11.2001, US 6564619 A, 20.05.2003, US 6810719 A, 02.11.2004 и US 7013715 A, 21.03.2006). Установки содержат переключатель скважин, входной трубопровод, связывающий переключатель с сепаратором, предназначенным для отделения газа (гравитационный сепаратор по патенту RU 2168011 и циклонный (вихревой) сепаратор по патенту RU 2270981), газовый и жидкостной трубопроводы для отвода соответственно газа и жидкости из сепаратора. На газовой линии установлен газовый расходомер (вихревого типа по патенту RU 2168011 и кориолисового типа по патенту RU 2270981). На жидкостной линии также установлен массовый расходомер (являющийся также плотномером) кориолисового типа для измерения расхода и плотности водонефтяной эмульсии, а также устройство для непрерывного измерения содержания воды в водонефтяной эмульсии (емкостной, микроволновый, инфракрасный или радиочастотный влагомер). Установка снабжена контроллером, предназначенным для обработки данных по плотности и обводненности водонефтяной эмульсии и вычисления мгновенных значений обводненности, массового расхода нефти и пр. В полезной модели RU 35824 U1, 10.02.2004 описана аналогичная установка, не содержащая специального влагомера, при этом обводненность вычисляют по заданным формулам с использованием измеренных кориолисовым расходомером значений расхода протекающей жидкости. Расчеты осуществляют на удаленном компьютере (или специальном блоке вторичной электроники со встроенным микропроцессором), соединенном с кориолисовым расходомером и образующим вместе с ним блок двухфазной расходометрии, то есть часть вычислений производится на этом удаленном компьютере, а не в контроллере установки.Known installations for measuring the production of oil wells and a method for determining the water content in a multiphase oil-gas mixture described in the company Micro Motion, Inc. patents RU 2168011 C2, 05.27.2001 (American patent analogue US 5654502 A, 06.08.1997) and RU 2270981 C2, 02.27.2006 (US patent analogues US 6318156 A, 11.20.2001, US 6564619 A, 05.20.2003, US 6810719 A, 02/02/2004 and US 7013715 A, 03/21/2006). The installations include a well switch, an inlet pipe connecting the switch with a separator for separating gas (gravity separator according to patent RU 2168011 and a cyclone (vortex) separator according to patent RU 2270981), gas and liquid pipelines for draining gas and liquid from the separator, respectively. A gas flow meter is installed on the gas line (vortex type according to patent RU 2168011 and Coriolis type according to patent RU 2270981). The Coriolis type mass flow meter (also a densitometer) is also installed on the liquid line for measuring the flow rate and density of the oil-water emulsion, as well as a device for continuously measuring the water content in the oil-water emulsion (capacitive, microwave, infrared or radio frequency moisture meter). The installation is equipped with a controller designed to process data on the density and water content of the oil-water emulsion and to calculate the instantaneous values of water content, oil mass flow rate, etc. The utility model RU 35824 U1, 02/10/2004 describes a similar installation that does not contain a special moisture meter, while the water content is calculated by preset formulas using flow fluid measured by a Coriolis flowmeter. Calculations are carried out on a remote computer (or a special secondary electronics unit with an integrated microprocessor) connected to a Coriolis flowmeter and forming a two-phase flow metering unit with it, that is, part of the calculations is performed on this remote computer, and not in the installation controller.
Описанные устройства обеспечивают разделение нефтеводогазовой смеси на газовую и жидкостную составляющие, а также измерение расходов отдельных компонентов продукции скважины. Однако они не в состоянии нормально работать в условиях больших колебаний содержания воды в продукции скважин (от 0% до более 98% объема смеси), поскольку ни один из используемых в них типов влагомеров не обеспечивает достаточной точности в широком диапазоне значений обводненности. Для измерения обводненности продукции скважин в реальном времени до последнего времени использовали в основном автоматические проточные влагомеры резистивного или емкостного (диэлькометрического) типа, однако они не обеспечивают приемлемую точность измерений для эмульсий типа «нефть в воде», так как точность измерения для них определяется косвенными параметрами, в частности соленостью, температурой смеси, содержанием свободного газа и пр., которые сложно использовать при регулировании прибора в реальных условиях эксплуатации. Другие типы влагомеров, при использовании их в широком диапазоне значений обводненности (т.е. как на прямых, так и на обратных эмульсиях), также требуют ручной регулировки параметров путем использования процедур, которые невозможно выполнять в промысловых условиях.The described devices provide for the separation of the oil-gas mixture into gas and liquid components, as well as measuring the costs of individual components of the well’s production. However, they are not able to work normally in conditions of large fluctuations in the water content in the well production (from 0% to more than 98% of the mixture volume), since none of the types of moisture meters used in them provides sufficient accuracy in a wide range of water cut values. Until recently, mainly automatic flowmeters of a resistive or capacitive (dielcometric) type were used to measure water cut of well production in real time, however, they do not provide acceptable measurement accuracy for oil-in-water emulsions, since the measurement accuracy for them is determined by indirect parameters , in particular, salinity, temperature of the mixture, the content of free gas, etc., which are difficult to use when regulating the device in real operating conditions. Other types of moisture meters, when used in a wide range of water cut values (i.e., both for direct and inverse emulsions), also require manual adjustment of parameters by using procedures that cannot be performed in the field.
Кроме того, неполное разделение смеси в сепараторе на газовую и жидкую фазы приводит к тому, что существенно снижается точность измерения как обводненности (особенно для влагомеров емкостного типа), так и плотности жидкой фазы. При больших значениях обводненности доля свободного газа очень мала, в этом случае для определения обводненности нефти достаточно учитывать непосредственные показания влагомера соответствующего типа, например оптического (инфракрасного) прибора, обеспечивающего высокую точность на эмульсии типа нефть в воде. В случае же эмульсий типа вода в нефти, во-первых, практически невозможно использование оптического влагомера, во-вторых, роль свободного газа, остающегося в смеси при неполной сепарации, становится заметной, особенно для вязких сортов нефти. Например, при использовании кориолисового расходомера (плотномера) увеличение содержания свободного газа на 0,5% приводит к катастрофическому снижению точности, т.к. рассчитываемое значение объемной доли воды изменяется на 4-5%. Таким образом, качество сепарации газа при движении нефти от скважины до замерной установки вносит существенную систематическую погрешность в измерение фазового состава и соответственно в получаемые значения расхода нефти, и для ее учета необходимо вносить поправки в алгоритмы расчета обводненности, основанные на показаниях влагомеров, например упомянутого емкостного (диэлькометрического) типа.In addition, the incomplete separation of the mixture in the separator into gas and liquid phases leads to the fact that the accuracy of measuring both water cut (especially for capacitive type moisture meters) and the density of the liquid phase is significantly reduced. At large water cuts, the fraction of free gas is very small, in this case, to determine the water cut of oil, it is sufficient to take into account the direct readings of a moisture meter of the appropriate type, for example, an optical (infrared) device that provides high accuracy on oil-in-water emulsions. In the case of emulsions such as water in oil, firstly, it is practically impossible to use an optical moisture meter, and secondly, the role of free gas remaining in the mixture during incomplete separation becomes noticeable, especially for viscous grades of oil. For example, when using a Coriolis flowmeter (densitometer), an increase in the free gas content by 0.5% leads to a catastrophic decrease in accuracy, because the calculated value of the volume fraction of water varies by 4-5%. Thus, the quality of gas separation during the movement of oil from the well to the metering unit introduces a significant systematic error in the measurement of the phase composition and, accordingly, in the obtained values of the oil flow rate, and to account for it, it is necessary to amend the calculation algorithms for water cut based on the readings of moisture meters, for example, the mentioned capacitive (dielcometric) type.
В устройстве по патенту RU 2168011 для снижения погрешности измерений, вызываемой присутствием свободного газа в смеси, при опорожнении сепарационной камеры в ней поддерживают постоянное давление с помощью источника сжатого воздуха, что позволяет исключить дополнительное выделение из нефти растворенного в нее газа, но не уменьшить влияние на точность измерений остающегося в нефти свободного газа.In the device according to the patent RU 2168011, in order to reduce the measurement error caused by the presence of free gas in the mixture, when emptying the separation chamber, it is maintained at a constant pressure using a compressed air source, which eliminates the additional emission of dissolved gas from oil, but does not reduce the effect on accuracy of measurements of free gas remaining in oil.
В устройстве по патенту RU 2270981 влияние свободного газа на измеряемые значения плотности и обводненности учитывают за счет того, что значение обводненности определяют путем решения в контроллере установки системы уравнений, причем в одно из уравнений системы в качестве переменных входят объемные доли воды, нефти и свободного газа, а также измеряемые значения плотности смеси, воды, нефти и свободного газа, а другое уравнение системы представляет собой некоторую уникальную для конкретного типа влагомера функцию, соответствующую фактически измеряемым влагомером значениям обводненности.In the device according to the patent RU 2270981, the effect of free gas on the measured values of density and water cut is taken into account due to the fact that the water cut value is determined by solving the system of equations in the controller, and one of the system equations includes volume fractions of water, oil and free gas as variables as well as the measured values of the density of the mixture, water, oil and free gas, and another equation of the system is a function unique to a specific type of moisture meter, corresponding to the actual measured moisture meter water cut.
Известен способ определения содержания воды в многогофазной нефтеводогазовой смеси, описанный в патентах US 4458524 А, 10.07.1984 и US 4802361 А, 07.02.1987. В соответствии с этим способом измеряют мгновенное значение плотности нефтеводогазовой смеси (ρж) и диэлектрической проницаемости нефтеводогазовой смеси (εж), предварительно задают значения плотности чистой нефти (безводная разгазированная нефть), воды и свободного газа. Объемную долю воды определяют путем решения системы из трех уравнений, включающих в себя значения ρж и εж в качестве постоянных коэффициентов, а значение объемной доли воды, нефти и газа - в качестве неизвестных в уравнениях указанной системы.A known method for determining the water content in a multiphase oil-gas mixture described in patents US 4458524 A, 07/10/1984 and US 4802361 A, 02/07/1987. In accordance with this method, the instantaneous value of the density of the oil-gas mixture (ρ l ) and the dielectric constant of the oil-gas mixture (ε l ) are measured, the density of pure oil (anhydrous degassed oil), water and free gas are pre-set. The volume fraction of water is determined by solving a system of three equations, including the values of ρ l and ε l as constant coefficients, and the value of the volume fraction of water, oil and gas as unknown in the equations of this system.
Известен способ определения содержания воды в многогофазной нефтеводогазовой смеси, описанный в патенте RU 2114398 С1, 27.06.1998 (американский патент-аналог US 5259239 А). В соответствии с этим способом измеряют мгновенное значение плотности нефтеводогазовой смеси (ρж) и диэлектрической проницаемости нефтеводогазовой смеси (εж), а также температуру и давление смеси. Предварительно задают значения плотности и диэлектрической проницаемости воды, а объемную долю воды определяют путем решения системы уравнений, включающих в себя значения ρж и εж в качестве постоянных коэффициентов, а значение объемной доли воды, углеводородов и плотность углеводородов - в качестве неизвестных указанной системы уравнений. Углеводородную составляющую смеси (нефть и попутный газ) рассматривают как единую фазу смеси, плотность которой рассматривают как одну из неизвестных в уравнениях указанной системы. Кроме того, в процессе измерений производят корректировку по температуре значений плотности и диэлектрической проницаемости воды.A known method for determining the water content in a multiphase oil-gas mixture described in patent RU 2114398 C1, 06/27/1998 (US patent analogue US 5259239 A). In accordance with this method, the instantaneous value of the density of the oil-gas mixture (ρ g ) and the dielectric constant of the oil-gas mixture (ε g ), as well as the temperature and pressure of the mixture are measured. A predetermined value of density and dielectric constant of water, and the volume fraction of water are determined by solving a system of equations, including the values ρ w and ε w as constant coefficients and the value of the volume fraction of water, hydrocarbons and hydrocarbon density - as unknowns said system of equations . The hydrocarbon component of the mixture (oil and associated gas) is considered as a single phase of the mixture, the density of which is considered as one of the unknowns in the equations of this system. In addition, during the measurement process, temperature values of the density and dielectric constant of the water are adjusted.
Наиболее близким аналогом по совокупности существенных признаков (прототипом) является способ определения содержания воды в многогофазной нефтеводогазовой смеси, описанный в заявке WO 9002941 А1, 22.03.1990. В соответствии с этим способом измеряют плотность нефтеводогазовой смеси (ρж), определяют диэлектрическую проницаемость нефтеводогазовой смеси (εж), предварительно задают значения плотности чистой нефти (ρн), воды (ρв), газа (ρг) и диэлектрической проницаемости чистой нефти (εн), при этом объемную долю воды в разгазированной нефти (Wc) определяют путем решения системы уравнений, полученных на основе зависимостей видаThe closest analogue in terms of essential features (prototype) is a method for determining the water content in a multiphase oil-gas mixture described in the application WO 9002941 A1, 03/22/1990. In accordance with this method, the density of the oil-gas mixture is measured (ρ l ), the dielectric constant of the oil-gas mixture is determined (ε l ), the density of pure oil (ρ n ), water (ρ c ), gas (ρ g ) and the dielectric constant of pure oil (ε n ), while the volume fraction of water in the degassed oil (W c ) is determined by solving a system of equations derived from dependencies of the form
ρж=f(ρн, ρв, ρг, α, Wc);ρ W = f (ρ n , ρ c , ρ g , α, W c );
εж=f(εн, α, Wc);ε W = f (ε n , α, W c );
где ρж - плотность нефтеводогазовой смеси;where ρ W - the density of the oil-gas mixture;
ρн - плотность чистой нефти;ρ n is the density of pure oil;
ρв - плотность воды;ρ in is the density of water;
ρрг - плотность свободного газа;ρ rg - density of free gas;
α - объемная доля свободного газа в нефтеводогазовой смеси;α is the volume fraction of free gas in the oil-gas mixture;
Wc - объемная доля воды в разгазированной нефти;W c is the volume fraction of water in the degassed oil;
εж - диэлектрическая проницаемость нефтеводогазовой смеси;ε W - dielectric constant of the oil-gas mixture;
εн - диэлектрическая проницаемость чистой нефти.ε n - dielectric constant of pure oil.
Причем первая из указанных зависимостей представляет собой формулу для расчета плотности трехфазной смеси, а вторая зависимость получена на основе формулы Бруггеманна для определения диэлектрической проницаемости пористых диэлектриков. Систему уравнений решают методом Зейделя. Описанный в прототипе измерительный комплекс включает в себя трубопровод для прохода потока нефтеводогазовой смеси, на котором смонтирован гамма-радиационный плотномер для измерения мгновенного значения плотности нефтеводогазовой смеси (ρж), емкостный потоковый влагомер для определения мгновенного значения диэлектрической проницаемости нефтеводогазовой смеси (εж). Измерительный комплекс включает в себя также контроллер с вычислительным блоком, связанный с упомянутыми приборами, а также средствами для представления результатов измерений.Moreover, the first of these dependences is a formula for calculating the density of a three-phase mixture, and the second dependence is obtained on the basis of the Bruggemann formula for determining the dielectric constant of porous dielectrics. The system of equations is solved by the Seidel method. The measuring complex described in the prototype includes a pipeline for passing the flow of an oil-gas mixture, on which a gamma-radiation densitometer is mounted to measure the instantaneous value of the density of the oil-gas mixture (ρ g ), a capacitive flow hygrometer for determining the instantaneous value of the dielectric constant of the gas-gas mixture (ε g ). The measuring complex also includes a controller with a computing unit associated with the said devices, as well as means for presenting the measurement results.
Общим недостатком указанный выше аналогов, включая прототип, является то, что ни один из описанных выше способов не обеспечивает требуемой точности определения фазового состава смеси, так как используемые в них алгоритмы расчета не предполагают учета доли растворенного в нефти газа, наряду со свободным газом. При этом трехфазная нефтеводогазовая смесь содержит значительное количество газа, находящегося в растворенном в нефти состоянии, и при незначительном изменении термобарических условий этот газ может перейти в свободное состояние и наоборот. Таким образом, содержание свободного газа в нефти является переменной величиной и для точного учета влияния газовой составляющей продукции скважины на результат изменения плотности обводненности необходимо учитывать также долю растворенного газа.A common drawback of the above analogues, including the prototype, is that none of the methods described above provides the required accuracy for determining the phase composition of the mixture, since the calculation algorithms used in them do not imply taking into account the fraction of gas dissolved in oil, along with free gas. In this case, the three-phase oil-gas mixture contains a significant amount of gas in a state dissolved in oil, and with a slight change in thermobaric conditions, this gas can go into a free state and vice versa. Thus, the content of free gas in oil is a variable and to accurately account for the effect of the gas component of the well’s production on the result of a change in water cut density, the fraction of dissolved gas must also be taken into account.
Таким образом, задача, на решение которой направлено заявленное изобретение, состоит в создании способа измерения фракционного состава сырой нефти, содержащей свободный и растворенный газ, обеспечивающего возможность точного определения массового (объемного) расхода нефти на объектах нефтедобычи в режиме реального времени.Thus, the problem to which the claimed invention is directed, consists in creating a method for measuring the fractional composition of crude oil containing free and dissolved gas, which provides the ability to accurately determine the mass (volume) flow rate of oil at oil production facilities in real time.
Технический результат, достигаемый при реализации изобретения, заключается в повышении точности определения фазового состава нефтеводогазовой смеси за счет использования алгоритма вычислений, учитывающего влияние на измеряемые характеристики смеси как свободного, так и растворенного в нефти газа, а также в повышении точности определения массового (объемного) расхода чистой нефти за счет обеспечения возможности определения соотношения воды и нефти в жидкостной составляющей нефтеводогазовой смеси без искажений, вносимых наличием в нефти растворенного газа.The technical result achieved during the implementation of the invention is to increase the accuracy of determining the phase composition of the oil-gas mixture by using a calculation algorithm that takes into account the effect on the measured characteristics of the mixture of both free and dissolved gas in oil, as well as to increase the accuracy of determining the mass (volume) flow rate pure oil by providing the ability to determine the ratio of water and oil in the liquid component of the oil-gas mixture without distortion introduced by the presence in oil dissolved gas.
Способ определения содержания воды в многогофазной нефтеводогазовой смеси, обеспечивающий достижение указанного выше технического результата, заключается в том, что измеряют плотность нефтеводогазовой смеси (ρж), определяют диэлектрическую проницаемость нефтеводогазовой смеси (εж), предварительно задают значения плотности чистой нефти (ρн) и плотности воды (ρв). Объемную долю воды в разгазированной нефти (Wс) определяют путем решения системы уравнений, включающих в себя значения ρж и εж в качестве постоянных, а значение Wс в качестве одной из переменных. При этом в отличии от прототипа предварительно определяют тип нефтеводогазовой смеси и осуществляют калибровку измерительной установки, включающую в себя задание соответствующего данному типу смеси значение коэффициента (k), определяющего содержание растворенного газа в нефти, а упомянутые уравнения основаны на зависимостях видаA method for determining the water content in a multiphase oil-gas mixture, which ensures the achievement of the above technical result, is that the density of the oil-gas mixture is measured (ρ l ), the dielectric constant of the oil-gas mixture is determined (ε l ), the pure oil density (ρ n ) is preliminarily set and water density (ρ in ). The volume fraction of water in razgazirovannoy oil (W s) is determined by solving a system of equations, including the values ε and ρ w w as constants, and the value of W with as one of the variables. In this case, unlike the prototype, the type of oil-gas mixture is preliminarily determined and the measuring setup is calibrated, which includes setting the coefficient (k) corresponding to this type of mixture, which determines the content of dissolved gas in oil, and the above equations are based on dependencies of the form
ρж=f(ρн, ρв, ρрг, Wс, α, k);ρ W = f (ρ n , ρ c , ρ rg , W s , α, k);
εж=f(εув, Wс, α, k);ε w = f (ε uv , W s , α, k);
где ρж - плотность нефтеводогазовой смеси, кг/м3;where ρ W - the density of the oil-gas mixture, kg / m 3 ;
ρн - плотность чистой нефти, кг/м3;ρ n is the density of pure oil, kg / m 3 ;
ρв - плотность воды, кг/м3;ρ in - the density of water, kg / m 3 ;
ρрг - плотность растворенного газа, кг/м3;ρ rg is the density of the dissolved gas, kg / m 3 ;
Wс - объемная доля воды в разгазированной нефти;W with - the volume fraction of water in degassed oil;
α - объемная доля свободного газа в нефтеводогазовой смеси;α is the volume fraction of free gas in the oil-gas mixture;
k - коэффициент, определяющий содержание растворенного газа в нефти;k is a coefficient determining the content of dissolved gas in oil;
εж - диэлектрическая проницаемость нефтеводогазовой смеси;ε W - dielectric constant of the oil-gas mixture;
εув - диэлектрическая проницаемость смеси безводной нефти, свободного газа и растворенного газа.ε uv is the dielectric constant of a mixture of anhydrous oil, free gas and dissolved gas.
Кроме того, в частном случае реализации изобретения, путем решения указанной системы уравнений определяют также объемную долю свободного газа в нефтеводогазовой смеси (α).In addition, in the particular case of the invention, by solving the indicated system of equations, the volume fraction of free gas in the oil-gas mixture (α) is also determined.
Кроме того, в частном случае реализации изобретения, первое уравнение системы уравнений имеет видIn addition, in the particular case of the invention, the first equation of the system of equations has the form
Кроме того, в частном случае реализации изобретения, второе уравнение системы уравнений имеет видIn addition, in the particular case of the invention, the second equation of the system of equations has the form
где n=1/γ, γ - коэффициент формулы Бруггемана, принимаемый равным 3.where n = 1 / γ, γ is the coefficient of the Bruggeman formula, taken equal to 3.
Кроме того, в частном случае реализации изобретения, значение диэлектрической проницаемости нефтеводогазовой смеси (εж) определяют с помощью емкостного влагомера.In addition, in the particular case of the invention, the value of the dielectric constant of the oil-gas mixture (ε g ) is determined using a capacitive hygrometer.
Кроме того, в частном случае реализации изобретения, емкостной влагомер представляет собой влагомер поточного типа и выполнен с возможностью определения мгновенного значения диэлектрической проницаемости нефтеводогазовой смеси.In addition, in the particular case of the invention, the capacitive hygrometer is a flow type hydrometer and is configured to determine the instantaneous value of the dielectric constant of the oil-gas mixture.
Кроме того, в частном случае реализации изобретения, значение диэлектрической проницаемости нефтеводогазовой смеси (εж) определяют с помощью выраженияIn addition, in the particular case of the invention, the value of the dielectric constant of the oil-gas mixture (ε W ) is determined using the expression
где Сх - емкость электродов влагомера, находящихся в водонефтяной смеси, а Схо - емкость сухого измерительного электрода, которая зависит от емкости изоляционного покрытия или проходной емкости схемы, емкости соединений и геометрии электрода, при этом значения Схо определяют при градуировке влагомера перед проведением измерений.where C x is the capacitance of the hygrometer electrodes in the oil-water mixture, and C xo is the capacity of the dry measuring electrode, which depends on the capacity of the insulation coating or the passage capacity of the circuit, the capacitance of the connections and the geometry of the electrode, while the values of C xo are determined when calibrating the moisture meter before measurements.
Кроме того, в частном случае реализации изобретения, предварительно задают значения диэлектрической проницаемости чистой нефти (εн), диэлектрической проницаемости растворенного газа (εрг) и диэлектрической проницаемости свободного газа (εсг), a значение εув определяют с помощью зависимости видаFurthermore, in the particular case of the invention, a predetermined value of the permittivity of pure oil (ε n), the dielectric constant of the dissolved gas (ε p) and the permittivity of free gas (ε c), a value of ε is determined by uv depending species
где εн - диэлектрическая проницаемость чистой нефти;where ε n is the dielectric constant of pure oil;
Yн - объемная доля чистой нефти;Y n - volume fraction of pure oil;
εрг - диэлектрическая проницаемость растворенного газа;ε rg is the dielectric constant of the dissolved gas;
Yрг - объемная доля растворенного газа;Y rg - volume fraction of dissolved gas;
εсг - диэлектрическая проницаемость свободного газа.ε cg is the dielectric constant of a free gas.
Кроме того, в частном случае реализации изобретения, значение диэлектрической проницаемости свободного газа (εсг) принимают равным 1,0.In addition, in the particular case of the invention, the dielectric constant of the free gas (ε cg ) is taken to be 1.0.
Кроме того, в частном случае реализации изобретения, объемную долю чистой нефти (Yн) определяют с помощью уравненияIn addition, in the particular case of the invention, the volume fraction of pure oil (Y n ) is determined using the equation
Кроме того, в частном случае реализации изобретения, объемную долю растворенного газа (Yрг) определяют с помощью уравненияIn addition, in the particular case of the invention, the volume fraction of dissolved gas (Y pg ) is determined using the equation
Кроме того, в частном случае реализации изобретения, коэффициент k предварительно определяют с помощью формулыIn addition, in the particular case of the invention, the coefficient k is previously determined using the formula
где
Кроме того, в частном случае реализации изобретения, систему уравнений решают методом Зейделя.In addition, in the particular case of the invention, the system of equations is solved by the Seidel method.
Кроме того, в частном случае реализации изобретения, осуществляют предварительное разделение смеси на составляющие, одна из которых содержит преимущественно жидкие фазы, а вторая преимущественно газообразную фазу исходной смеси, при этом определяют содержание воды путем исследования преимущественно жидкостной составляющей исходной смеси.In addition, in the particular case of the invention, the mixture is preliminarily separated into components, one of which contains predominantly liquid phases, and the second predominantly gaseous phase of the initial mixture, while determining the water content by examining the predominantly liquid component of the initial mixture.
Кроме того, в частном случае реализации изобретения, значение плотности нефтеводогазовой смеси (ρж) измеряют с помощью плотномера кориолисового типа.In addition, in the particular case of the invention, the density value of the oil-gas mixture (ρ W ) is measured using a Coriolis type densitometer.
Кроме того, в частном случае реализации изобретения, плотномер представляет собой массовый кориолисов расходомер с вибрирующей трубкой, выполненный с возможностью измерения мгновенного значения плотности нефтеводогазовой смеси.In addition, in the particular case of the invention, the densitometer is a mass Coriolis flowmeter with a vibrating tube, configured to measure the instantaneous density of the oil-gas mixture.
Объемную долю воды в разгазированной нефти (Wc), иначе говоря, обводненность нефти, определяют путем решения системы из двух уравнений, включающих в себя измеряемые значения диэлектрической проницаемости (εж) и плотности (ρж) нефтеводогазовой смеси и в качестве постоянных коэффициентов, значение Wc в качестве одной из неизвестных, а значение объемной доли свободного газа в нефтеводогазовой смеси (α) - в качестве второй неизвестной. При этом первое уравнение представляет собой зависимость между измеренным значением плотности нефтеводогазовой смеси (ρж) и значением доли свободного газа в нефтеводогазовой смеси (α) и с учетом объемной доли воды (Wc), a также содержания растворенного газа в нефти (k). Второе уравнение представляет собой основанную на формуле Бруггеманна зависимость диэлектрической проницаемости нефтеводогазовой смеси (εж) от диэлектрической проницаемости смеси безводной нефти, свободного газа и растворенного газа (εув) с учетом объемной доли воды, а также доли свободного газа в смеси и содержания растворенного газа в нефти. Таким образом, при расчете обводненности нефти учитывается не только содержание свободного газа, остающегося в водонефтяной эмульсии в результате неполной сепарации, но и доля растворенного газа.The volume fraction of water in the degassed oil (W c ), in other words, the water cut of the oil, is determined by solving a system of two equations, including the measured values of the dielectric constant (ε g ) and density (ρ g ) of the oil-gas mixture and as constant coefficients, the value of W c as one of the unknowns, and the value of the volume fraction of free gas in the oil-gas mixture (α) as the second unknown. In this case, the first equation is the relationship between the measured density of the oil-gas mixture (ρ l ) and the value of the fraction of free gas in the oil-gas mixture (α) and taking into account the volume fraction of water (W c ), as well as the content of dissolved gas in oil (k). The second equation is the dependence of the dielectric constant of an oil-gas mixture (ε g ) based on the Bruggemann formula on the dielectric constant of a mixture of anhydrous oil, free gas and dissolved gas (ε uv ) taking into account the volume fraction of water, as well as the fraction of free gas in the mixture and the content of dissolved gas in oil. Thus, when calculating the water cut of oil, not only the content of free gas remaining in the oil-water emulsion as a result of incomplete separation is taken into account, but also the fraction of dissolved gas.
Кроме того, при использовании заявленного способа определяют объемную долю воды в разгазированной нефти (Wc), то есть в водонефтяной эмульсии, практически не содержащей свободного и растворенного газа. Таким образом, при определении массового (объемного) расхода нефти используется соотношение воды и товарной нефти, что позволяет избежать искажений, вносимых наличием в нефти растворенного газа.In addition, when using the inventive method, the volume fraction of water in the degassed oil (W c ), that is, in the oil-water emulsion, which practically does not contain free and dissolved gas, is determined. Thus, when determining the mass (volume) flow rate of oil, the ratio of water to commercial oil is used, which avoids the distortions introduced by the presence of dissolved gas in the oil.
Конкретный вид приведенных в формуле изобретения зависимостей может быть получен на основе известных зависимостей путем алгебраических преобразований следующим образом.A specific form of the dependencies given in the claims can be obtained on the basis of known dependencies by algebraic transformations as follows.
Объемы растворенного Vрг и свободного газа Vсг в нефтеводогазовой смеси выражаются формуламиVolumes of dissolved V p and V c free gas in oil-water mixture are given by
Vрг=k·Vн V pg = kV n
иand
Vсг=α·Vж V cg = α · V w
где Vн - объем чистой нефти;where V n - the volume of pure oil;
Vж - объем водонефтяной эмульсии (жидкой фазы нефтеводогазовой смеси), принимаемый равным (Vв+Vн+k·Vн);V W - the volume of the oil-water emulsion (liquid phase of the oil-gas mixture), taken equal to (V in + V n + k · V n );
α - объемная доля свободного газа в нефтеводогазовой смеси;α is the volume fraction of free gas in the oil-gas mixture;
k - коэффициент, определяющий содержание растворенного газа в нефти.k is a coefficient determining the content of dissolved gas in oil.
Значение коэффициента k зависит от физико-химических свойств нефтяной эмульсии и условий работы сепаратора и вводится в контроллер в качестве постоянной величины, предварительно вычисляемой по формуле:The value of the coefficient k depends on the physicochemical properties of the oil emulsion and the operating conditions of the separator and is entered into the controller as a constant value, previously calculated by the formula:
где
Таким образом, реально измеряемая денситометром плотность нефтеводогазовой смеси, т.е. водонефтяной эмульсии, содержащей свободный и растворенный газ, можно выразить уравнениемThus, the density of the oil-gas mixture actually measured by the densitometer, i.e. water-oil emulsion containing free and dissolved gas can be expressed by the equation
где ρв - плотность воды;where ρ in - the density of water;
ρн - плотность чистой нефти;ρ n is the density of pure oil;
ρрг - плотность растворенного газа.ρ rg is the density of the dissolved gas.
Как можно видеть, объем смеси, стоящий в знаменателе этого выражения, корректируется на величину объема свободного газа, массой которого в расчетах пренебрегают.As you can see, the volume of the mixture in the denominator of this expression is adjusted for the volume of free gas, the mass of which is neglected in the calculations.
Объемная доля воды в водонефтяной эмульсии (обводненность нефти) определяется отношением объема воды к сумме объемов воды Vв и нефти Vн при термобарических условиях сепаратора и равнаThe volume fraction of water in the oil-water emulsion (water cut of oil) is determined by the ratio of the volume of water to the sum of the volumes of water V in and oil V n under the thermobaric conditions of the separator and is equal to
поэтому выражение для плотности нефтеводогазовой смеси далее преобразуется к видуtherefore, the expression for the density of the oil-gas mixture is further transformed to
Из этого уравнения, в свою очередь, путем алгебраических преобразований можно получить выражение для объемной доли свободного газаFrom this equation, in turn, by means of algebraic transformations, we can obtain the expression for the volume fraction of free gas
Согласно теории диэлектриков диэлектрическая проницаемость смеси безводная нефть - растворенный газ - свободный газ определяется произведением этих отдельных компонентов в степени, которая равна доле компонента в смеси.According to the theory of dielectrics, the dielectric constant of a mixture of anhydrous oil - dissolved gas - free gas is determined by the product of these individual components to an extent that is equal to the fraction of the component in the mixture.
где εн - диэлектрическая проницаемость чистой нефти;where ε n is the dielectric constant of pure oil;
Yн - объемная доля чистой нефти;Y n - volume fraction of pure oil;
εрг - диэлектрическая проницаемость растворенного газа;ε rg is the dielectric constant of the dissolved gas;
Yрг - объемная доля растворенного газа;Y rg - volume fraction of dissolved gas;
εсг - диэлектрическая проницаемость свободного газа.ε cg is the dielectric constant of a free gas.
Значение диэлектрической проницаемости свободного газа (εсг) можно принять равным 1,0, таким образом, формула приводится к видуThe value of the dielectric constant of free gas (ε cg ) can be taken equal to 1.0, so the formula is reduced to
Безводная нефть - это условная жидкость, в которой нет воды, а реальная нефтеводогазовая смесь - та же жидкость, куда входят капли воды, которая представляет собой проводящую среду с точки зрения теории пористых диэлектриков Д.Бруггеманна (1935 г.). Таким образом, для перехода от безводной нефти к нефти с содержанием воды можно использовать формулу Бруггеманна, связывающую диэлектрическую проницаемость водонефтяной эмульсии с диэлектрической проницаемостью безводной нефти и содержанием воды в эмульсииAnhydrous oil is a conditional liquid in which there is no water, and a real oil-gas mixture is the same liquid that contains drops of water, which is a conductive medium from the point of view of the theory of porous dielectrics by D. Bruggemann (1935). Thus, for the transition from anhydrous oil to oil with a water content, the Bruggemann formula can be used that relates the dielectric constant of an oil-water emulsion to the dielectric constant of an anhydrous oil and the water content in an emulsion
где εж - диэлектрическая проницаемость нефтеводогазовой смеси;where ε W is the dielectric constant of the oil-gas mixture;
εув - диэлектрическая проницаемость смеси безводной нефти, свободного газа и растворенного газа;ε uv is the dielectric constant of a mixture of anhydrous oil, free gas and dissolved gas;
y - доля нефти в реальной нефтеводогазовой смеси.y is the proportion of oil in a real oil-gas mixture.
γ - коэффициент, приближенно равный 3,0.γ is a coefficient approximately equal to 3.0.
При этом y=1-W, где W - объемная доля воды в трехкомпонентной смеси (с учетом объема газа).Moreover, y = 1-W, where W is the volume fraction of water in the three-component mixture (taking into account the volume of gas).
По определениюA-priory
Путем алгебраических преобразований указанная формула приводится к видуBy algebraic transformations, this formula is reduced to the form
Подставляя это выражение в формулу Бруггеманна, получаютSubstituting this expression in the Bruggemann formula, get
Преобразуя зависимость, получают формулу (3), в которой обводненность (Wс) является неявной функцией:Transforming the dependence, we obtain the formula (3) in which the water cut (W c ) is an implicit function:
Формулы (1) и (3) представляют собой систему трансцендентных уравнений с двумя неизвестными, численно решая которую, получают значения обводненности смеси Wc и с содержанием в ней свободного газа α.Formulas (1) and (3) are a system of transcendental equations with two unknowns, numerically solving which, the values of the water content of the mixture W c and with the content of free gas α in it are obtained.
Выражение для εув в формуле (3) не расшифровано, чтобы не усложнять ее вида, при этом значение εув входит в формулу (3) в виде зависимости, описываемой формулой (2), а долю разгазированной нефти в смеси нефть - растворенный газ - свободный газ определяют какThe expression for ε SW in the formula (3) is not deciphered, so as not to complicate its appearance, while the value of ε SW is included in the formula (3) in the form of the dependence described by formula (2), and the fraction of the degassed oil in the oil-dissolved gas mixture is free gas is defined as
долю растворенного газа в указанной смеси определяют по формулеthe proportion of dissolved gas in the specified mixture is determined by the formula
Таким образом, как уже упоминалось выше, конкретный вид используемых для расчетов зависимостей может быть получен путем алгебраических преобразований известных зависимостей и закономерностей.Thus, as mentioned above, the specific form of the dependencies used for calculating can be obtained by algebraic transformations of known dependencies and patterns.
Возможность осуществления изобретения, охарактеризованного приведенной выше совокупностью признаков, подтверждается примером реализации способа, представляющим собой описание конструкции и работы установки для измерения продукции нефтедобывающих скважин. Описание сопровождается чертежами, на которых изображено следующее.The possibility of carrying out the invention, characterized by the above set of features, is confirmed by an example implementation of the method, which is a description of the design and operation of the installation for measuring the production of oil wells. The description is accompanied by drawings, which depict the following.
На Фиг.1 - принципиальная гидравлическая схема сепарационной, дозирующей и измерительной частей установки.Figure 1 - schematic hydraulic diagram of the separation, dosing and measuring parts of the installation.
На Фиг.2 - принципиальная электрическая схема емкостной части влагомера.Figure 2 - circuit diagram of the capacitive part of the hygrometer.
Автоматизированная групповая замерная установка для измерения продукции нефтедобывающих скважин включает в себя переключатель скважин, который обеспечивает возможность поочередного замера продукции каждой из скважин соответствующей группы, и входной трубопровод (на чертежах не показан), а также двухфазный газожидкостной сепаратор 1, состоящий из двух камер, который предназначен для разделения жидкой и газовой фазы. Установка содержит также газовый 2 и жидкостной 3 трубопроводы с электромагнитными клапанами 5 и 13, предназначенные для отвода из сепаратора преимущественно газовой и преимущественно жидкостной фазы соответственно. Сепаратор 1 оборудован поплавковым устройством 4, которое вместе с механически связанным с ним преобразователем 11 и электромагнитным клапаном 13 в жидкостном трубопроводе выполняет роль регулятора уровня жидкости в сепараторе 1.An automated group metering device for measuring the production of oil wells includes a well switch, which provides the possibility of alternately measuring the production of each of the wells of the corresponding group, and an inlet pipe (not shown in the drawings), as well as a two-phase gas-liquid separator 1, which consists of two chambers, which Designed to separate the liquid and gas phases. The installation also contains gas 2 and liquid 3 pipelines with electromagnetic valves 5 and 13, designed to divert mainly gas and mainly liquid phases from the separator, respectively. The separator 1 is equipped with a float device 4, which, together with a mechanically connected transducer 11 and a solenoid valve 13 in the liquid pipe, acts as a regulator of the liquid level in the separator 1.
Как на жидкостном, так и на газовом трубопроводах сепаратора установлены массовые счетчики кориолисового типа 6 и 7 для измерения в режиме реального времени массового расхода жидкости и газа соответственно. Счетчики кориолисова типа обеспечивают более высокую точность измерений в широком диапазоне значений расхода по сравнению с расходомерами турбинного типа. При этом кориолисовы расходомеры можно использовать в качестве плотномеров (денситометров) с вибрирующей трубкой для получения данных о плотности смеси, используемых при вычислении фазового состава смеси. Кроме того, измерение мгновенных значений плотности смеси позволяет вычислять мгновенный объемный расход нефти.Both liquid and gas pipelines of the separator are equipped with Coriolis type mass meters 6 and 7 for real-time measurement of the mass flow of liquid and gas, respectively. Coriolis type counters provide higher measurement accuracy over a wide range of flow rates compared to turbine type flow meters. In this case, Coriolis flowmeters can be used as densitometers (densitometers) with a vibrating tube to obtain data on the density of the mixture used in calculating the phase composition of the mixture. In addition, measuring the instantaneous values of the density of the mixture allows you to calculate the instantaneous volumetric flow rate of oil.
Установка также включает в себя влагомер 8 для непрерывного измерения содержания воды в водонефтяной эмульсии, смонтированный на жидкостной линии 3. Полнодиапазонный влагомер комбинированного оптико-емкостного типа (см. RU 57466 U1, 10.10.2006) позволяет непрерывно определять оптическую плотность водонефтяной эмульсии типа "нефть в воде" и относительную диэлектрическую проницаемость водонефтяной смеси (для эмульсии типа "вода в нефти") в зависимости от содержания воды в ней. Емкостная часть влагомера измеряет значение (εж), используемое при решении системы уравнений (1) и (3).The installation also includes a moisture meter 8 for continuous measurement of the water content in the oil-water emulsion mounted on the liquid line 3. The full-range hygrometer of the combined optical-capacitive type (see RU 57466 U1, 10.10.2006) allows you to continuously determine the optical density of the oil-water emulsion of the oil type in water "and the relative dielectric constant of the oil-water mixture (for an emulsion of the type" water in oil ") depending on the water content in it. The capacitive part of the hygrometer measures the value (ε W ) used in solving the system of equations (1) and (3).
Установка снабжена датчиком температуры 9, дифференциальным датчиком давления 12 в сепараторе 1, а также контроллером (на чертежах не показан), связанным с расходомерами 6 и 7, влагомером 8 и упомянутыми датчиками. В контроллере происходит обработка данных, в частности, по плотности и обводненности водонефтяной эмульсии, поступающих от влагомера и расходомера, и вычисление обводненности и расхода нефти, воды и газа. Контроллер соединен со средствами ввода/вывода (например, клавиатура и монитор), предназначенными для задания параметров (ρн, ρв, ρрг, k, εн, εрг, εсг, Схо), используемых при вычисления значений Wc, α, Мн и др., а также для представления результатов измерений (вычислений).The installation is equipped with a temperature sensor 9, a differential pressure sensor 12 in the separator 1, as well as a controller (not shown in the drawings) associated with flow meters 6 and 7, a moisture meter 8 and the said sensors. The controller processes the data, in particular, on the density and water content of the oil-water emulsion coming from the moisture meter and flow meter, and calculates the water content and flow rate of oil, water and gas. The controller is connected to the input / output means (e.g., keyboard and monitor), intended to define parameters (ρ n, ρ a, ρ p, k, ε n, ε p, ε c, C o) used in computing the values of W c , α, M n , etc., as well as to represent the results of measurements (calculations).
Кроме того, в жидкостном трубопроводе 3 выполнены ответвления с вентилями 10 для присоединения эталонного измерительного устройства, используемого для поверки жидкостного расходомера.In addition, in the liquid pipe 3, branches with valves 10 are made for attaching a reference measuring device used to verify the liquid flow meter.
Сепарационная и дозирующая части установки работают следующим образом.The separation and metering parts of the installation are as follows.
Нефтеводогазовая смесь поступает в сепаратор 1 и разделяется на газ и жидкость (водонефтяную смесь с остаточным содержанием газа). Газ через открытый клапан 5 уходит в выходной трубопровод, а жидкость накапливается в сепараторе. При достижении верхнего предельного уровня жидкости подается команда на преобразователь 11 регулятора уровня, формирующий сигнал на клапане 13, который резко переходит из положения "закрыто" в положение "открыто". После открытия клапана 13 жидкость под действием давления газа выталкивается из сепаратора, начинается цикл измерения расхода жидкости, а ее уровень в сепараторе 1 начинает снижаться. По мере снижения уровня жидкости поплавок 4 достигает нижнего предельного уровня, подается команда на преобразователь 11 регулятора уровня, формирующий сигнал для клапана 13, который переходит из положения "открыто" в положение "закрыто", и цикл измерения расхода жидкости заканчивается. Далее процесс продолжается описанным выше способом.The oil-gas mixture enters the separator 1 and is separated into gas and liquid (water-oil mixture with a residual gas content). Gas through the open valve 5 goes into the outlet pipe, and the liquid accumulates in the separator. Upon reaching the upper limit liquid level, a command is sent to the converter 11 of the level controller, which generates a signal on the valve 13, which abruptly switches from the closed position to the open position. After opening the valve 13, the liquid is pushed out of the separator under the influence of gas pressure, a cycle of measuring the flow of liquid begins, and its level in the separator 1 begins to decrease. As the liquid level decreases, the float 4 reaches a lower limit level, a command is sent to the level controller 11, which generates a signal for the valve 13, which switches from the open position to the closed position, and the cycle of measuring the fluid flow ends. Further, the process continues as described above.
Регулировка клапана 5 осуществляется независимо от уровня жидкости, клапан 5 при этом включается и выключается по сигналу, формируемому датчиком дифференциального давления 12. Назначение датчика - обеспечить давление газа, достаточное для вытеснения жидкости из сепаратора, а при малых расходах газа - накопить в сепараторе достаточную по массе порцию газа для надежного измерения в диапазоне чувствительности газового расходомера.The adjustment of valve 5 is carried out regardless of the liquid level, valve 5 is turned on and off by the signal generated by the differential pressure sensor 12. The purpose of the sensor is to provide gas pressure sufficient to displace the liquid from the separator, and at low gas flow rates, accumulate sufficient mass portion of gas for reliable measurement in the sensitivity range of a gas flow meter.
Измерительная часть установки представляет собой, по сути, измерительный комплекс, позволяющий одновременно определять мгновенные значения массового расхода через жидкостную линию Мж, массового расхода через газовую линию Мг, плотности смеси ρж в жидкостной линии, температуру и давление в сепараторе, а также вычислять объемные доли нефти (Wc) и воды (α), а также массовый и объемный расход чистой (товарной) нефти по каждой из скважин соответствующей группы.The measuring part of the installation is, in fact, a measuring complex that can simultaneously determine the instantaneous values of the mass flow through the liquid line M w , the mass flow through the gas line M g , the mixture density ρ w in the liquid line, temperature and pressure in the separator, and also calculate volume fractions of oil (W c ) and water (α), as well as mass and volume flow rates of pure (marketable) oil for each of the wells of the corresponding group.
Для расчета мгновенного значения массы нефти Мн при нормальных климатических условиях (20°С, 0,1 МПа) в контроллере установки используют формулуTo calculate the instantaneous value of the mass of oil M n under normal climatic conditions (20 ° C, 0.1 MPa) in the installation controller using the formula
Mн=ρн·Vн,M n = ρ n · V n ,
Объем нефти в нефтеводогазовой смеси можно определить через измеряемые параметры массы и плотности смеси (с учетом наличия свободного и растворенного газа) по следующей формулеThe volume of oil in the oil-gas mixture can be determined through the measured parameters of the mass and density of the mixture (taking into account the presence of free and dissolved gas) according to the following formula
Выражая объем воды через обводненность и объем нефти в смеси, получаемExpressing the volume of water through the water cut and the volume of oil in the mixture, we obtain
Массовый расход нефти за заданный период в условиях неравномерной подачи продукции скважин во времени вычисляется контроллером по формулеThe mass oil flow rate for a given period under conditions of uneven supply of well production over time is calculated by the controller according to the formula
где t0 - время начало замера;where t 0 - time the beginning of measurement;
t1 - текущее время замера;t 1 - current measurement time;
Мн(t) - мгновенное значение массового расхода нефти.M n (t) is the instantaneous mass flow rate of oil.
Кроме того, контроллер установки позволяет вычислять объемный расход (дебит) скважины по нефти (Qн) по формулеIn addition, the installation controller allows you to calculate the volumetric flow rate (flow rate) of the well for oil (Q n ) according to the formula
где t0 - время начало замера;where t 0 - time the beginning of measurement;
t1 - текущее время замера;t 1 - current measurement time;
Wс(t) - мгновенное значение объемной доли воды в нефтеводогазовой смеси (измеренный оптической частью влагомера (см. ниже) или рассчитанный с учетом влияния свободного и растворенного в нефти газа в соответствии с заявленным способом);W c (t) is the instantaneous value of the volume fraction of water in the oil-gas mixture (measured by the optical part of the moisture meter (see below) or calculated taking into account the effect of free and dissolved gas in oil in accordance with the claimed method);
Qж(t) - мгновенный объемный расход смеси.Q W (t) is the instantaneous volumetric flow rate of the mixture.
где Mж(t) - мгновенное значение массового расхода,where M W (t) is the instantaneous mass flow rate,
ρж(t) - мгновенное значение плотности смеси.ρ W (t) is the instantaneous value of the density of the mixture.
При больших значениях обводненности (водонефтяная эмульсия типа "нефть в воде") доля свободного газа α оказывается пренебрежимо малой, и формула (4) вырождается доFor large water cuts (oil-water-oil emulsion), the fraction of free gas α is negligibly small, and formula (4) degenerates to
Используя это уравнение, вычисляют мгновенное значение массового расхода нефти на основании полученных при измерении кориолисовым массомером значений Мж и ρж, а также измеренной влагомером обводненности Wс, т.к. в этом случае для определения массы нефти достаточно учитывать показания оптической части прибора без внесения дополнительных поправок.Using this equation, the instantaneous value of the mass flow rate of oil is calculated based on the values of M w and ρ l obtained when measuring with the Coriolis mass meter, as well as the water cut W c measured by the moisture meter, since in this case, to determine the mass of oil, it is sufficient to take into account the readings of the optical part of the device without making additional amendments.
В случае же эмульсий типа "вода в нефти", особенно для вязких сортов нефти, роль свободного газа, остающегося в смеси при неполной сепарации, становится заметной, и для ее учета необходимо ввести поправку в значения обводненности, определяемые на основе измерения диэлектрической проницаемости водогазонефтяной смеси, производимого емкостной частью влагомера. Таким образом, "истинная обводненность" определяется путем решения системы уравнений (1) и (3), что позволяет получить значение объемной доли воды в разгазированной нефти (Wс), скорректированное с учетом влияния свободного и растворенного в нефти газа, а также значение объемной доли свободного газа в нефтеводогазовой смеси (α).In the case of water-in-oil emulsions, especially for viscous types of oil, the role of the free gas remaining in the mixture during incomplete separation becomes noticeable, and to take it into account, it is necessary to introduce a correction to the water cut values determined on the basis of measuring the dielectric constant of the gas-oil mixture produced by the capacitive part of the hygrometer. Thus, the "true water cut" is determined by solving the system of equations (1) and (3), which allows us to obtain the value of the volume fraction of water in the degassed oil (W s ), adjusted for the effect of free and dissolved gas in the oil, as well as the value of the volumetric the fraction of free gas in the oil-gas mixture (α).
Используемое при решении системы уравнений значение εж определяют через параметры RC-генератора (или другой электронной схемы), образующего емкостную часть комбинированного оптико-емкостного влагомера (см. Фиг.2).As used in solving a system of equations x value ε determined through RC-oscillator parameters (or other circuitry) forming part of a capacitive combined optical-capacitive moisture (see. Figure 2).
Измерение относительной диэлектрической проницаемости водонефтяной смеси в зависимости от содержания воды определяют через измерение емкости электродов, погруженных в нефтеводогазовую смесь по формулеThe measurement of the relative dielectric constant of the oil-water mixture depending on the water content is determined by measuring the capacitance of the electrodes immersed in the oil-gas mixture according to the formula
где Сx - емкость электродов, находящихся в эмульсии;where C x is the capacity of the electrodes in the emulsion;
Схо - емкость сухого измерительного электрода;C ho is the capacity of the dry measuring electrode;
Cхо=f(Ci, Co),C xo = f (C i , C o ),
где Сi - емкость изоляционного покрытия или проходной емкости схемы;where C i is the capacity of the insulation coating or the passage capacity of the circuit;
Сo - емкость соединений.With o is the capacity of the compounds.
Значение Сxo зависит также от геометрии электрода, при этом конкретные значения Сo, Сi и Схо определяют при настройке (градуировке) емкостной части влагомера с использованием эталонных жидкостей с известной диэлектрической проницаемостью, в частности, веретенного масла.The value of C xo also depends on the geometry of the electrode, while the specific values of C o , C i and C xo are determined when tuning (calibrating) the capacitive part of the moisture meter using reference liquids with known dielectric constant, in particular spindle oil.
Коэффициент k в ходе измерений не меняется, но он является постоянной только для одного типа нефти и изменяется при переходе к другой, например отличающейся по вязкости. Этот коэффициент определяется и задается при калибровке установки на месторождении. Учет физико-химических свойств нефти при реальных термобарических условиях позволяет определять в процессе измерений массы нефти, максимально приближенную к нормальным климатическим условиям, т.е. практически не содержащую газа.The coefficient k during the measurements does not change, but it is constant for only one type of oil and changes during the transition to another, for example, which differs in viscosity. This coefficient is determined and set during the calibration of the installation at the field. Taking into account the physicochemical properties of oil under real thermobaric conditions allows us to determine in the process of measuring the mass of oil as close as possible to normal climatic conditions, i.e. almost no gas.
Таким образом, в системе уравнений (1) и (3) остаются два неизвестных: Wc и α.Thus, two unknowns remain in the system of equations (1) and (3): W c and α.
Решение системы уравнений (1) и (3) производится методом Зейделя. Метод Зейделя представляет собой модификацию метода последовательных приближений. Согласно этому методу при вычислении (n+1) приближения неизвестной xi (i>1) учитываются уже найденные ранее (n+1) приближения неизвестной xi-1 (в рассматриваемом случае Wc=X1, α=х2). Для решения системы уравнений выбирают произвольно начальные приближения неизвестных и подставляют в первое уравнение системы. Полученное первое приближение одной из переменных подставляют во второе уравнение системы. Аналогично строятся вторые, третьи и т.д. итерации до получения требуемой сходимости результатов.The solution of the system of equations (1) and (3) is carried out by the Seidel method. The Seidel method is a modification of the method of successive approximations. According to this method, when calculating the (n + 1) approximation of the unknown x i (i> 1), the previously found (n + 1) approximations of the unknown x i-1 (in the case under consideration W c = X 1 , α = x 2 ) are taken into account. To solve the system of equations, arbitrary initial approximations of the unknowns are chosen and substituted into the first equation of the system. The obtained first approximation of one of the variables is substituted into the second equation of the system. The second, third, etc., are constructed in a similar way. iterations to obtain the required convergence of the results.
Таким образом, при некоторых измеренных мгновенных значениях εж и ρж задают начальные значения Wc=0,3 и α=0, вычисляют значение Wс по формуле (3), затем подставляют вычисленное в формулу (1), полученное значение α подставляют в формулу (3) вместо начального значения и получают следующее значение Wc и т.д. Точностью вычисленного значения переменных, при достижении которой прекращается расчет, является отличие решения итерации (n+1) от решения итерации n на 0,0001 (т.е. 0,01% по обводненности), эта разница и является критерием сходимости метода. Обычно оказывается достаточно 2-3 итераций. Требуемая точность вычислений задается произвольно в соответствии с конкретными условиями и задачами, при этом минимальное значение точности измерения обводненности может достигать 1%.Thus, for some measured instantaneous values ε W and ρ W set the initial values W c = 0.3 and α = 0, calculate the value of W with the formula (3), then substitute the calculated value in the formula (1), the resulting value α substitute in the formula (3) instead of the initial value and get the next value of W c , etc. The accuracy of the calculated value of the variables, upon reaching which the calculation ceases, is the difference between the iteration solution (n + 1) and the solution of iteration n by 0.0001 (i.e., 0.01% by water cut), and this difference is a criterion for the convergence of the method. Usually 2-3 iterations are enough. The required calculation accuracy is set arbitrarily in accordance with specific conditions and tasks, while the minimum value of the accuracy of the measurement of water cut can reach 1%.
В Таблице 1 приведены экспериментальные данные, полученные при проведении реальных измерений в модельном эксперименте. При проведении эксперимента приготовляли нефтеводогазовую смесь с заданной обводненностью и содержанием газа (воздух) α≈0,05, плотность нефти принимали равной 890 кг/м3, плотность воды 1000 кг/м3, εж=2,287. Затем осуществляли измерения плотности и диэлектрической проницаемости смеси на опытной установке, аналогичной описанной выше, а также производили расчет значений обводненности нефти без учета влияния свободного и растворенного газ и в соответствии с заявленным изобретением.Table 1 shows the experimental data obtained during the actual measurements in a model experiment. During the experiment, an oil-gas mixture was prepared with a given water cut and gas content (air) of α≈0.05, the oil density was assumed to be 890 kg / m 3 , the water density was 1000 kg / m 3 , ε w = 2.287. Then, measurements were made of the density and permittivity of the mixture in a pilot plant similar to that described above, and also the calculation of the water cut value of oil was carried out without taking into account the influence of free and dissolved gas and in accordance with the claimed invention.
Из представленных в Таблице 1 данных видно, что, учитывая содержание свободного и растворенного газа в смеси, можно получить более точное значение обводненности смеси и, следовательно, более точное значение дебита массы-нетто нефти (Мн). При этом неучет влияния свободного и растворенного газа приводит к ошибкам в определении массового расхода нефти, которые могут достигать недопустимых величин.From the data presented in Table 1, it can be seen that, given the content of free and dissolved gas in the mixture, it is possible to obtain a more accurate value of the water cut of the mixture and, therefore, a more accurate value of the oil mass-net flow rate (M n ). In this case, the neglect of the influence of free and dissolved gas leads to errors in determining the mass flow rate of oil, which can reach unacceptable values.
Использование предложенного способа позволяет достигать значительно более высоких точностей определения дебита скважин по нефти, особенно на групповых замерных установках (типа «Спутник» и пр.), для которых характерна ситуация неравномерной подачи во времени и другие нестационарные процессы, возникающие при переключении скважин, что приводит к возникновению значительных ошибок при замере. В этих установках обводненность, содержание свободного и растворенного газа в жидкостной линии могут существенно отличаться при переключении от скважины к скважине. В результате в момент переключения на замер следующей скважины могут возникнуть резкие скачки в показаниях плотности (ρж(t)) и массового расхода (Mж(t)). Иногда это приводит к значительным ошибкам (ложному счету). В контроллер установки может быть заложен алгоритм, позволяющий отслеживать момент начала замера для того, чтобы минимизировать влияние предыдущей скважины, которая может иметь существенно иной дебит по нефти. В алгоритм работы контроллера также может быть введено понятие "промывки", которая контролируется по температуре смеси Тж и специальным установкам влагомера через мгновенные значения массового расхода Mж(t). Кроме того, может быть реализована возможность исключения ложного счета расхода при прорывах газа в датчики, дискриминируя их по плотности смеси ρж и данным оптико-емкостного влагомера, который имеет алгоритм обнуления ложных данных.Using the proposed method allows to achieve significantly higher accuracy in determining the flow rate of wells for oil, especially in group metering units (such as Sputnik, etc.), which are characterized by a situation of uneven flow in time and other unsteady processes that occur when switching wells, which leads to Significant measurement errors. In these installations, the water cut, the content of free and dissolved gas in the liquid line can differ significantly when switching from well to well. As a result, at the moment of switching to measuring the next well, sharp jumps can occur in the readings of density (ρ l (t)) and mass flow rate (M w (t)). Sometimes this leads to significant errors (false counting). An algorithm can be built into the controller of the installation, which allows you to track the moment of the beginning of the measurement in order to minimize the influence of the previous well, which may have a significantly different oil production rate. In the controller algorithm can also be introduced the concept of "washing" which is controlled by the temperature T w and mixtures special installations moisture through the instantaneous values of the mass flow rate M x (t). Furthermore, it can be realized the possibility of excluding false bills flow of gas breakouts in sensors, discriminating them mixture density ρ w and a given optical-capacitive moisture which has nulling algorithm false data.
Использование установки, имеющей в своем составе приборы, не зависящие от вязкости жидкости, дает возможность исключить этот параметр при оценке влияния на точность определения мгновенного объемного расхода жидкости, что существенно облегчает настройку приборов и повышает точность конечных результатов. Кроме того, установка не содержит турбин для измерения расхода или других вращающихся деталей, вследствие чего повышается ее эксплуатационная надежность.Using the installation, which includes instruments that are not dependent on the viscosity of the liquid, makes it possible to exclude this parameter when evaluating the effect on the accuracy of determining the instantaneous volumetric flow rate of the liquid, which greatly facilitates the adjustment of devices and increases the accuracy of the final results. In addition, the installation does not contain turbines for measuring flow or other rotating parts, thereby increasing its operational reliability.
Claims (16)
ρж=f(ρн, ρв, ρрг, Wс, α, k);
εж=f(εув, Wс, α, k),
где ρж - плотность нефтеводогазовой смеси;
ρн - плотность чистой нефти;
ρв - плотность воды;
ρрг - плотность растворенного газа;
Wc - объемная доля воды в разгазированной нефти;
α - объемная доля свободного газа в нефтеводогазовой смеси;
k - коэффициент, определяющий содержание растворенного газа в нефти;
εж - диэлектрическая проницаемость нефтеводогазовой смеси;
εув - диэлектрическая проницаемость смеси безводной нефти, свободного газа и растворенного газа.1. The method of determining the water content in a multiphase oil-gas mixture, which consists in measuring the density of the oil-gas mixture (ρ l ), determining the dielectric constant of the oil-gas mixture (ε l ), pre-setting the density of pure oil (ρ n ) and the density of water (ρ c) wherein the volume fraction of water in razgazirovannoy oil (w s) is determined by solving a system of equations, including the values ε and ρ w w as permanent, and the value w s as a variable, characterized in that the preliminary but they determine the type of oil and carry out the calibration of the measuring installation, which includes setting the coefficient (k) corresponding to this type of oil, which determines the content of dissolved gas in the oil, and the above equations are based on dependencies of the form
ρ W = f (ρ n , ρ c , ρ rg , W s , α, k);
ε w = f (ε uv , W s , α, k),
where ρ W - the density of the oil-gas mixture;
ρ n is the density of pure oil;
ρ in is the density of water;
ρ rg is the density of the dissolved gas;
W c is the volume fraction of water in the degassed oil;
α is the volume fraction of free gas in the oil-gas mixture;
k is a coefficient determining the content of dissolved gas in oil;
ε W - dielectric constant of the oil-gas mixture;
ε uv is the dielectric constant of a mixture of anhydrous oil, free gas and dissolved gas.
где n=1/γ, γ - коэффициент формулы Бруггемана, принимаемый равным 3.4. The method according to claim 1, characterized in that the second equation of the system of equations has the form
where n = 1 / γ, γ is the coefficient of the Bruggeman formula, taken equal to 3.
где Сх - емкость электродов влагомера, находящихся в водонефтяной смеси, а Схо - емкость сухого измерительного электрода, которая зависит от емкости изоляционного покрытия или проходной емкости схемы, емкости соединений и геометрии электрода, при этом значения Схо определяют при градуировке влагомера перед проведением измерений.7. The method according to claim 5, characterized in that the dielectric constant of the oil-gas mixture (ε g ) is determined using the expression
where C x is the capacitance of the hygrometer electrodes in the oil-water mixture, and C xo is the capacity of the dry measuring electrode, which depends on the capacity of the insulation coating or the passage capacity of the circuit, the capacitance of the connections and the geometry of the electrode, while the values of C xo are determined when calibrating the moisture meter before measurements.
где εн - диэлектрическая проницаемость чистой нефти;
Yн - объемная доля чистой нефти;
εрг - диэлектрическая проницаемость растворенного газа;
Yрг - объемная доля растворенного газа;
εсг - диэлектрическая проницаемость свободного газа.8. A method according to claim 1, characterized in that the predetermined value of the permittivity of pure oil (ε n), the dielectric constant of the dissolved gas (ε p) and the permittivity of free gas (ε cr) ε and a value determined by uv depending kind of
where ε n is the dielectric constant of pure oil;
Y n - volume fraction of pure oil;
ε rg is the dielectric constant of the dissolved gas;
Y rg - volume fraction of dissolved gas;
ε cg is the dielectric constant of a free gas.
где
Where
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2006146906/28A RU2356040C2 (en) | 2006-12-28 | 2006-12-28 | Method of determining water content in oil-water-has mixture |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2006146906/28A RU2356040C2 (en) | 2006-12-28 | 2006-12-28 | Method of determining water content in oil-water-has mixture |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2006146906A RU2006146906A (en) | 2008-11-27 |
| RU2356040C2 true RU2356040C2 (en) | 2009-05-20 |
Family
ID=41022006
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2006146906/28A RU2356040C2 (en) | 2006-12-28 | 2006-12-28 | Method of determining water content in oil-water-has mixture |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2356040C2 (en) |
Cited By (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2632275C2 (en) * | 2016-01-11 | 2017-10-03 | Акционерное общество "ГМС Нефтемаш" | Multiphase in-stream moisture meter |
| RU2669156C1 (en) * | 2017-11-09 | 2018-10-08 | Акционерное общество "ГМС Нефтемаш" | Flow moisture meter |
| RU2695909C1 (en) * | 2018-07-26 | 2019-07-29 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of determining water content of oil well product |
| RU2704034C1 (en) * | 2019-01-29 | 2019-10-23 | Акционерное общество "ГМС Нефтемаш" | Flow moisture meter |
| RU2715724C2 (en) * | 2014-04-22 | 2020-03-03 | ЭсДжиЭс НОРТ АМЕРИКА ИНК. | Condensate-gas ratio of hydrocarbon-containing fluids |
| RU2751877C1 (en) * | 2020-06-01 | 2021-07-19 | Олег Валентинович Жиляев | Method for determining water content in crude oil assay |
| RU2834586C1 (en) * | 2024-04-03 | 2025-02-11 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт вычислительной математики и математической геофизики Сибирского отделения Российской академии наук | Method of eliminating effect of mechanical impurities on signal measured by resistive sensor |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO1990002941A1 (en) * | 1988-09-01 | 1990-03-22 | Chr. Michelsens Institutt | Process and instrument for a three component measurement |
| RU2065603C1 (en) * | 1993-01-06 | 1996-08-20 | Конструкторское бюро производственного объединения "Саратовнефтегаз" | Method of determination of water content in water-oil mixture of oil wells |
| RU2192001C1 (en) * | 2001-02-15 | 2002-10-27 | Акционерное общество закрытого типа "Производственно-коммерческий центр "Меридиан" | Method of determining weight portion of water in crude oil and residual distillation products by measuring dielectric permittivity at different frequencies |
| RU2270981C2 (en) * | 1999-10-28 | 2006-02-27 | Майкро Моушн, Инк. | System and method for measuring multi-phase stream |
-
2006
- 2006-12-28 RU RU2006146906/28A patent/RU2356040C2/en active
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO1990002941A1 (en) * | 1988-09-01 | 1990-03-22 | Chr. Michelsens Institutt | Process and instrument for a three component measurement |
| RU2065603C1 (en) * | 1993-01-06 | 1996-08-20 | Конструкторское бюро производственного объединения "Саратовнефтегаз" | Method of determination of water content in water-oil mixture of oil wells |
| RU2270981C2 (en) * | 1999-10-28 | 2006-02-27 | Майкро Моушн, Инк. | System and method for measuring multi-phase stream |
| RU2192001C1 (en) * | 2001-02-15 | 2002-10-27 | Акционерное общество закрытого типа "Производственно-коммерческий центр "Меридиан" | Method of determining weight portion of water in crude oil and residual distillation products by measuring dielectric permittivity at different frequencies |
Cited By (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2715724C2 (en) * | 2014-04-22 | 2020-03-03 | ЭсДжиЭс НОРТ АМЕРИКА ИНК. | Condensate-gas ratio of hydrocarbon-containing fluids |
| RU2632275C2 (en) * | 2016-01-11 | 2017-10-03 | Акционерное общество "ГМС Нефтемаш" | Multiphase in-stream moisture meter |
| RU2669156C1 (en) * | 2017-11-09 | 2018-10-08 | Акционерное общество "ГМС Нефтемаш" | Flow moisture meter |
| RU2695909C1 (en) * | 2018-07-26 | 2019-07-29 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of determining water content of oil well product |
| RU2704034C1 (en) * | 2019-01-29 | 2019-10-23 | Акционерное общество "ГМС Нефтемаш" | Flow moisture meter |
| RU2751877C1 (en) * | 2020-06-01 | 2021-07-19 | Олег Валентинович Жиляев | Method for determining water content in crude oil assay |
| RU2834586C1 (en) * | 2024-04-03 | 2025-02-11 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт вычислительной математики и математической геофизики Сибирского отделения Российской академии наук | Method of eliminating effect of mechanical impurities on signal measured by resistive sensor |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2006146906A (en) | 2008-11-27 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU69143U1 (en) | DEVICE FOR MEASURING OIL PRODUCING WELLS | |
| US6032539A (en) | Multiphase flow measurement method and apparatus | |
| RU2270981C2 (en) | System and method for measuring multi-phase stream | |
| US11747185B2 (en) | Systems and methods for multiphase flow metering accounting for dissolved gas | |
| RU2168011C2 (en) | Well testing automated system and method of its operation | |
| RU2356040C2 (en) | Method of determining water content in oil-water-has mixture | |
| US10704937B2 (en) | Critical flow nozzle flowmeter for measuring respective flowrates of gas phase and liquid phase in multiphase fluid and measuring method thereof | |
| EP2569605B1 (en) | Multiphase flowmeter with batch separation | |
| US5608170A (en) | Flow measurement system | |
| EP0720741A1 (en) | Method and arrangement for oil well test system | |
| US4815536A (en) | Analysis of multi-phase mixtures | |
| CN107587873A (en) | A kind of well head intelligent moisture-content detection means | |
| RU2678955C9 (en) | Method of moister content measuring and sampling in three-component mixtures from extracting oil wells and device for its implementation | |
| CN113383229A (en) | System for detecting and compensating drift in a flow meter | |
| RU2445581C1 (en) | Method of fast determination of liquid phase volume content in gas-liquid flow and device to this end | |
| RU129256U1 (en) | DEVICE FOR DETERMINING THE COMPONENT COMPOSITION OF OIL AND GAS WELL PRODUCTS | |
| RU2578065C2 (en) | Measurement of oil and gas production wells products | |
| Zemenkov et al. | Measurement of phase flow in water, oil and gas media using infrared radiation | |
| Wee et al. | In-situ measurement of fluid properties and integrity verification for Multiphase and Wetgas metering applications | |
| RU2319111C9 (en) | Method and device for measuring phase flows of gas-liquid flow in pipeline with following measurement of flows of liquid phase components | |
| RU2754669C2 (en) | Device for sampling in two-phase flows | |
| Andreussi et al. | Application of a wet gas meter to detect extremely low liquid volume fractions | |
| Andreussi et al. | Field Test Of A Wet Gas Meter | |
| Skre | Water-in-liquid probe: System for measuring water-in-liquid ratio at low and high gas volume fractions | |
| RU2341776C1 (en) | Device for continuous determination of flow parameters of gassy fluids |