СПОСОБ ИЗМЕРЕНИЯ ДЕБИТА НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ Российский патент 2009 года по МПК E21B47/10 

Изобретение относится к нефтедобыче, в частности к измерительной технике, и может быть использовано для оперативного измерения дебита нефтяных скважин по жидкости и газу (как на отдельных, так и кустов).

Известен Способ измерения дебита продукции нефтяных скважин герметизированного сбора, заключающийся в том, что в течение предварительно назначенного времени измерительную емкость калиброванного объема заполняют частично отсепарированной продукцией скважины, выдерживают до определенного состояния, затем измеряют параметры давления и температуры, производят расчет производительности по жидкости, нефти и газу (П. №2299321, Е21В 43/34; 47/10, G01F 1/74 приоритет от 26.01.2005 г., оп. 20.05.2007).

Недостатком данного Способа является его сложность автоматизации системы измерения, обусловленная необходимостью «предварительно назначать» время заполнения измерительной емкости и осуществлять визуальный контроль состояния «полного отсутствия пузырькового газа и оседания пены», и высокая стоимость измерений за счет использования большого количества средств измерения.

Наиболее близким является Способ измерения дебита продукции нефтяных скважин, включающий заполнение продукцией скважины измерительной емкости, сепарирование продукции скважины с выделением жидкой и газовой фаз, затем выведение жидкой и газовой фаз по нижнему патрубку, сбор информации о параметрах давления, обработку информации о параметрах путем расчетов по определению дебита продукции нефтяных скважин (П. №2307249, Е21В 47/10, G01F 1/74 приоритет от 05.12.2005 г., оп. 27.09.2007 г., прототип).

Недостатком вышеуказанного Способа является его высокая эксплуатационная сложность, например, учитывая отложение парафина и механических примесей на стенках емкости, и низкая эффективность измерения.

Известно Устройство измерения дебита продукции нефтяных скважин герметизированного сбора, содержащее установленные на трубопроводе вертикальную калиброванную измерительную емкость, датчики и переключатели (П. №2299321, Е21В 43/34; 47/10, G01F 1/74 приоритет от 26.01.2005 г., оп. 20.05.2007 г.).

Недостатком указанного технического решения является сложность конструкции и низкая эффективность измерения.

Наиболее близким является Устройство измерения дебита продукции нефтяных скважин, содержащее микропроцессорный контроллер, измерительную емкость, представляющую собой вертикально расположенную замкнутую конструкцию, с двумя патрубками, расположенными в нижней и в верхней частях измерительной емкости, снабженной внутренней перегородкой, датчики давления, запорные устройства (П. №2307249, Е21В 47/10, G01F 1/74 приоритет от 05.12.2005 г., оп. 27.09.2007 г., прототип).

Недостатком указанного Устройства является сложность конструкции, высокая насыщенность средств измерения и низкая точность измерения из-за отложения парафина и механических примесей в отверстиях перегородки.

Предлагаемые СПОСОБ ИЗМЕРЕНИЯ ДЕБИТА НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН и УСТРОЙСТВО ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ лишены приведенных выше недостатков и позволяют повысить точность измерения и сократить время измерения, повысить эксплуатационную надежность системы измерения, снизить материалоемкость и упростить устройство. Поставленная цель достигается тем, что СПОСОБ ИЗМЕРЕНИЯ ДЕБИТА НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН включает в себя заполнение продукцией скважины измерительной емкости, сепарирование продукции скважины с выделением жидкой и газовой фаз, затем выведение жидкой и газовой фаз по нижнему патрубку путем вытеснения жидкой фазы по отводу для выхода жидкой фазы, газовой фазы по отводу для выхода газовой фазы, сбор информации о параметрах давления, фиксацию микропроцессорным контроллером времени продолжительности заполнения измерительной емкости и вытеснения из измерительной емкости, контроль микропроцессорным контроллером за информацией о параметрах давления и времени, выработку микропроцессорным контроллером управляющего сигнала на запорные устройства, обработку информации о параметрах путем сравнения в микропроцессорном контроллере полученной информации о параметрах с заданными значениями параметров и расчетов по определению дебита продукции нефтяных скважин с использованием значений объема измерительной емкости и времени

где

T1 - время начала заполнения емкости, час.

Т2 - время окончания заполнения емкости, час.

Т3 - время начала вытеснения жидкости из емкости, час.

Т4 - время окончания вытеснения жидкой фазы, час.

Т5 - время окончания измерений дебитов по жидкости и газу, час.

V - объем емкости, м³.

D_ж - дебит жидкости, м³/час.

D_г - дебит газа, м³/час.

УСТРОЙСТВО ДЛЯ ИЗМЕРЕНИЯ ДЕБИТА НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН содержит микропроцессорный контроллер, датчики давления, запорные устройства, измерительную емкость, установленную на скважинной линии или замерной линии и представляющую собой вертикально расположенную конструкцию с двумя патрубками, расположенными в нижней и в верхней частях измерительной емкости, снабженной внутренней перегородкой в виде диафрагмы, нижний патрубок выполнен с двумя отводами для выхода жидкой фазы и для выхода газовой фазы, снабжен поплавком, изготовленным из материала, плотность которого обеспечивает одновременно плавучесть поплавка на поверхности жидкости и не плавучесть в газовой среде, и ограничителем высоты всплытия поплавка, диафрагма представляет собой эластичную оболочку, выполненную с возможностью плотного прилегания к внутренней поверхности измерительной емкости и герметичного разделения продукции скважины в измерительной емкости при заполнении ее и вытеснении из нее, микропроцессорный контроллер снабжен программным обеспечением, входы микропроцессорного контроллера подключены к выходам датчиков давления, которые расположены на верхнем и нижнем патрубках и коллекторной линии, а выходы микропроцессорного контроллера подключены к входам запорных устройств, которые расположены на байпасной линии, на скважинной линии или замерной линии, на отводе для выхода газовой фазы, на трубной обвязке за и перед верхним патрубком, при этом измерительная емкость снабжена предохранительными клапанами, а поплавок представляет собой сферу.

На чертеже представлена схема УСТРОЙСТВА ДЛЯ ИЗМЕРЕНИЯ ДЕБИТА НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН.

УСТРОЙСТВО ДЛЯ ИЗМЕРЕНИЯ ДЕБИТА НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН содержит микропроцессорный контроллер 1 с программным обеспечением, включающим электронные часы, измерительную емкость (далее по тексту - «Емкость») 2, установленную на скважинной линии или замерной линии 3, запорные устройства 4, 5, 6, 7, 8 и 9, датчики давления 10, 11 и 12.

Емкость 2 представляет собой вертикально расположенную замкнутую, герметичную конструкцию, например, в виде цилиндрической поверхности с верхним и нижним основаниями, и снабжена двумя патрубками: нижним 13 и верхним 14, расположенные соответственно в нижнем и в верхнем основаниях емкости 2. Нижний патрубок 13 выполнен с двумя отводами для выхода жидкой фазы 15 и для выхода газовой фазы 16. Внутри емкости 2 расположена перегородка в виде диафрагмы 17.

Диафрагма 17 представляет собой гибкую, эластичную оболочку и выполнена с возможностью плотного прилегания к внутренней поверхности емкости 2 и герметичного разделения продукции скважины в емкости 2 при заполнении ее и вытеснении из нее.

Диафрагма 17 обеспечивает разделение потоков, поступающих из патрубков 13 или 14, принимая при этом форму внутренней поверхности емкости 2, что позволяет отделять измеряемую продукцию скважины, которая поступает из нижнего патрубка 13 по отводу для выхода жидкой фазы 15 в емкость 2 в виде водонефтегазовой смеси в процессе ее заполнения, от поступающей из верхнего патрубка 14 в емкость 2 продукции скважины в процессе вытеснения из нее жидкой и газовой фаз.

Нижний патрубок 13 снабжен поплавком 18 и ограничителем высоты всплытия поплавка 19 в виде решетчатой перегородки, которая препятствует выходу поплавка 18 из нижнего патрубка 13 в емкость 2.

Поплавок 18 изготовлен из материала, плотность которого рассчитана таким образом, чтобы обеспечить одновременно плавучесть поплавку 18 на поверхности жидкости и не плавучесть в газовой среде. Поплавок 18 выполнен с возможностью герметичного закрытия отвода для выхода жидкой фазы 15 в нижнем патрубке 13 и имеет форму, например, в виде сферы.

Запорные устройства 4, 5, 6, 7, 8 и 9 представляют собой, например, электромагнитные краны, электрифицированные шаровые краны и т.п.

Запорное устройство 4 расположено на байпасной линии 20, а запорное устройство 5 установлено на отводе для выхода газовой фазы 16 нижнего патрубка 13. Запорное устройство 6 осуществляет подключение верхнего патрубка 14 к коллекторной линии 21 и расположено на трубной обвязке 22 за верхним патрубком 14, запорное устройство 7 установлено на скважинной линии или замерной линии 3 и обеспечивает подключение емкости 2 через нижний патрубок 13 к скважинной линии или замерной линии 3. Запорное устройство 8 расположено на коллекторной линии 21 и обеспечивает подключение емкости 2 через нижний патрубок 13 к ней. Запорное устройство 9 расположено на трубной обвязке 22 перед верхним патрубком 14 и обеспечивает на этапе вытеснения жидкой и газовой фаз подключение емкости 2 к скважинной линии или замерной линии 3.

Датчик давления 10 расположен на нижнем патрубке 13, датчик давления 11 расположен на верхнем патрубке 14, датчик давления 12 расположен в коллекторной линии 21.

Микропроцессорный контроллер 1 с программным обеспечением осуществляет фиксацию времени T1, Т2, Т3, Т4, Т5 продолжительности заполнения емкости 2, вытеснения из емкости 2 и окончания измерений дебитов по жидкости и газу, контроль и обработку за информацией о параметрах давления, поступающих с датчиков давления 10, 11, 12 для определения текущих значений перепадов давления и сравнения их с заданными значениями перепадов давления: р1, р2, р3, и контроль за информацией о параметрах времени для сравнения их с заданным значением Т_с, р1, р2, р3, и после этого микропроцессорный контроллер 1 осуществляет выработку управляющего сигнала на запорные устройства 4, 5, 6, 7, 8 и 9. Затем микропроцессорный контроллер 1 осуществляет обработку информации о параметрах путем расчетов по определению дебита продукции нефтяных скважин.

Для этого входы микропроцессорного контроллера 1 с программным обеспечением подключены к выходам датчиков давления 10, 11 и 12, с которых поступает информация о параметрах давления в емкости 2 и коллекторной линии 21 на этапах заполнения и вытеснения, а выходы микропроцессорного контроллера 1 подключены с входами запорных устройств 4, 5, 6, 7, 8 и 9, которыми он управляет, обеспечивая тем самым прохождение этапов заполнения, сепарации и вытеснения.

В целях безопасности в процессе эксплуатации емкость 2 снабжена двумя предохранительными клапанами 23 и 24, расположенными на ее боковой поверхности вблизи патрубков 13 и 14.

Способ осуществляется следующим образом.

Предлагаемое Устройство может использоваться в составе групповой замерной установки (ГЗУ) куста скважин, и в этом случае его устанавливают на замерной линии 3. Для одиночных скважин предлагаемое Устройство располагают на скважинной линии 3 вблизи измеряемой скважины.

До начала работы в программное обеспечение микропроцессорного контроллера 1 заранее вводят значения: объема измерительной емкости 2 (V), перепадов давления: р1, р2, р3 и времени сепарации продукции скважины Т_с в емкости 2.

После этого микропроцессорным контроллером 1 подается управляющий сигнал на открытие запорных устройств 7, 6 и продукция скважины в виде водонефтегазовой смеси начинает поступать в емкость 2 из скважинной линии или замерной линии 3 по отводу для выхода жидкой фазы 15 нижнего патрубка 13, минуя открытое запорное устройство 7. При этом содержимое в верхней части емкости 2 в виде водонефтегазовой смеси через верхний патрубок 14 и открытое запорное устройство 6 начинает сбрасываться в трубную обвязку 22, а затем в коллекторную линию 21. В этом случае запорные устройства 4, 5, 8 и 9 закрыты. Начинается процесс заполнения емкости 2 продукцией скважины, который сопровождается фиксацией микропроцессорным контроллером 1 значения времени T1 - время начала заполнения емкости 2.

Поступление продукции скважины в емкость 2 осуществляется до тех пор пока диафрагма 17 не достигнет верхнего основания емкости 2 и не примет при этом форму внутренней поверхности емкости 2, тем самым вытеснив из емкости 2 продукцию скважины в виде водонефтегазовой смеси, находящуюся выше диафрагмы 17, о чем будет свидетельствовать рост значения перепада давления р1 в емкости 2, которое контролируется микропроцессорным контроллером 1 путем определения р1 как р1=Р2-Р1, используя для этого измеренные и зафиксированные данные Р2, Р1 с датчиков давления 10 и 11.

При достижении заданного значения перепада давления р1 микропроцессорный контроллер 1 фиксирует значение времени Т2 - время окончания заполнения емкости 2 и одновременно подает управляющий сигнал на закрытие запорных устройств 7 и 6 (они закрываются) и на открытие запорного устройства 4 (оно открывается), при этом запорные устройства 5, 8 и 9 закрыты. Емкость 2 заполнена продукцией скважины, остальная продукция скважины далее поступает из скважины по скважинной линии или замерной линии 3 в байпасную линию 20, минуя открытое запорное устройство 4, а затем в коллекторную линию 21 нефтесборной сети.

Заполнение емкости 2 продукцией скважины прекратилось, поплавок 18 находится в плавающем состоянии в нижнем патрубке 13, а в емкости 2 осуществляется процесс естественной сепарации продукции скважины, с выделением жидкой и газовой фаз, продолжительность которой контролируется микропроцессорным контроллером 1 по заданному значению времени Т_с.

По истечении заданного значения времени Т_с, отведенного на процесс разделения продукции скважины на жидкую и газовую фазы, микропроцессорный контроллер 1 подает одновременно управляющие сигналы на открытие запорных устройств 8 и 9 (они открываются) и на закрытие запорного устройства 4 (оно закрывается), при этом запорные устройства 7, 6 и 5 остаются закрытыми.

Начинается процесс выведения жидкой фазы из емкости 2, который осуществляется путем вытеснения ее по отводу для выхода жидкой фазы 15 и который контролируется микропроцессорным контроллером 1 путем определения значение перепада давления р2 в емкости 2 как р2=Р2-Р3, используя для этого измеренные и зафиксированные данные Р2, Р3 с датчиков давления 10 и 12. Микропроцессорный контроллер 1 также фиксирует значение времени Т3 - время начала выведения жидкой фазы из емкости 2.

Вытеснение жидкой фазы из емкости 2 происходит следующим образом: продукция скважины поступает из скважинной линии или замерной линии 3 по трубной обвязке 22 и верхнему патрубку 14, минуя открытое запорное устройство 9, в емкость 2 и воздействует на диафрагму 17, которая начинает опускаться и при этом вытеснять жидкую фазу из емкости 2 по отводу для выхода жидкой фазы 15.

Вытеснение жидкой фазы из емкости 2 осуществляется через отвод для выхода жидкой фазы 15 нижнего патрубка 13, минуя открытое запорное устройство 8, затем в коллекторную линию 21. Процесс вытеснения жидкой фазы из емкости 2 осуществляется до тех пор, пока поплавок 18 герметично не перекроет отвод для выхода жидкой фазы 15 нижнего патрубка 13.

Как только поплавок 18 герметично закроет отвод для выхода жидкой фазы 15 нижнего патрубка 13, в емкости 2 начинает расти значение перепада давления р2, которое контролируется микропроцессорным контроллером 1 путем определения р2 как р2=Р2-Р3, используя для этого измеренные и зафиксированные данные Р2, Р3 с датчиков давления 10 и 12, и которое отслеживается микропроцессорным контроллером 1. При достижении заданного значения р2 микропроцессорным контроллером 1 фиксируется время Т4 - время окончания вытеснения жидкой фазы и подается управляющий сигнал на открытие запорного устройства 5 (сброс газа) (оно открывается), при этом запорные устройства 7, 6 и 4 остаются закрытыми.

После этого происходит процесс выведения из емкости 2 газовой фазы, который осуществляется путем вытеснения газовой фазы из емкости 2 по отводу для выхода газовой фазы 16 нижнего патрубка 13, минуя открытое запорное устройство 5 и 8, по трубопроводу 3 затем в коллекторную линию 21 нефтесборной сети.

Как только диафрагма 17 заняла крайнее нижнее положение в емкости 2, приняв при этом форму внутренней поверхности емкости 2, процесс вытеснения газовой фазы и соответственно всей продукции скважины завершен - о чем будет свидетельствовать рост значения перепада давления р3 (р3=Р1-Р2), а микропроцессорный контроллер 1 зафиксирует время Т5 - время окончания вытеснения газовой фазы и соответственно время окончания сбора информации о параметрах давлений, времени и обработки информации о параметрах, в том числе измерений дебитов по жидкости и газу.

Из микропроцессорного контроллера 1 одновременно подается управляющий сигнал на закрытие запорных устройств 5, 6, 7, 8 и 9 (они закрываются) и на открытие запорного устройства 4 (оно открывается).

Процесс измерения в емкости 2 количества жидкости и газа в продукции скважины завершен и далее, используя заданные и зафиксированные в микропроцессорном контроллере 1 значения параметров, можно осуществить расчеты и определить общий дебит продукции, добываемой из скважины, дебит жидкости, входящей в состав продукции, добываемой из скважины, и дебит газа, входящего в состав продукции добываемой из скважины, используя значения объема измерительной емкости V и времени T1, T2, Т3, Т4, Т5, в выражениях

где

T1 - время начала заполнения емкости, час.

Т2 - время окончания заполнения емкости, час.

Т3 - время начала вытеснения жидкости из емкости, час.

Т4 - время окончания вытеснения жидкой фазы, час.

Т5 - время окончания измерений дебитов по жидкости и газу, час.

V - объем емкости, м³.

D_ж - дебит жидкости, м³/час.

D_г - дебит газа, м³/час.

В целях повышения точности измерений вычисления проводятся многократно и определяется среднее значение.

Обработанная и полученная, микропроцессорным устройством 1, в процессе измерения информация передается в канал связи и на устройство записи и отображения, например ПЭВМ.

В результате работы УСТРОЙСТВА ДЛЯ ИЗМЕРЕНИЯ ДЕБИТА НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН в памяти микропроцессорного устройства 1 запоминаются и используются для дальнейшего расчета дебита продукции, добываемой из скважины, все определенные технологические параметры:

времени Т1, Т2, Т3, Т4, Т5 и Т_с (уставка);

перепады давлений р1, р2, р3;

давления Р1, Р2, Р3.

В целом предлагаемые Устройство и Способ позволяют

повысить точность измерений и сократить время на их проведение; повысить надежность эксплуатации, в том числе за счет простоты конструкции и того, что поочередное заполнение и вытеснение измерительной емкости 2 с диафрагмой 17 уменьшает вероятность отложения на внутренней поверхности стенок измерительной емкости 2 парафина и механических примесей; снижение стоимости устройства, так как нет необходимости применять дорогостоящие и сложные приборы (расходомеры, уровнемеры, датчики перепада давления, плотномеры и т.п.); упрощение использования устройства, так как позволяет без каких либо допущений и регулировок осуществлять измерение дебитов скважин на порядки, различающиеся производительностью и значением газового фактора, обеспечивает полную автоматизацию работы устройства.

В целом предлагаемое Устройство просто в изготовлении, в монтаже и обслуживании, надежно и экономично в эксплуатации.

При изготовлении Устройства использовались комплектующие, выпускающиеся как на территории РФ, так и за рубежом.

Предложенная группа изобретений относится к области нефтедобычи, в частности к измерительной технике, и может быть использована для оперативного измерения дебита нефтяных скважин по жидкости и газу. Устройство измерения дебита нефтяных скважин содержит микропроцессорный контроллер, измерительную емкость, представляющую собой вертикально расположенную конструкцию с двумя патрубками, расположенными в нижней и в верхней частях измерительной емкости, датчики давления, запорные устройства. Измерительная емкость снабжена внутренней перегородкой, выполненной в виде диафрагмы. Нижний патрубок выполнен с двумя отводами для выхода жидкой фазы и для выхода газовой фазы, снабжен поплавком и ограничителем высоты всплытия поплавка. Входы микропроцессорного контроллера подключены к выходам датчиков давления, которые расположены на верхнем, нижнем патрубках и коллекторной линии. Выходы микропроцессорного контроллера подключены к входам запорных устройств, которые расположены на байпасной линии, на скважинной линии или замерной линии, на отводе для выхода газовой фазы, на трубной обвязке за и перед верхним патрубком. Способ измерения дебита нефтяных скважин включает заполнение продукцией скважины измерительной емкости, сепарирование продукции скважины с выделением жидкой и газовой фаз, выведение жидкой и газовой фаз по нижнему патрубку, сбор информации о параметрах давления, обработку информации о параметрах путем расчета по определению дебита продукции, добываемой из скважины. Дополнительно осуществляют сбор информации о параметрах времени. Фиксируют микропроцессорным контроллером время продолжительности заполнения измерительной емкости и вытеснения из измерительной емкости. Осуществляют контроль микропроцессорным контроллером за информацией о параметрах давления и времени, выработку микропроцессорным контроллером управляющего сигнала на запорные устройства. Техническим результатом является повышение точности измерения дебита, сокращение времени измерения и повышение эксплуатационной надежности системы измерения. 2 н. и 6 з.п. ф-лы, 1 ил.

1. Устройство измерения дебита нефтяных скважин, содержащее микропроцессорный контроллер, измерительную емкость, представляющую собой вертикально расположенную конструкцию с двумя патрубками, расположенными в нижней и в верхней частях измерительной емкости, снабженной внутренней перегородкой, датчики давления, запорные устройства, отличающееся тем, что измерительная емкость установлена на скважинной линии или замерной линии, внутренняя перегородка выполнена в виде диафрагмы, нижний патрубок выполнен с двумя отводами для выхода жидкой фазы и для выхода газовой фазы, снабжен поплавком и ограничителем высоты всплытия поплавка, входы микропроцессорного контроллера подключены к выходам датчиков давления, которые расположены на верхнем, нижнем патрубках и коллекторной линии, а выходы микропроцессорного контроллера подключены к входам запорных устройств, которые расположены на байпасной линии, на скважинной линии или замерной линии, на отводе для выхода газовой фазы, на трубной обвязке за и перед верхним патрубком.

2. Устройство по п.1, отличающееся тем, что емкость снабжена предохранительными клапанами.

3. Устройство по п.1, отличающееся тем, что поплавок изготовлен из материала, плотность которого обеспечивает одновременно плавучесть его на поверхности жидкости и неплавучесть в газовой среде.

4. Устройство по п.1, отличающееся тем, что поплавок представляет собой сферу.

5. Устройство по п.1, отличающееся тем, что диафрагма представляет собой эластичную оболочку, выполненную с возможностью плотного прилегания к внутренней поверхности измерительной емкости и герметичного разделения продукции скважины в измерительной емкости при заполнении ее и вытеснении из нее.

6. Устройство по п.1, отличающееся тем, что ограничитель высоты всплытия поплавка представляет собой решетчатую перегородку.

7. Способ измерения дебита нефтяных скважин, включающий заполнение продукцией скважины измерительной емкости, сепарирование продукции скважины с выделением жидкой и газовой фаз, затем выведение жидкой и газовой фаз по нижнему патрубку, сбор информации о параметрах давления, обработку информации о параметрах путем расчета по определению дебита продукции, добываемой из скважины, отличающийся тем, что дополнительно осуществляют сбор информации о параметрах времени, фиксацию микропроцессорным контроллером времени продолжительности заполнения измерительной емкости и вытеснения из измерительной емкости, контроль микропроцессорным контроллером за информацией о параметрах давления и времени, выработку микропроцессорным контроллером управляющего сигнала на запорные устройства, обработку информации о параметрах путем сравнения в микропроцессорном контроллере полученной информации о параметрах с заданными значениями параметров, выведение жидкой и газовой фаз осуществляют по нижнему патрубку путем вытеснения жидкой фазы по отводу для выхода жидкой фазы, газовой фазы - по отводу для выхода газовой фазы, а обработку информации о параметрах путем расчета по определению дебита продукции, добываемой из скважины, осуществляют с использованием значений объема измерительной емкости и времени.

8. Способ по п.7, отличающийся тем, что определение общего дебита продукции, добываемой из скважины, осуществляют, используя выражения:


где T1 - время начала заполнения емкости, ч;
Т2 - время окончания заполнения емкости, ч;
Т3 - время начала вытеснения жидкости из емкости, ч;
Т4 - время окончания вытеснения жидкой фазы, ч;
T5 - время окончания измерений дебитов по жидкости и газу, ч;
V - объем емкости, м³;
D_ж - дебит жидкости, м³/ч;
D_г - дебит газа, м³/ч.