Главная страница  |  Описание сайта  |  Контакты
Патент на изобретение №2454635

(19)

RU

(11)

2454635

(13)

C1

(51) МПК G01F1/84 (2006.01)

(12) ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ К ПАТЕНТУ Статус: по данным на 27.08.2012 - действует Пошлина:

(21), (22) Заявка: 2011112485/28, 04.04.2011

(24) Дата начала отсчета срока действия патента:

04.04.2011

Приоритет(ы):

(22) Дата подачи заявки: 04.04.2011

(45) Опубликовано: 27.06.2012

(56) Список документов, цитированных в отчете о

поиске: Государственный реестр средств измерений 39821-08 (ЗАО «АРГОСИ»), 30.12.2008. RU 64350 U1, 27.06.2007. US 7135872 B2, 14.11.2006. WO 93/21516 A1, 28.10.1993.

Адрес для переписки:

117630, Москва, ул. Академика Челомея, 8, корп.2, кв.258, Б.И. Андрейчикову

(72) Автор(ы):

Андрейчиков Борис Иванович (RU)

(73) Патентообладатель(и):

Андрейчиков Борис Иванович (RU)

(54) СПОСОБ ИЗМЕРЕНИЯ МАССОВОГО И ОБЪЕМНОГО РАСХОДА НЕФТИ, ВОДЫ И ПОПУТНОГО НЕФТЯНОГО ГАЗА В ПРОДУКЦИИ ДОБЫВАЮЩИХ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН С ДВУХФАЗНЫМ СЕПАРАТОРОМ

(57) Реферат:

Изобретение относится к области измерительной техники и автоматизации производственных процессов. Способ измерения покомпонентного расхода трехкомпонентного потока смеси предусматривает разделение смеси в двухфазном сепараторе на жидкостный и газовый каналы, измерение в жидкостном канале массового расхода, объемного влагосодержания и плотности смеси. Дополнительно в газовом канале измеряют объемное влагосодержание, объемный расход, температуру и давление смеси. Вычисляют массовые и объемные характеристики измеряемых компонентов смеси по полученным данным измерений, используя равенство относительного содержания нефти и воды в жидкостной фазе жидкостного и газового каналов, априорно известные значения плотности нефти н , воды в и свободного газа гсв , а также коэффициент долевой массовой концентрации растворенного в нефти газа и коэффициент долевого объемного содержания растворенного в нефти газа , которые автоматически выбираются из памяти рабочей программы для текущих значений температуры и давления. Техническим результатом является повышение точности измерения количества добываемой из нефтяных скважин нефти, воды и попутного нефтяного газа. 7 ил., 1 табл.

Изобретение относится к измерительной технике, а также к системам управления технологическими процессами и может быть использовано для измерения относительного содержания, расхода и количества трех основных компонентов смеси из нефти, воды, свободного и растворенного газа в продукции нефтяной скважины, а также в измерительных системах, технологических установках и других устройствах.

В последнее время ясно проявилась необходимость иметь надежный учет добываемой нефти и попутного газа. Находящиеся в эксплуатации на нефтяных месторождениях автоматизированные замерные групповые установки (АГЗУ) типа «Спутник» измеряют расход жидкости (смесь воды и нефти с растворенным в ней попутным газом) и объемный расход попутного свободного газа, но не определяют расход нефти и воды. В измерительных установках типа «Мера», в которых используется гидростатический метод измерения массы, определяется также расход нефти с растворенным газом и расход воды. Однако область применения этих установок ограничена условием существенной разницы плотностей нефти и воды. При незначительной разнице в плотностях имеют место большие погрешности в измерении расхода нефти и воды, а при равенстве плотностей - отказ в работе по этим параметрам.

С целью инициирования создания измерительных установок, определяющих объемный и массовый расход всех трех компонентов продукции нефтяной скважины (нефти, попутного газа и воды), был разработан национальный стандарт ГОСТ Р 8.615-2005, в котором установлены требования к точности измерения расхода нефти и попутного газа, в частности, непосредственно на выходе из нефтяной скважины.

Разработанные к настоящему времени бессепарационные трехкомпонентные расходомеры не удовлетворяют требованиям по точности и экологической чистоте. Кроме того, трехкомпонентные расходомеры, предлагаемые рядом зарубежных фирм, таких как Агар Корпорейшен, Шлюмберже, Роксар и других, очень дороги (порядка двухсот тысяч долларов за один образец), что делает их нерентабельными для стационарного использования на нефтяных месторождениях.

В силу указанных обстоятельств за рубежом и в России родилось направление в создании трехкомпонентных измерительных установок на основе модернизации существующих замерных установок, в основе которых лежит двухфазный сепаратор с разделением смеси на жидкостную и газовую составляющие и раздельное измерение объемного расхода жидкости и газа, как в упомянутых выше установках «Спутник» и «Мера», путем добавления в них влагомеров.

Целью такого подхода является превращение выпускаемых и находящихся в эксплуатации АГЗУ, которые фактически являются технологическими устройствами, в измерительные установки многокомпонентных смесей, каковой является продукция из нефтяной добывающей скважины. Это направление в развитии метрологии добывающих нефтяных скважин вызвано назревшей необходимостью и тем, что намечаемое решение этой проблемы за счет разрабатываемых трехкомпонентных расходомеров пока не дало ожидаемых результатов.

Идея простая: измерение влагосодержания смеси нефти и воды, вычисление расхода воды, вычитание его из расхода смеси. Результат - расход нефти.

Но при реализации этой идеи все оказалось не так просто. Существует целый ряд принципиальных проблем и трудностей, среди которых следующие.

1. Неполная сепарация в двухфазном сепараторе. В отсепарированной жидкости содержится свободный газ и при большой производительности его содержание может достигать двадцати процентов по объему. В свою очередь, в отсепарированном газе может содержаться также до двадцати процентов от общего количества жидкости по объему.

2. Структура потока после сепаратора при циклическом режиме работы в жидкостном канале, как правило, нестационарная даже в случае стационарности на входе сепаратора. Это может быть прямая или обратная эмульсия из нефти и воды, просто перемешанная смесь из воды и нефти с содержанием пузырькового газа, а также вследствие произошедшего расслоения смеси при накоплении в сепараторе последовательное вытекание из него в режиме слива воды, эмульсии, нефти с газом. В результате, с одной стороны, задача измерения жидкостной части смеси должна упроститься благодаря исключению свободного газа. С другой стороны, задача существенно усложняется тем, что структура потока изменяется, становится нестационарной из-за цикличности работы.

3. Измеряемая жидкость вовсе не смесь собственно представляющей интерес чистой нефти и воды, а смесь нефти с растворенным в ней газом и воды также с растворенным в ней газом.

4. Имеющиеся на сегодня из серийно выпускаемых измерителей влагосодержания, массового и объемного расхода рассчитаны на измерение моносред - чистых жидкостей и газов без примесей, в частности без газа в жидкости и без капельной жидкости в газе. А погрешности указанных измерительных приборов при наличии названных примесей в документации на них не указываются. В лучшем случае регламентируется максимально допустимое содержание примеси. В частности, почти для всех влагомеров указано относительное объемное содержание свободного газ, как правило, не более одного процента.

К настоящему времени разработан ряд измерительных систем для модернизации АГЗУ типа «Спутник». Наиболее близкими аналогами (прототипами) к предлагаемому в настоящей заявке изобретению являются Система измерений количества жидкости и газа R-AT-MM (разработчик американская фирма Argosy Technologies) [1] и Установка измерительная КТС-ИУ (разработчик и производитель МОАО «Нвфтеавтоматика», Бугульминский опытный завод «Нефтеавтоматика») [2].

С точки зрения идеологии построения и способа измерения оба устройства одинаковы. После двухфазного сепаратора в жидкостном канале удаляется турбинный объемный счетчик жидкости «ТОР» и устанавливаются массовый расходомер-плотномер жидкости кориолисова принципа действия и полнопоточный влагомер, а в газовом канале удаляется турбинный объемный расходомер газа и устанавливается массовый расходомер газа также кориолисова принципа действия. Отличия указанных прототипов состоят в использовании различных марок массовых расходомеров-плотномеров и влагомеров.

Положительными признаками прототипов являются:

- измерение влагосодержания смеси, необходимого для вычисления относительного содержания нефти и воды в жидкости;

- прямое измерение массового расхода и плотности потока смеси в жидкостном канале, что обеспечивает благодаря большой разности плотностей жидкости и газа высокую точность определения массового расхода жидкости.

К недостаткам прототипов следует отнести:

- использование для измерения объемного расхода газа в газовом канале массовых расходомеров газа кориолисова принципа действия, поскольку они здесь неприемлемы из-за существенного содержания капельной жидкости в газовом канале, которая имеет плотность примерно в пятьдесят раз больше, чем у газа при рабочем давлении, что приводит к очень большим погрешностям в измерении расхода газа;

- никак не измеряется и не вычисляется расход содержащейся в газовом канале нефти и воды;

- измеренный массовый расход жидкости и, соответственно, нефти - это расход вместе с содержащимся в них растворенным газом.

Резюмируя признаки прототипов, характеризующие уровень техники в метрологии нефтедобывающей отрасли, отметим, что задача измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа решена только в плане самого факта проведения измерения указанных физических величин. Однако точность измерения соответствует ГОСТ Р 8.615-2005 лишь при условии идеальной двухфазной сепарации, возможность чего проблематична, и хорошо перемешанного потока измеряемой среды, чего тоже, как правило, нет.

Это обусловлено большими методическими и инструментальными погрешностями. Систематические погрешности вызваны недостаточностью измеряемых физических величин в газовом канале. Чтобы измерить часть нефти и воды, уносимых потоком газа в газовый канал, необходимо измерение еще каких-то величин, характеризующих количество нефти или воды, или жидкости. Теоретически возможно использовать тот же набор измерительных приборов, что и в жидкостном канале, то есть добавить влагомер (или, по крайней мере, зондирующий блок от него) при установленном уже массовом расходомере-плотномере газа кориолисового типа. Однако, как указывалось выше, этот расходомер-плотномер при наличии капельной жидкости в потоке газа неработоспособен.

Одним из существенных признаков настоящего изобретения является осуществление в газовом канале измерения объемного влагосодержания и общего объемного расхода, установив для этого влагомер и объемный расходомер смеси. При этом становится достаточным информации от влагомера в газовом канале без измерения в нем плотности или массового расхода путем использования в рабочем алгоритме равенства соотношения содержаний нефти и воды в жидкости для жидкостного и газового каналов.

Имеется также вторая систематическая погрешность, связанная с неучетом растворенного в нефти попутного газа.

Этот растворенный в нефти газ ни в существующих АГЗУ типа «Спутник», ни в измерительных установках типа «Мера», ни в рассмотренных модернизированных вариантах «Спутника» не измеряется и не вычисляется. Эта часть газа оказывается не учтенной. Но, главное, ее наличие в нефти приводит к погрешности измерения остальных измеряемых трех составляющих - чистой нефти, воды и свободного газа.

Для определения количества растворенного в нефти газа необходимо рассматривать закономерности, присущие растворам газов в жидкостях. Они довольно сложно зависят от многих факторов: рода жидкости и газа, температуры, давления и других условий. Применительно к нефти коэффициент долевой массовой концентрации растворенного в нефти газа и коэффициент долевого объемного содержания растворенного в нефти газа помимо давления и температуры зависят от их фракционного и углеводородного состава. Различные компоненты нефтяного газа также обладают неодинаковой растворимостью. Характеристики растворимости попутного газа, как правило, определяются экспериментально в лабораторных условиях.

Важным обстоятельством является то, что для конкретной нефти количество растворенного в нефти газа может быть формульно записано как часть от количества самой чистой нефти с использованием упомянутых выше коэффициентов, зависимость которых от температуры и давления заложена в память рабочей программы измерительной установки.

Исходя из того что коэффициенты растворимости и для конкретных нефтяных скважин известны, а также априорно известны по лабораторным данным плотности чистой нефти н (без растворенного газа и воды), воды в , свободного газа гсв (при нормальных условиях) и растворенного газа гр (в выделившемся состоянии при нормальных условиях), в настоящем изобретении предлагается алгоритм измерения и вычисления относительного содержания, объемного и массового расхода, добытого на текущий момент времени количества всех компонентов измеряемой смеси: чистой нефти, свободного газа (в рабочих условиях и приведенного к нормальным условиям), воды и растворенного газа (в рабочих условиях и приведенного к нормальным условиям).

Ниже приводится этот алгоритм измерения названных физических величин в виде перечня выведенных для этого формул, выделив вначале физические величины, получаемые прямым измерением (по показаниям используемых комплектующих средств измерений).

Получаемые прямым измерением физические величины:

- массовый расход смеси в жидкостном канале;

- относительное объемное содержание воды в жидкостном канале;

жк - плотность смеси в жидкостном канале или

- объемный расход смеси в жидкостном канале (в случае вычисления плотности жк по измеренному значению объемного расхода и массового расхода);

- объемный расход смеси в газовом канале;

- относительное объемное содержание воды в газовом канале;

Т жк - температура в жидкостном канале;

Т гк - температура в газовом канале;

Р жк - давление в жидкостном канале;

Р гк - давление в газовом канале.

Вычисляемые величины:

Благодаря получению дополнительной информации о влагосодержании и объемном расходе в газовом канале, а также использованию коэффициентов растворимости газа в нефти имеется необходимое количество уравнений, соответствующее количеству неизвестных, и приведенные в настоящем перечне формулы являются точными, не содержат систематических погрешностей даже при некачественной двухфазной сепарации. Точность измерения количества извлекаемых из недр нефти и нефтяного газа будет полностью определяться погрешностями примененных в измерительных установках комплектующих приборов (массовых и объемных расходомеров, плотномеров и влагомеров). Все эти приборы должны иметь необходимую точность в реальных условиях эксплуатации. Определяющими помеховыми факторами для них являются: содержание свободного газа в жидкостном канале, содержание капельной жидкости в газовом канале, работоспособность при водонефтяных смесях как второго, так и первого рода (непрерывная фаза нефть или непрерывная фаза вода).

Для лучшего понимания сущности настоящего изобретения к описанию прилагаются иллюстративные материалы в соответствии со следующим перечнем:

- фиг.1. Блок-схема прототипа модернизированного АГЗУ типа «Спутник», где ПСМ (переключатель скважинный многоходовой);

- фиг.2. Блок-схема 1 модернизированного по изобретению АГЗУ типа «Спутник», вариант с использованием влагомера «Сател-РВВЛ» в жидкостном канале с непрерывным сливом смеси при поддержании постоянного уровня жидкости в сепараторе;

- фиг.3. Блок-схема модернизированного по изобретению АГЗУ типа «Спутник» с периодическим сливом смеси из сепаратора;

- фиг.4. Точностные характеристики прототипа и изобретения без растворенного газа, относительные погрешности измерения массового расхода, обусловленные некачественной сепарацией измеряемой смеси;

- фиг.5. Графики относительных погрешностей измерения массового расхода без растворенного газа для прототипа и изобретения;

- фиг.6. Точностные характеристики прототипа и изобретения при растворенном газе, относительные погрешности измерения массового расхода, обусловленные наличием растворенного газа в нефти;

- фиг.7. Графики относительных погрешностей измерения массового расхода при наличии растворенного газа и обусловленные некачественной сепарацией для прототипа и изобретения.

Таким образом, сущность заявляемого способа измерения объемных и массовых характеристик добываемой из нефтяной скважины нефти, воды и попутного нефтяного газа состоит в том, что помимо известных приемов в измерении покомпонентного расхода, а именно измерения массового расхода, плотности и объемного влагосодержания смеси в жидкостном канале, дополнительно измеряют объемный расход и влагосодержание смеси в газовом канале (вместо измерения в нем массового расхода газа) и, используя равенство относительного содержания нефти и воды в жидкости газового и жидкостного каналов, известные из лабораторных данных значения массового и объемного коэффициентов растворимости газа в нефти данного месторождения, а также плотности нефти, воды и газа, вычисляют массовые и объемные характеристики с помощью приведенных выше формул.

В качестве подтверждения существенности предлагаемых в данной заявке дополнительных признаков изобретения ниже приводится достигаемый технический результат в виде сравнительной оценки точности измерения основного по значимости компонента продукции нефтяной скважины, а именно нефти. А для доказательства возможности реального осуществления сравнительная оценка была проведена с учетом реально используемых измерительных комплектующих приборов как в прототипе, так в примере реализации настоящего изобретения.

В качестве прототипа была взята «Система измерений количества жидкости и газа R-AT-MM» (разработчик американская фирма Argosy Technologies) [1], блок-схема которого приведена на фиг.1.

В жидкостном и газовом каналах этой системы измерений используются кориолисовые счетчики расходомеры массовые Micro Motion (Фирма Emerson Process Management, Micro Motion Inc.) со следующими техническими характеристиками [3]:

- предел основной относительной погрешности, %:

- массового расхода и массы жидкости

±0.15÷±0.5

- массового расхода и массы газа

±0.65÷±1.0

- предел основной абсолютной погрешности плотности жидкости, кг/м 3 - ±0.5÷2.0;

- малая зависимость от температуры и давления;

- никаких данных о влиянии свободного газа.

В жидкостном канале помимо расходомера-плотномера используется влагомер сырой нефти ВСН-АТ (ЗАО «Аргоси», г.Москва) со следующими техническими характеристиками [4]:

- предел допустимой абсолютной погрешности, % в диапазоне:

0.01÷4%

±0.05

4÷10%

±0.1

10÷20%

±0.15

20÷50%

±0.5 (до инверсии)

50÷90%

±1.0 (свыше инверсии)

90÷100%

±1.0 (±0.66***) *** - по заказу

- поверка в диапазоне расхода от 2 до 10 м 3 /час, температуры - от 10 до 50°С;

- никаких данных о влиянии свободного газа.

Блок-схемы системы измерений для модернизации АГЗУ «Спутник» по способу, представленному в настоящем изобретении, изображены на фиг.2 и фиг.3 [5]. В отличие от прототипа в газовом канале вместо кориолисова массового счетчика-расходомера газа установлен зондирующий блок ЗБ Сател-РВВЛ радиоволнового влагомера «Сател-РВВЛ» (ООО «ИНГА», г.Москва, совместно с ОАО «Нефтемаш», г.Тюмень, РФ) [5, 6] и объемный расходомер газа, а в жидкостном канале вместо влагомера ВСН-АТ используется второй зондирующий блок ЗБ Сател-РВВЛ влагомера «Сател-РВВЛ».

Влагомер «Сател-РВВЛ» отличается работоспособностью при любом содержании газа в измеряемой смеси (сертификационные испытания проведены до объемного содержания газа 30%), и для него указаны как основные, так и дополнительные погрешности, приведенные ниже.

Наименование характеристики

Динамический режим

Статический режим

Предел допускаемой основной абсолютной погрешности, %

±0,80

±1,00

Предел допускаемой дополнительной погрешности от изменения скорости потока (от 0 до 4 м/с), %

±0,55

±0,95

Предел допускаемой дополнительной погрешности от изменения содержания солей (от 5 до 200 г/дм 3 ), %

±0,55

±0,90

Предел допускаемой дополнительной погрешности от изменения температуры измеряемой среды, %

-1,87·10 -2 ·(Т-Т норм )

-3,28·10 -2 ·(Т-Т норм )

Предел допускаемой дополнительной погрешности от изменения содержания свободного газа (от 0 до 30%) в измеряемой среде, %

±0,95

±1,30

Погрешности объемного расходомера газа в газовом канале не задавались, поскольку при оценке точности измерения количества нефти результат измерения объемного расхода газа в газовом канале не участвовал.

Результаты сравнительной оценки погрешностей измерения массового расхода нефти представлены в таблице 1 на фиг.4 и графиками на фиг.5. Эти данные характеризуют относительные погрешности измерения массового расхода нефти, вызванные некачественной сепарацией смеси в двухфазном сепараторе (наличием свободного газа в жидкостном канале и капельной жидкости в газовом канале) и погрешностями используемых измерительных приборов - расходомеров и влагомеров. При этом в формулах алгоритма измерения массового расхода не были задействованы коэффициенты растворимости газа в нефти, что соответствует случаям отсутствия растворенного газа либо справедливости получаемых значений расхода не чистой нефти, а нефти с растворенным в ней газом. Соответственно, представленные результаты по погрешностям - это относительные погрешности измерения массового расхода нефти вместе с растворенным в ней газом.

Наличие растворенного в нефти газа при рабочих условиях приводит к дополнительной погрешности измерения, если в рабочем алгоритме не предусмотрен учет его массы и объема в растворенном виде. Результаты оценки этой дополнительной погрешности представлены в таблице 2 на фиг.6 и графиками на фиг.7.

Анализ погрешностей измерения, представленных в упомянутых таблицах и графиках, показывает следующее:

1. дополнительное по сравнению с прототипом измерение влагосодержания и объемного расхода смеси в газовом канале совместно с определением расхода нефти в газовом канале путем учета одинакового соотношения между содержанием нефти и воды в жидкости для жидкостного и газового каналов полностью устраняет систематическую погрешность измерения массового расхода нефти, вызванную некачественной двухфазной сепарацией смеси;

2. дополнение рабочего алгоритма измерения массового и объемного расходов массовым и объемным коэффициентами растворения газа в нефти и их автоматическая коррекция в зависимости от рабочего давления и температуры полностью устраняет систематическую погрешность измерения массового расхода нефти, вызванную наличием растворенного газа в нефти;

3. интересно отметить, что в прототипе погрешности, вызванные некачественной сепарацией и наличием растворенного газа в нефти, имеют разные знаки: некачественная сепарация приводит к занижению показаний массового и объемного расходов нефти, а наличие растворенного газа - к завышению, то есть указанные две погрешности частично компенсируются при их близости по абсолютным значениям.

Литература

1. СЕРТИФИКАТ об утверждении типа средств измерений RU.C.29.001.A 34299. Системы измерений количества жидкости и газа R-AT-MM (ЗАО «Аргоси», г.Москва). Зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под номером 39821-08 за 30.12.08.

2. СЕРТИФИКАТ об утверждении типа средств измерений RU.C.29.006.A 28691. Установка измерительная КТС-ИУ (МОАО «Нефтеавтоматика», Бугульминский опытный завод «Нефтеавтоматика»). Зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под номером 35473-07 за 08.08.07.

3. СЕРТИФИКАТ об утверждении типа средств измерений US.C.29.004.A 23912. Счетчики расходомеры массовые Micro Motion, моделей DS, DH, DT, DL, CMF, F, R, T, CNG 050, H, LF (Фирма Emerson Process Management, Micro Motion Inc., США, Нидерланды, Мексика). Зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под номером 13425-06 за 13.05.06.

4. СВИДЕТЕЛЬСТВО об утверждении типа средств измерений RU.C.31.006.A 37792. Влагомер сырой нефти ВСН-АТ. Системы измерений количества жидкости и газа R-AT-MM (ЗАО «Аргоси», г.Москва). Зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений под номером 42678-09 за 31.12.09.

5. Андрейчиков Б.И. Проблемы и решения по модернизации АГЗУ типов «Спутник» и «Мера» в нефтедобывающей промышленности. Журнал СТА (Современные технологии автоматизации), 4, октябрь 2010 г.

6. Поточный радиоволновой влагомер «Сател-РВВЛ». Сайт в Интернете http://www.inga-systems.ru.

Формула изобретения

Способ измерения покомпонентного расхода трехкомпонентного потока смеси из добывающих нефтяных скважин, предусматривающий разделение смеси в двухфазном сепараторе на жидкостный и газовый каналы, и измерение в жидкостном канале массового расхода , объемного влагосодержания и плотности жк смеси, или вместо непосредственного измерения плотности измерение объемного расхода для вычисления плотности путем деления массового расхода на объемный, температуру Т жк и давление Р жк , дополнительно в газовом канале измеряют объемное влагосодержание , объемный расход температуру Т гк и давление Р гк смеси, по полученным данным измерений, используя равенство относительного содержания нефти и воды в жидкостной фазе жидкостного и газового каналов, априорно известные значения плотности нефти н , воды в и свободного газа гсв , а также коэффициента долевой массовой концентрации растворенного в нефти газа и коэффициента долевого объемного содержания растворенного в нефти газа , которые автоматически выбираются из памяти рабочей программы для текущих значений температуры и давления, вычисляют массовые и объемные характеристики измеряемых компонентов смеси из добывающей нефтяной скважины или их часть, в зависимости от конкретного применения способа, по следующим алгоритмам:

относительное объемное содержание нефти в жидкостном канале

где жк - измеренное или вычисленное по формуле

суммарный массовый расход нефти

суммарный массовый расход воды

суммарный объемный расход свободного газа при рабочих значениях температуры Т раб и давления Р раб

суммарный объемный расход свободного газа при нормальных значениях температуры Т ну и давления Р ну

,

суммарный объемный расход выделившегося из нефти растворенного газа при нормальных значениях температуры и давления

,

где гр.ну - плотность выделившегося из нефти растворенного газа при нормальных условиях,

полный суммарный объемный расход свободного газа и выделившегося из нефти растворенного газа при нормальных значениях температуры и давления

.

РИСУНКИ