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

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для измерения дебита двухфазной трехкомпонентной нефтеводогазовой смеси, поступающей из скважин, по каждому компоненту отдельно, и защиты устройства замера от резкого повышения давления газовой фазы в случае поступления из скважины газового «пузыря». Устройство может использоваться как для замера дебита одной скважины, так и группы скважин на сборном пункте «куста».

Известно устройство для измерения дебита скважин (RU; патент на изобретение №2199662, С2 от 29.05.2001; Е21В 47/10), содержащее газосепаратор с патрубком отбора продуктов разделения (продуктоотборником) и поплавком, связанным с заслонкой на газовой линии, сообщенный через продуктоотборник жидкостной и через заслонку газовой линиями с общей линией, включающее также счетчик жидкости, подпружиненный клапан со штоком, седло клапана, шайбу из магнитного материала, укрепленную на штоке и расположенную между кольцевыми магнитами, установленными в магнитопроводах, жестко прикрепленных к корпусу, взаимодействующими с шайбой при перемещении штока, и фиксирующие ее в крайних положениях, дроссель, установленный в проходном сечении седла клапана и жестко соединенный со штоком последнего.

Способ измерения дебита заключается в том, что в постоянном процессе сепарации нефтеводогазовую смесь из скважины разделяют на две фазы (продукты разделения): газовую и нефтеводяную жидкую; затем в постоянно повторяющемся цикле измерения последовательно выполняют следующие операции: газовую фазу сбрасывают в общую линию, а жидкую фазу накапливают до достижения ею заданного уровня, вследствие чего перекрывают сброс газовой фазы и накапливают ее до создания заданного перепада давлений газовой фазы в газосепараторе и средой в общей линии, и, как следствие этого, затем сбрасывают жидкую фазу порцией заданной величины через продуктоотборник в общую линию, измеряют ее расход и открывают сброс газовой фазы.

Недостатками известных устройства и способа являются:

- измерение дебита только одной двухкомпонентной фазы смеси - жидкой, дебит же газовой фазы неизвестен;

- в конструкции не предусмотрена защита от резкого повышения давления газовой фазы в газосепараторе при поступлении из скважин газового «пузыря», это приводит к резкому росту перепада давлений газовой фазы в газосепараторе и средой в общей линии, что отрицательно сказывается на точности измерения счетчиком дебита жидкой фазы.

Известно устройство для измерения дебита скважин (SU; авт. свид. №1530765, А1 от 23.12.1989; Е21В 47/10), содержащее газосепаратор с патрубком отбора продуктов разделения (продуктоотборником) и поплавком, связанным с заслонкой на газовой линии, сообщенный с общей линией через продуктоотборник жидкостной и через заслонку газовой линиями, включающее также счетчики жидкости и газа, пневматически связанный с газовой линией мембранный клапан со штоком на жидкостной линии, выполненный с возможностью установки его в двух крайних фиксированных положениях, при этом устройство снабжено установленными на газовой линии, параллельно заслонке дополнительным мембранным клапаном со штоком, выполненным также с возможностью установки в двух крайних фиксированных положениях, и дросселем перед ним по потоку, причем подмембранная полость дополнительного мембранного клапана соединена с газовой линией до дросселя, а надмембранная полость соединена с газовой линией после него и дросселя.

Способ измерения дебита скважин и защиты устройства от резкого повышения газовой фазы при поступлении из скважины газового «пузыря» заключается в том, что в постоянном процессе сепарации нефтеводогазовую смесь разделяют на две фазы (продукты разделения): газовую и нефтеводяную жидкую; а затем в постоянно повторяющемся цикле измерения последовательно выполняют следующие операции: газовую фазу сбрасывают в общую линию, измеряют ее расход, а жидкую фазу накапливают до достижения ею заданного уровня, вследствие чего перекрывают сброс газовой фазы и накапливают ее до создания заданного перепада давлений газовой фазы в газосепараторе и средой в общей линии, и, как следствие этого, затем сбрасывают жидкую фазу порцией заданной величины через продуктоотборник в общую линию, измеряют ее расход, причем одновременно с этим, по причине сброса жидкой фазы, открывают сброс газовой фазы, кроме того, при резком повышении давления газовой фазы, в случае поступления из скважины газового «пузыря» дополнительно поступившую порцию газовой фазы сбрасывают в общую линию через дополнительный мембранный клапан, вне зависимости от уровня жидкой фазы, до момента восстановления заданного перепада давлений сред.

Известные устройство и способ имеют ряд недостатков:

- ненадежность работы устройства, обусловленная наличием у клапанов мембраны, которая имеет существенно ограниченные ресурсы и механическую прочность, и импульсных трубок, связывающих мембранные полости клапанов с газовой и общей линиями. Трубки постоянно заполняются конденсатом, который замерзает при отрицательных температурах окружающего воздуха, в результате чего клапаны перестают функционировать.

- ненадежность работы фиксирующих устройств клапанов, имеющих в составе контактирующие пары деталей, взаимодействующих друг с другом с приложением значительных контактных напряжений, что вызывает ускоренный износ и выход из строя поверхностей контакта и в итоге приводит к нарушению работоспособности устройства в целом;

- измеряются только дебиты двух фаз: жидкой, двухкомпонентной смеси и газовой, но этого явно недостаточно для качественной оценки производительности скважины. Необходимо измерение расходов компонентов жидкой двухкомпонентной фазы: смеси нефти и воды.

Данные устройство и способ являются наиболее близкими по технической сущности и достигаемым результатам заявляемому изобретению.

Для замера расхода компонентов жидкой двухкомпонентной фазы необходимо разделить жидкую фазу на компоненты, отобрать их поочередно, по отдельности, и замерить расход каждого.

Известна скважинная насосная установка (SU; авт. свид. №1211460, А от 15.02.1986; F04D 13/10), содержащая насос, установленный в эксплуатационной колонне скважины, оборудованной пакером на колонне насосно-компрессорных труб, и размещенную соосно последней дополнительную колонну труб, образующую две межтрубные полости отстоя жидкой фазы в гравитационном поле (гравитационный сепаратор), приемный патрубок насоса и установленное в нем устройство отбора продуктов разделения жидкой фазы (продуктооборник) в виде магнитного переключателя потока механогидравлического действия для поочередного сообщения обеих полостей с приемом насоса и с полостью эксплуатационной колонны ниже пакера, связанный с мембраной, встроенной в отверстие дополнительной колонны труб.

Способ разделения продукции скважины на компоненты (продукты разделения) и отбора их поочередно заключается в том, что пластовым давлением продукцию подают в межтрубные полости сепаратора, в которых ее разделяют на компоненты методом отстоя в гравитационном поле и отбирают продуктоотборником поочередно из межтрубных полостей, последовательно, по компонентам: сначала компонент высокой плотности, затем низкой плотности; и подают насосом по насосной колонне труб, причем выделившийся попутный газ удаляют вентиляцией эксплуатационной колонны.

Известные установка и способ имеют следующие недостатки:

- гидравлические диаметры межтрубных полостей ограничены по величине, это снижает эффективность процесса разделения продукции на компоненты методом отстоя в гравитационном поле при большом дебите скважины, по причине того, что значительная скорость течения продукции в полостях не способствует отстою; могут перемешаться уже отстоявшиеся компоненты;

- наличие движущихся элементов в магнитном переключателе потоков является основной причиной его низкой надежности работы в условиях повышенного содержания парафина в продукции. Это объясняется высокой вероятностью стопорения переключателя и его негерметичностью вследствие обрастания движущихся элементов слоем парафина.

Известно входное устройство скважинного насоса (SU; патент №1782294 A3, от 15.12.1992; F04D 13/12), содержащее средство отбора продуктов разделения жидкой фазы (продуктоотборник) в виде двух подводящих патрубков, входы которых расположены на разных уровнях и направлены в противоположные стороны по вертикали, а выходы сообщены с приемным патрубком насоса через соединительное приспособление, выполненное в виде трубки, имеющей нижний и верхний U-образные участки, последний из которых верхней точкой присоединен к приемному патрубку насоса.

Скважина в комплекте с устройством является емкостью отстоя смеси нефти и воды для разделения их в гравитационном поле с размещенным в ней устройством отбора продуктов разделения, т.е. гравитационным сепаратором с продуктоотборником.

Способ работы гравитационного сепаратора с продуктоотборником заключается в том, что продукцию скважины подают к месту сепарации и разделяют на компоненты (продукты разделения): нефть и воду; в полости скважины - гравитационном сепараторе - путем отстоя, а затем через продуктоотборник их поочередно откачивают насосом, причем смену отбора одного компонента отбором другого осуществляют путем создания условий, нарушающих гидростатическое равновесие массы сменяемого компонента во входном устройстве гидростатическим напором, за счет разности плотностей компонентов, смещением поверхности раздела компонентов в полости сепаратора на заданную величину относительно соединительного приспособления: выше нефть из устройства вытесняют вверх и сменяют водой, далее отбирают воду до тех пор, пока поверхность раздела не сместится ниже соединительного приспособления, тогда вытесняют гидростатическим напором из устройства воду вниз и сменяют ее нефтью и далее отбирают нефть, пока поверхность раздела не сместится выше приспособления. Смена отборов происходит быстро. Устройство по аналогии выполняет роль реле, без промежуточных остановок, переключаемого из одного крайнего фиксированного положения в другое лишь при максимальном смещении поверхностей раздела относительно устройства вверх или вниз.

Устройство и способ имеют недостатки:

- диаметр скважины ограничен по величине, это снижает эффективность процесса разделения продукции на компоненты методом отстоя в гравитационном поле при большом дебите, по причине значительной скорости течения продукции в полости скважины, что не способствует отстою; могут перемешаться уже отстоявшиеся компоненты;

- реальные размеры соединительного приспособления по длине делают проблематичным применение его в наземных установках. Объясняется это следующим образом: как известно из технической литературы, плотность нефти достигает 93% плотности воды, вязкость же нефти превышает вязкость воды в 40÷100 и более раз. Для обеспечения эффективной работы продуктоотборника необходимо, чтобы гидравлические сопротивления подводящих патрубков с комплиментарными им частями соединительного приспособления до места соединения его с приемным патрубком насоса были равны. Но это возможно при равных диаметрах и значительной разнице вязкости воды и нефти лишь в одном случае, если длина патрубка, обращенного вниз, в воду, во много раз превышает длину патрубка, обращенного вверх, в нефть. Иначе динамический напор воды, текущей вверх по патрубку, обращенному вниз в воду, превысит гидростатический напор, созданный незначительной разницей плотностей нефти и воды, и в приемный патрубок насоса пойдет только вода. Работа устройства нарушится. Кроме того, гидростатический напор должен быть сравним по величине с гидравлическим сопротивлением патрубков, что возможно осуществить при незначительной разнице плотностей нефти и воды лишь значительным увеличением высоты гидростатических столбов жидкости, то есть длины патрубков. Как видно из описания известного изобретения, длина устройства продуктоотборника достигает 70 метров, что нереально для применения в наземных установках.

- равенство диаметров устройства и приемного патрубка насоса приводит к тому, что динамический напор потока жидкости, инициированный насосом, оказывает влияние на гидростатический напор, что, в свою очередь, отрицательно сказывается на процесс смены отбора нефти на отбор воды и наоборот.

Известные устройство и способ наиболее близки по технической сущности и достигаемым результатам заявляемому изобретению.

Технической задачей изобретения является повышение точности, качества и надежности замера дебита нефтяной скважины, по каждому компоненту ее продукции отдельно, за счет повышения эффективности и качества разделения нефтеводогазовой смеси и отстоя нефти, дублирования замеров и эффективной защиты устройства замера от резкого повышения давления газовой фазы в случае поступления из скважины газового «пузыря».

Техническая задача по способу измерения дебита нефтяных скважин, включающему постоянный процесс разделения нефтеводогазовой смеси на компоненты (продукты разделения), содержащему вначале отделение газовой фазы от жидкой дисперсией потока смеси и инерционным воздействием на поток газа, затем разделение жидкой фазы на нефть и воду методом отстоя в гравитационном поле, и повторяющийся цикл измерения, включающий последовательно: сброс газовой фазы в общую линию с одновременным измерением ее расхода, накопление жидкой фазы до заданного уровня и, как следствие этого, перекрытие сброса газовой фазы, накопление газовой фазы до заданного перепада давлений ее и среды в общей линии и, как следствие этого, сброс жидкой фазы порцией заданной величины в общую линию с одновременными измерением ее расхода и открытием сброса газовой фазы, а так же поддержание давления газовой фазы в заданных пределах сбросом ее в общую линию и сброс порции газовой фазы, дополнительно поступившей из скважины с газовым «пузырем», вне зависимости от уровня накопления жидкой фазы, решается согласно изобретению тем, что измеряют мгновенные объемный и массовый расходы газовой фазы и вычисляют ее плотность, жидкую фазу предварительно разделяют в процессе ее накопления, в результате которого ассоциируют отдельные капли нефти в отдельные интегрированные скопления, затем дросселируют и подают на гравитационную сепарацию, где окончательно разделяют ее на нефть и воду, интегрированные в слои, которые поочередно отбирают, отдельно и последовательно измеряют их мгновенные объемные и массовые расходы, и общей порцией заданной величины сбрасывают в общую линию, при этом вычисляют их плотности для идентификации жидкости по плотности при учете добычи, причем остатки газовой фазы, выделившиеся при дросселировании, сбрасывают после измерения ее расхода в общую линию. Кроме того, поддерживают давление газовой фазы в заданных пределах, при аварийном поступлении ее дополнительной порции, тем, что вытесняют с последующим возвратом накопленную жидкую фазу в аварийную емкость, а дополнительную порцию газовой фазы сбрасывают в компенсирующую емкость и в общую линию. К тому же дублируют измерения расходов продуктов разделения жидкой фазы в процессе их поочередного отбора, путем отдельного и последовательного замера их мгновенной плотности, идентификации жидкости по плотности и определения относительного содержания, на основе замера, нефти и воды в общей порции, подсчета количества сброшенных общих порций нефти и воды заданной величины в учетный отрезок времени, вычисления средних величин их, нефти и воды, объемного и массового расходов, и наконец сравнивают результаты измерения расходов обоими способами, после чего анализируют результаты сравнения и делают вывод о стабильности величины допустимой погрешности измерения дебита для принятия корректирующих мер.

Техническая задача по I варианту способа измерения дебита нефтяных скважин, включающему постоянный процесс разделения нефтеводогазовой смеси на компоненты (продукты разделения), содержащему вначале отделение газовой фазы от жидкой дисперсией потока смеси и инерционным воздействием на поток газа, затем разделение жидкой фазы на нефть и воду методом отстоя в гравитационном поле, и повторяющийся цикл измерения, включающий последовательно: сброс газовой фазы в общую линию с одновременным измерением ее расхода, накопление жидкой фазы до заданного уровня и, как следствие этого, перекрытие сброса газовой фазы, накопление газовой фазы до заданного перепада давлений ее и среды в общей линии и, как следствие этого, сброс жидкой фазы порцией заданной величины в общую линию с одновременным измерением ее расхода и открытием сброса газовой фазы, а также поддержание давления газовой фазы в заданных пределах сбросом ее в общую линию и сброс порции газовой фазы, дополнительно поступившей из скважины с газовым «пузырем», вне зависимости от уровня накопления жидкой фазы, решается согласно изобретению тем, что измеряют мгновенные объемный и массовый расходы газовой фазы и вычисляют ее плотность, жидкую фазу предварительно разделяют в процессе ее накопления, в результате которого ассоциируют отдельные капли нефти в отдельные интегрированные скопления, затем дросселируют и подают на гравитационную сепарацию, где окончательно разделяют ее на нефть и воду, интегрированные в слои, которые поочередно отбирают, отдельно и последовательно измеряют их мгновенную плотность, общей порцией заданной величины сбрасывают в общую линию, идентифицируют по плотности жидкость и определяют относительное содержание на основе замера нефти или воды в общей порции, подсчитывают количество сброшенных порций заданной величины нефти и воды в учетный отрезок времени и вычисляют средние величины их, нефти и воды, объемного и массового расходов, причем остатки газовой фазы, выделившиеся при дросселировании, сбрасывают после измерения ее расхода в общую линию.

Кроме этого, поддерживают давление газовой фазы в заданных пределах, при аварийном поступлении ее дополнительной порции тем, что вытесняют с последующим возвратом накопленную жидкую фазу в аварийную емкость, а дополнительную порцию газовой фазы сбрасывают в компенсирующую емкость и в общую линию.

Техническая задача по II варианту способа измерения дебита нефтяных скважин, включающему постоянный процесс разделения нефтеводогазовой смеси на компоненты (продукты разделения), содержащему вначале отделение газовой фазы от жидкой дисперсией потока смеси и инерционным воздействием на поток газа, затем разделение жидкой фазы на нефть и воду методом отстоя в гравитационном поле, и повторяющийся цикл измерения, включающий последовательно: сброс газовой фазы в общую линию с одновременным измерением ее расхода, накопление жидкой фазы до заданного уровня и, как следствие этого, перекрытие сброса газовой фазы, накопление газовой фазы до заданного перепада давлений ее и среды в общей линии и, как следствие этого, сброс жидкой фазы порцией заданной величины в общую линию с одновременным измерением ее расхода и открытием сброса газовой фазы, а также поддержание давления газовой фазы в заданных пределах сбросом ее в общую линию и сброс порции газовой фазы, дополнительно поступившей из скважины с газовым «пузырем», вне зависимости от уровня накопления жидкой фазы, решается согласно изобретению тем, что измеряют мгновенные объемный и массовый расходы газовой фазы и вычисляют ее плотность, жидкую фазу предварительно разделяют в процессе ее накопления, в результате которого ассоциируют отдельные капли нефти в отдельные интегрированные скопления, затем дросселируют и подают на гравитационную сепарацию, где окончательно разделяют ее на нефть и воду, интегрированные в слои, которые поочередно отбирают, отдельно и последовательно измеряют их мгновенную плотность, идентифицируют по плотности жидкость, сбрасывают в общую линию отдельно нефть и воду постоянными порциями известной величины объема, заранее определенными опытным путем, определяя начало и конец сброса порции идентифицированной жидкости по изменению замеренной величины плотности, и вычисляют дебит скважины по количеству порции нефти и воды в учетный отрезок времени, причем остатки газовой фазы, выделившиеся при дросселировании, сбрасывают после измерения их расхода в общую линию.

Кроме этого, поддерживают давление газовой фазы в заданных пределах, при аварийном поступлении ее дополнительной порции тем, что вытесняют с последующим возвратом накопленную жидкую фазу в аварийную емкость, а дополнительную порцию газовой фазы сбрасывают в компенсирующую емкость и в общую линию.

Техническая задача по III варианту способа измерения дебита нефтяных скважин, включающему постоянный процесс разделения нефтеводогазовой смеси на компоненты (продукты разделения), содержащему вначале отделение газовой фазы от жидкой дисперсией потока смеси и инерционным воздействием на поток газа, затем разделение жидкой фазы на нефть и воду методом отстоя в гравитационном поле, и повторяющийся цикл измерения, включающий последовательно сброс газовой фазы в общую линию с одновременным измерением ее расхода, накопление жидкой фазы до заданного уровня и, как следствие этого, перекрытие сброса газовой фазы, накопление газовой фазы до заданного перепада давлений ее и среды в общей линии и, как следствие этого, сброс жидкой фазы порцией заданной величины в общую линию с одновременным измерением ее расхода и открытием сброса газовой фазы, а также поддержание давления газовой фазы в заданных пределах сбросом ее в общую линию и сброс порции газовой фазы, дополнительно поступившей из скважины с газовым «пузырем», вне зависимости от уровня накопления жидкой фазы, решается согласно изобретению тем, что измеряют мгновенные объемный и массовый расходы газовой фазы и вычисляют ее плотность, жидкую фазу предварительно разделяют в процессе ее накопления, в результате которого ассоциируют отдельные капли нефти в отдельные интегрированные скопления, затем дросселируют и подают на гравитационную сепарацию, где окончательно разделяют ее на нефть и воду, интегрированные в слои, которые поочередно отбирают, отдельно и последовательно измеряют их мгновенную плотность, идентифицируют по плотности жидкость, определяют начало и конец процесса отбора идентифицированной жидкости по изменению величины замеряемой плотности, замеряют отрезок времени, в течение которого осуществляют процесс отбора, сбрасывают поочередно идентифицированные жидкости в общую линию, затем вычисляют текущий дебит скважины отдельно по нефти и воде путем деления величины объема тарированной емкости V_o - части полости гравитационной сепарации, присущему конкретному устройству, на отрезок времени осуществления процесса отбора: нефти - для вычисления дебита воды, воды - для вычисления дебита нефти; причем остатки газовой фазы, выделившиеся при дросселировании, сбрасывают после измерения их расхода в общую линию.

Кроме этого, поддерживают давление газовой фазы в заданных пределах, при аварийном поступлении ее дополнительной порции, тем, что вытесняют с последующим возвратом накопленную жидкую фазу в аварийную емкость, а дополнительную порцию газовой фазы сбрасывают в компенсирующую емкость и в общую линию.

Техническая задача по устройству для измерения дебита нефтяных скважин, содержащему газосепаратор с продуктоотборником и поплавком, связанным с заслонкой на газовой линии, сообщающей газосепаратор с общей линией, расходомеры жидкости и газа, клапаны, установленные на жидкостной, также сообщающей газосепаратор с общей линией, и газовой линиях, с возможностью фиксации их в двух крайних положениях: «Открыто» или «Закрыто», решается согласно изобретению тем, что устройство включает блок вычисления, учета добычи, регистрации и анализа показаний расходомеров, смонтированных парами, которые содержат объемный и массовый расходомеры, в указанном порядке перечисления установленных последовательно по ходу потока, на газовой и жидкостной линиях перед клапанами, выполненными так же и с возможностью дополнительного открытия прохода сверх крайнего фиксированного положения «Открыто», гравитационный сепаратор, выполненный в виде наклонного цилиндрического сосуда с дросселем на входе, сообщенного с сифонным продуктоотборником, состоящим из верхнего и оппозитного сифонов, имеющих общее короткое колено, причем длинное колено верхнего сифона сообщено с низом сосуда, а длинное колено оппозитного сифона соединено с верхом сосуда, из двух диафрагм, установленных на входах длинных колен сифонов и обращенных острыми кромками к сифонам, вантуза и счетчика газа, установленных последовательно на разгрузочной линии, сообщающей верхнюю точку соединения длинного колена оппозитного сифона с верхом наклонного цилиндрического сосуда с общей линией, кроме того, низ сосуда соединен через продуктоотборник с газосепаратором, верхняя точка верхнего сифона сообщена с общей линией жидкостной линией, причем диаметры проходного сечения сифонов, верхнего и оппозитного, связаны с диаметром участка жидкостной линии перед расходомерами зависимостью:

где D_по - диаметр сифонов, верхнего и оппозитного,

d_жл - диаметр участка жидкостной линии.

Кроме того, устройство включает аварийную емкость, сообщенную с газосепаратором с продуктоотборником, содержащим приямок и патрубок отбора, а заслонка, установленная на газовой линии по потоку за клапаном, оборудована байпасом, содержащим последовательно сообщенные компенсирующую емкость и клапан.

При этом верхний и оппозитный сифоны образованны двумя вертикальными подводящими патрубками, являющимися длинными коленами сифонов, входы которых сообщены с низом и верхом наклонного цилиндрического сосуда соответственно и соединительным звеном, выполненным в виде вертикального ствола, имеющего по концам верхний и нижний двойные колена, посредством которых выходы вертикальных подводящих патрубков сообщены с вертикальным стволом, являющимся общим коротким коленом сифонов, повернутые относительно оси ствола друг к другу вплоть до соприкосновения длинных колен сифонов.

Также устройство включает два датчика дифманометра, установленных на общем коротком колене сифонов, разнесенные по высоте на заданное расстояние Н₀, связанные с блоком вычисления, учета добычи, регистрации и анализа показаний расходомеров.

Техническая задача по варианту устройства для измерения дебита нефтяных скважин, содержащему газосепаратор с продуктоотборником и поплавком, связанным с заслонкой на газовой линии, сообщающей газосепаратор с общей линией, расходомеры жидкости и газа, клапаны, установленные на жидкостной, также сообщающей газосепаратор с общей линией, и газовой линиях, с возможностью фиксации их в двух крайних положениях: «Открыто» или «Закрыто», решается согласно изобретению тем, что устройство включает блок вычисления, учета добычи, регистрации и анализа показаний расходомеров, смонтированных парой, которая содержит объемный и массовый расходомеры, в указанном порядке перечисления установленных последовательно по ходу потока на газовой линии перед клапаном, выполненным так же и с возможностью дополнительного открытия прохода сверх крайнего фиксированного положения «Открыто», гравитационный сепаратор, выполненный в виде наклонного цилиндрического сосуда с дросселем на входе, сообщенного с сифонным продуктоотборником, состоящим из верхнего и оппозитного сифонов, имеющих общее короткое колено, причем длинное колено верхнего сифона сообщено с низом сосуда, а длинное колено оппозитного сифона соединено с верхом сосуда, из двух диафрагм, установленных на входах длинных колен сифонов и обращенных острыми кромками к сифонам, вантуза и счетчика газа, установленных последовательно на разгрузочной линии, сообщающей верхнюю точку соединения длинного колена оппозитного сифона с верхом наклонного цилиндрического сосуда с общей линией, кроме того низ сосуда соединен через продуктоотборник с газосепаратором, верхняя точка верхнего сифона сообщена с общей линией жидкостной линией, причем диаметры проходного сечения сифонов, верхнего и оппозитного, связаны с диаметром участка жидкостной линии перед установленным на нем клапаном, выполненным с возможностью дополнительного открытия прохода сверх крайнего фиксированного положения «Открыто», зависимостью:

где D_по - диаметр сифонов, верхнего и оппозитного,

d_жл - диаметр участка жидкостной линии;

при этом на общем коротком колене сифонов установлены два датчика дифманометра, разнесенные по высоте на заданное расстояние Н₀, связанные с блоком вычисления, учета добычи регистрации и анализа показаний расходомеров. Кроме того, устройство включает аварийную емкость, сообщенную с газосепаратором с продуктоотборником, содержащим приямок и патрубок отбора, а заслонка, установленная на газовой линии по потоку за клапаном, оборудована байпасом, содержащим последовательно сообщенные компенсирующую емкость и клапан.

При этом верхний и оппозитный сифоны образованы двумя вертикальными подводящими патрубками, являющимися длинными коленами сифонов, входы которых сообщены с низом и верхом наклонного цилиндрического сосуда соответственно и соединительным звеном, выполненным в виде вертикального ствола, имеющего по концам верхний и нижний двойные колена, посредством которых выходы вертикальных подводящих патрубков сообщены с вертикальным стволом, являющимся общим коротким коленом сифонов, повернутые относительно оси ствола друг к другу вплоть до соприкосновения длинных колен сифонов.

Сущность изобретения поясняется чертежами:

фиг.1 - схема устройства;

фиг.2 - сечение А-А инерционного отбойника;

фиг.3 - схема гравитационного сепаратора с сифонным продуктоотборником в момент смены отбора воды на отбор нефти;

фиг.4 - схема сепаратора с сифонным продуктоотборником в момент смены отбора нефти на отбор воды;

фиг.5 - схема клапана с возможностью дополнительного открытия прохода сверх крайнего фиксированного положения «Открыто», выноска Б с фиг.1;

фиг.6 - схема клапана, выноска В с фиг.1;

фиг.7 - схема установки диафрагмы, выноска Г с фиг.1;

фиг.8 - фрагмент схемы варианта устройства (отличительная особенность);

фиг.9 - схема гравитационного сепаратора с сифонным продуктоотборником в момент отбора воды;

фиг.10 - вид Д на сифонный продуктоотборник снизу.

Устройство для измерения дебита нефтяных скважин содержит газосепаратор 1 с продуктоотборником 2, состоящим из патрубка отбора 3, приямка 4, и поплавком 5, связанным с заслонкой 6 на газовой линии 7, сообщающей газосепаратор 1 с общей линией 8. На выходе из газосепаратора 1 в газовую линию 7 установлен инерционный отбойник 9, выполненный из гофрированных листов 10 с карманами 11, для улавливания жидкости и дном 12 для стока уловленной из потока газа жидкости, размещенный на входе 13 в газовую линию 7. Газосепаратор 1 оборудован защитной перегородкой 14 из сетки, отделяющей инерционный отбойник 9 от остального пространства газосепаратора 1, для первичного улавливания взвеси капель и пены. Газосепаратор 1 оснащен решетками 15 для дисперсии нефтеводогазового потока. Конструкция, подобная газосепаратору 1 и инерционному отбойнику 9, известна в технике. Имеется герметичная аварийная емкость 16, сообщенная с газосепаратором 1. Жидкостная линия 17 через продуктоотборник 2 сообщает газосепаратор 1 с общей линией 8. На газовой 7 и жидкостной 17 линиях смонтированы по паре расходомеров газа и жидкости, составленных из объемных расходомеров 18, 19 типа турбинных и массовых расходомеров 20, 21 типа сужающих устройств, например диафрагм. Расходомеры установлены последовательно по потоку, в указанном порядке перечисления, перед клапаном 22 на жидкостной 17 и клапаном 23 на газовой 7 линиях. Последний установлен перед заслонкой 6. Заслонка 6 оборудована байпасом 24, включающим последовательно сообщенные герметичную компенсирующую емкость 25 и клапан 26. Клапаны 22, 23, 26 со штоком 27, седлом 28, запорным органом 29, дросселем 30 и пружиной 31 выполнены с возможностью установки их в двух крайних фиксированных положениях «Открыто» или «Закрыто» посредством фиксирующих элементов в виде постоянных кольцевых магнитов 32, нанизанных на шток 27, вмонтированных в магнитопроводы 33, укрепленные в корпусе 34 клапанов 22, 23, 26. Магниты 32 взаимодействуют в крайних положениях при перемещении штока 27 с шайбой 35 из магнитного материала, размещенной между магнитами 32 и установленной на штоке 27, к которому прикреплен запорный орган 29 с дросселем 30, расположенным в проходном канале седла 20. Магниты 32 фиксируют шайбу 35 в крайних положениях «Открыто» или «Закрыто».

Клапаны 22 и 23 наделены возможностью дополнительного открытия прохода сверх крайнего фиксированного положения «Открыто». Такая возможность достигается тем, что шайба 35 укреплена на втулке 36, прижатой к упору на конце штока 27 дополнительной пружиной 37 и опирающейся на запорный орган 29, посаженной с возможностью перемещения на шток 27. В жидкостной линии 17 между газосепаратором 1 и расходомерами 19 и 21 установлен гравитационный сепаратор 38, выполненный в виде наклонного цилиндрического сосуда 39 с дросселем 40 на входе и с сифонным продуктоотборником 41, состоящим из сифонов верхнего 42 и оппозитного 43, имеющих общее короткое колено 44 и образованных вертикальными подводящими патрубками 45, 46, являющимися длинными коленами 47, 48 сифонов 42, 43, входы которых сообщены с низом и верхом сосуда 39 соответственно и соединительным звеном 49, выполненным в виде вертикального ствола 50, имеющего по концам верхний 51 и нижний 52 двойные колена, посредством которых выходы вертикальных подводящих патрубков 45, 46 сообщены с вертикальным стволом 50, являющимся общим коротким коленом 44 сифонов 42, 43. Двойные колена 51, 52 повернуты относительно оси ствола 50 друг к другу вплоть до соприкосновения длинных колен 47, 48. Это сделано с целью сокращения места, занимаемого сифонами 42, 43. В гидравлике, в классическом понимании сифоном называется трубопровод, течение жидкости в котором вызывается гидростатическим напором, направленным от перегиба трубопровода ко входу длинного колена. Гидростатический напор в нашем случае вызывается разностью плотностей нефти и воды. В случае опускания поверхности раздела нефти и воды в сосуде 39 до входа длинного колена 47 верхнего сифона 42, в котором находится вода, гидростатический напор на эту воду направлен вниз. В случае подъема поверхности раздела выше входа длинного колена 48 оппозитного сифона 43, в котором находится нефть, гидростатический напор на эту нефть направлен вверх от перегиба оппозитного сифона 43 к входу длинного колена 48. Соотносясь с направлением гидростатического напора, оппозитный сифон 43 с полным основанием назван сифоном.

На общем коротком колене 44 сифонов 42, 43 установлены разнесенные по высоте на заданное расстояние Н₀, датчики 53 дифманометра 54. Перед входами длинных колен 47, 48 установлены диафрагмы 55, 56, обращенные острыми кромками к сифонам 42, 43. Оппозитный сифон 43 сообщен с общей линией 8 разгрузочной линией 57, включающей последовательно установленные по потоку вантуз 58 (поплавковый игольчатый клапан) и счетчик газа 59. Длинное колено 48 оппозитного сифона 43 сообщено с верхом сосуда 39 соединением 60, к верхней точке которого подсоединена разгрузочная линия 57. Низ сосуда 39 сообщен через дроссель 40 и продуктоотборник 2 с газосепаратором 1, верхняя точка верхнего сифона 42 сообщена с объемным расходомером 19 участком 61 жидкостной линии 17, диаметр которого связан с диаметрами проходного сечения сифонов 42 и 43 зависимостью:

где D_по - диаметр сифонов 42, 43,

d_жл - диаметр участка 61 линии.

В состав устройства включен блок 62 вычисления, учета добычи, регистрации и анализа показаний расходомеров 18, 19, 20, 21 жидкости и газа, счетчика газа 59 и дифманометра 54, с которыми он сообщен. Слои нефти и воды в сосуде 39 разделены поверхностью раздела 63, в сифоне верхнем 42 или оппозитном 43 разделены поверхностью раздела 64. На жидкостной линии 17 перед входом в гравитационный сепаратор 38 установлен запорный вентиль 65. За вентилем 65, по потоку, в жидкостную линию 17 врезан патрубок 66 с запорным вентилем 67. Краны 65, 67 с патрубком 66 предназначены для выполнения работ по замеру объема порций жидкости, отбираемой продуктоотборником 41. Нефть в сосудах гравитационного сепаратора 38 обозначена растушевкой, а вода - штриховкой.

Вариант устройства в отличие от основного исполнения содержит только одну пару расходомеров 18, 20 на газовой линии 7. На жидкостной линии 17 расходомеров нет и установлен только клапан 22, сообщенный участком 61 с верхней точкой верхнего сифона 42. Функцию расходомера на жидкостной магистрали от газосепаратора 39 к общей линии 8 выполняет дифманометр 54, датчики 53 которого установлены на общем коротком колене 44 сифонов 42, 43, и разнесены по высоте на размер Н₀.

Способ измерения дебита нефтяных скважин осуществляется следующим образом: нефтеводогазовую смесь из нефтяной скважины подают в газосепаратор 1, где ее в постоянном процессе разделяют на две фазы - жидкую, двухкомпонентную, и газовую методом дисперсии (дробления) потока смеси на решетках 15. Поток газовой фазы пропускают перед входом 13 в газовую линию 7 через инерционный отбойник 9 и сетку 14, где ее освобождают от остатков жидкой фазы в виде капельной взвеси и пены, что повышает достоверность измерения расхода газа. На входе в сосуд 39 установлен дроссель 40, «подпирающий» газовую фазу в газосепараторе 1. Этим дросселем 40 ограничивают величину спада давления газовой фазы на участке от скважин к газосепаратору 1. Это снижает вероятность процесса образования пены. В постоянно повторяющемся цикле измерения выполняют следующие операции: газовую фазу через пару 18, 20 расходомеров газа, через открытый клапан 23 и открытую заслонку 6 по газовой линии 7 сбрасывают в общую линию 8 и тем поддерживают давление газовой фазы в газосепараторе 1 в заданных пределах, а жидкую фазу накапливают в нижней части газосепаратора 1 и в сообщенной с ним аварийной емкости 16, так как клапан 22 закрыт и зафиксирован в этом крайнем положении «Закрыто», силой упругости пружины 31 и удерживающей магнитной силой замкнутой магнитной цепи, образованной нижним постоянным кольцевым магнитом 32, магнитопроводом 33 и шайбой 35, превосходящих в сумме усилие, создаваемое перепадом давления на клапане 22, действующим на запорный орган 29, плотно закрывающий седло 28. Жидкая фаза, заполняющая нижнюю часть аварийной емкости 16, сжимает газовую подушку в его верхней части. Жидкую фазу предварительно разделяют на компоненты (продукты разделения) - нефть и воду; в нижней части газосепаратора 1 и в аварийной емкости 16 методом отстоя в гравитационном поле в процессе накопления жидкой фазы. Отстой постоянно нарушается процессом подмешивания новых порций жидкой фазы, поступающих сверху в отстаивающую часть ее. Поэтому результатом предварительного разделения будет не интеграция нефти в единый слой над водой, а ассоциация отдельных капель нефти в отдельные интегрированные скопления. Жидкую фазу общими порциями заданной величины сбрасывают через продуктоотборник 2 по жидкостной линии 17 и через дроссель 40 для окончательного разделения на нефть и воду в гравитационный сепаратор 38, ассоциируемых в интегрированные слои, а оттуда через сифонный продуктоотборник 41 - в общую линию 8 через пару 19, 21 расходомеров и клапан 22 при его открытии. Сначала сбрасывают в жидкостную линию 17 из газосепаратора 1 воду, а затем поверхность раздела воды и скоплений нефти опускается, совпадает с торцом патрубка отбора 3 и в итоге начинает отбираться нефть из ее отдельных интегрированных скоплений. В этом случае возможно подмешивание воды из ее остатков ниже поверхности раздела. Для уменьшения количества подмешиваемой воды патрубок отбора 3 размещают в приямке 4 ограниченных размеров, служащем также грязесборником. После поступает сверху отделившаяся от нефти вода и оттесняет нефть от торца патрубка отбора 3. Далее идет сброс воды, пока нефть не подступит к торцу. Начинается сброс нефти до тех пор, пока вода сверху не пробьется вниз через слой нефти. Отрезок времени, необходимый для прохождения воды через слой нефти, обеспечивает подачу нефти в гравитационный сепаратор 38 отдельными интегрированными скоплениями, что ускоряет и значительно повышает эффективность отстоя в нем нефти от воды в единый интегрированный слой. По мере накопления жидкой фазы в газосепараторе 1 поплавок 5 поднимается и закрывает заслонку 6. Перепад давления газовой фазы на клапане 23 падает ниже заданного минимального уровня, и клапан 23 закрывается. Это происходит следующим образом: усилие от перепада давления, действующее на дроссель 30, запорный орган 23, вместе с удерживающей магнитной силой замкнутой магнитной цепи, образованной верхним постоянным кольцевым магнитом 32, магнитопроводом 33, шайбой 35 в сумме превосходят силу упругости пружины 31. Этим фиксируют клапан 23 в крайнем положением «Открыто». Запорный орган 29 открывает седло 28 на величину, обеспечивающую максимальную пропускную способность клапана 23. При падении перепада давления ниже заданного уровня дисбаланс сил нарушается и сила упругости пружины 31, превосходя магнитную удерживающую силу и силу воздействия уменьшившегося перепада давления на запорный орган 29, отрывает шайбу 35 от магнитной цепи, удерживающая магнитная сила сразу падает по величине практически до нуля, и запорный орган 29 без промежуточных остановок садится на седло 28 и фиксируется в крайнем положении «Закрыто» аналогично клапану 22, как описано выше в подобном же случае. Клапан 23 закрыт. Сброс газовой фазы в общую линию 8 перекрыт. Давление газовой фазы в газосепараторе 1 растет, растет и перепад давления на клапане 22 и когда он достигает величины заданного максимального уровня, усилие от перепада давления превысит сумму силы упругости пружины 31 и магнитной удерживающей силы и клапан 22 откроется и зафиксируется в крайнем положении «Открыто», как показано выше в аналогичном положении на клапане 23. Фиксация клапанов 22, 23 и 26 в крайних положениях «Открыто» или «Закрыто» обеспечивается дисбалансом сил, действующих на запорные органы 29 клапанов 22, 23, 26. В крайнем положении «Открыто» клапаны 22, 23, 26 фиксируются дисбалансом сил, действующих на запорные органы 29: сумма силы воздействия перепада давления на дроссель 30 и запорный орган 29 и удерживающей магнитной силы больше силы упругости пружины 31. В крайнем положении «Закрыто» клапаны 22, 23, 26 фиксируются дисбалансом сил, действующих на запорные органы 29: сумма силы упругости пружины 31 и удерживающей магнитной силы более силы воздействия перепада давления на запорный орган 29, сидящий на седле 28. Нарушение дисбаланса сил происходит при изменении величины перепада давления: открытие из крайнего положения «Закрыто» происходит при превышении величины перепада давления заданного максимального уровня; закрытие из крайнего положения «Открыто» происходит при снижении величины перепада давления ниже заданного минимального уровня. Удерживающая магнитная сила действует только на минимальном расстоянии между постоянным кольцевым магнитом 32 и шайбой 35. При малейшем отрыве шайбы 35 от магнитов 32 удерживающая магнитная сила резко падает по величине практически до нуля. Переход запорных органов 29 из одного крайнего положение в другое происходит быстро без промежуточных положений.

После открытия клапана 22 перепадом давления жидкую фазу из газосепаратора 1 через продуктоотборник 2 по жидкостной линии 17 подают в гравитационный сепаратор 38, в низ наклонного сосуда 39. Нефть отдельными интегрированными скоплениями всплывает в воде до наклонной боковой стенки и по ней далее, до поверхности раздела 63 компонентов. Наклонное положение сосуда 39 способствует сбору скоплений нефти в одно место, у стенки, и далее у поверхности раздела 63, где они ассоциируются с интегрированным слоем уже отстоявшейся нефти. В сосуде 39 вода и нефть отстаиваются в гравитационном поле. Остаточный газ, не успевший выделиться в газосепараторе 1, выделяется после падения давления жидкой фазы в дросселе 40 и отдельными пузырьками поднимается до наклонной боковой стенки сосуда 39, и далее по ней до места сбора в верхней точке соединения 60 длинного колена 48 оппозитного сифона 43 с верхом сосуда 39, откуда его по разгрузочной линии 57 вантузом 58 через счетчик газа 59 сбрасывают в общую линию 8. Счетчиком газа 59 замеряют расход остаточного газа.

Далее разделившиеся и отстоявшиеся воду и нефть, собранные в сосуде 39 в двух слоях, разделенных поверхностью раздела 63, поочередно отбирают сифонным продуктоотборником 41 и последовательно в общей порции через пару счетчиков 19 и 21 и клапан 22 на жидкостной линии 17 сбрасывают в общую линию 8. Объем гравитационного сепаратора 38, как правило, намного меньше объема газосепаратора 1, поскольку газосепаратор 1 может устанавливаться и работать на открытом воздухе и этим неограничен в размерах, в противоположность гравитационному сепаратору 38, который с сопутствующими ему расходомерами 18, 19, 20, 21 и клапанами 22, 23, 26 должен быть защищен от воздействия отрицательных температур воздуха, поэтому устанавливается в теплозащищенных обогреваемых блок-боксах, что резко ограничивает его размеры. Вследствие этого объем общей порции жидкой фазы, сбрасываемой в общую линию 8, 24, превышает объем гравитационного сепаратора 38 и порция названа «общей» потому что всегда будет содержать нефть и воду, отдельно и поочередно подаваемые на измерение расходов и на сброс в общую линию 8. Даже в противоположном случае, например в местностях с благоприятным климатом, не избежать моментов, когда в общей порции будет содержаться нефть и вода, потому что практически невозможно синхронизировать смену отбора нефти на отбор воды и наоборот с началом и концом сброса общей порции в общую линию 8.

Отбор воды и нефти осуществляется следующим образом: из низа сосуда 39 через длинное колено 47 верхнего сифона 42 отбирают воду, в верху сосуда 39 и в длинном колене 48 оппозитного сифона 43 собирается нефть, поступившая вместе с водой из газосепаратора 1. Поверхность раздела 63 слоев нефти и воды опускается вниз как в сосуде 39, так и поверхность раздела 64 в длинном колене 48, поскольку они являются сообщающимися сосудами (см. фиг.1, 2, 3, 4, 9). Причем при опускании вниз поверхность раздела 64 отстает от поверхности раздела 63 на высоту столба жидкостей с различными величинами плотностей, нефть и вода, создающими гидростатический напор, сопоставимый с гидростатическим сопротивлением, создаваемым диафрагмами 55, 56, потоку жидкости в сифонах 42, 43. Поверхность раздела 64 в длинном колене 48 достигнет места соединения его с общим коротким коленом 44 сифонов 42, 43, дальнейшее ее опускание замедляется, пока поверхность раздела 63 в сосуде 39 (см. фиг.3) не опустится на величину H₁, то есть достигнет входа длинного колена 47 верхнего сифона 42. Сифон 40 начинает действовать и вытягивает воду, содержавшуюся в нем, и выталкивает ее в низ сосуда 39, втягивая на ее место нефть с верха сосуда 39 под воздействием гидростатического напора:

где H₁ - высота неравновесных гидростатических столбов жидкостей, м,

g=9,81 м/сек² - ускорение силы тяжести,

ρ_в и ρ_н - плотности воды и нефти,

ΔP₁ - гидравлическое сопротивление диафрагм 55, 56, верхнего 42 и оппозитного 43 сифонов потоку воды из верхнего сифона 42 в низ сосуда 39 и потоку нефти с верха сосуда 39 в оппозитный сифон 43.

Отбор воды прекращается и начинается отбор нефти (см. фиг.1). Нефть отбирают из верха сосуда 39 через длинное колено 48 оппозитного сифона 43. Ее место в сосуде 39 занимает вода, поступившая вместе с нефтью из газосепаратора 1. Поверхность раздела 63 поднимается вверх в сосуде 39, так и поверхность раздела 64 в длинном колене 47 верхнего сифона 42 до тех пор, пока поверхность раздела 63 в сосуде 39 не поднимется на высоту Н₂ (см. фиг.4). Оппозитный сифон 43 вытягивает из общего короткого колена 44 и выталкивает из длинного колена 48 нефть в верх сосуда 39, на ее место втягивает с низа сосуда 39 воду (см. фиг.3) под воздействием гидростатического напора:

где Н₂ - высота неравновесных гидростатических столбов жидкостей, м,

ΔР₂ - гидравлическое сопротивление диафрагм 55, 56 верхнего 42, 43 потоку нефти из оппозитного сифона 43 в верх сосуда 39 и потоку воды из низа сосуда 39 в верхний сифон 42.

Отбор нефти останавливается и начинается отбор воды (см. фиг.3). Смена массы нефти на воду и наоборот происходит быстро, без промежуточных остановок, из одного крайнего фиксированного положения в другое и наоборот, только при достижении поверхностью раздела 63 крайних верхнего и нижнего положений. Высота гравитационного сепаратора 38 с сифонным продуктоотборником 41 в наземных установках: пунктах замера дебита скважин; особенно мобильных, расположенных в обогреваемых блок-боксах; ограничена, что входит в противоречие с поставленной технической задачей изобретения: повышение точности замера дебита скважин за счет повышения эффективности и качества разделения и отстоя компонентов продукции. Для разрешения этого противоречия необходимо в пределах лимита по габаритам по возможности увеличить максимальную массу слоя нефти в сосуде 39, то есть максимально увеличить время отстоя нефти, что повышает эффективность процесса и качество отделения от нефти газа и воды и, в конечном счете, увеличивает точность замера величины ее плотности, в этом случае максимально приближенной к истинной. Для этого необходимо выполнить сосуд 39 максимальным по диаметру и высоте, а сифонный продуктоотборник 41 - по высоте максимально возможным в пределах лимита и выполнить условие:

где Н₃ - высота длинного колена верхнего сифона 42;

Н₄ - максимальная толщина слоя нефти;

Н₅ - высота длинного колена оппозитного сифона 43;

Н₆ - высота между точками перегиба или высота общего короткого колена сифонов 42, 43;

L - лимит высоты.

Также необходимо значительно уменьшить коэффициент гидравлического сопротивления сифонов 42, 43 по сравнению с коэффициентами местного гидравлического сопротивления диафрагм 55, 56 для обеспечения размещения сифонного продуктоотборника 41 в пределах лимита L, поскольку в этом случае появляется возможность подбирать необходимую величину гидравлического сопротивления потоку жидкости под действием гидростатического напора. Решению задачи способствует уменьшение влияния динамического напора потока жидкости в сифонах 42, 43, инициированного сбросом в общую линию 8 жидкой фазы, и на выходе в жидкостную линию 17 из верхнего сифона 42 на гидростатическое равновесие жидкости в сифонах 42, 43. Для этого диаметры проходных сечений сифонов 42, 43 выполняют в 1,5÷2,5 раза больше диаметра участка 61 жидкостной линии 17, подсоединенного к верхнему сифону 42. Из курса теории гидравлики известно на примере рассмотрения случая истечения жидкости из резервуара через отверстие, центрально расположенное, влияние размера резервуара на течение потока жидкости через отверстие (см. «Справочник машиностроителя», том 2, стр.637-638, табл. №23, И.С.Ачеркан, Машгиз, Москва, 1960 г.). Но также общеизвестно ответное влияние потока жидкости через отверстие на гидростатическое состояние ее в резервуаре. При соотношении площади резервуара F к площади отверстия f:

влияние размера резервуара на характер течения жидкости через отверстие, например влияние на расход жидкости (это отражается на величине коэффициента расхода - µ), уменьшается по сравнению с соотношением площадей:

в Х раз. По аналогии с этим явлением берем диаметр проходных сечений D_по, верхнего 42 и оппозитного 43 сифонов в n раз больше диаметра d_жл участка жидкостной линии 61:

где .

Исходя из этого, при

по данным таблицы 23 "Справочника", делаем вывод, что ответное влияние потока жидкости на входе в участок 61 жидкостной линии 17 на гидростатическое состояние жидкости в сифонах 42, 43 уменьшится в

Динамический напор потока жидкости, инициированного сбросом, в сифонах 42, 43 уменьшится в

по сравнению со случаем, если бы

во столько же раз, примерно, уменьшится гидравлическое сопротивление сифонов 42, 43. С точки зрения минимизации влияния потока жидкости на входе в участок 61 жидкостной линии 17 на гидростатическое равновесие жидкости в сифонах 42, 43 желательно увеличение значения n более 2,5, но, с другой стороны, рост значения n влечет значительное увеличение диаметров сифонов 42, 43 и габаритов продуктоотборника 41. Диаметр d_жл участка 61 жидкостной линии 17 и так уже принят в 1,5÷2 раза больше, чем калибр счетчиков жидкости, с целью повышения их точности измерения. С учетом реально применяемых в практике измерения дебитов калибров счетчиков от 15 до 80 мм и с учетом необходимости размещать гравитационный сепаратор 38 с продуктоотборником 41 в ограниченном пространстве блок-бокса для защиты от климатических воздействий примем из конструктивных соображений величину n в пределах 1,5÷2,5. Малые величины n следует применять для калибров 80 мм и менее, большие величины n следует применять для калибров 15 мм и более.

С учетом вышеизложенного характер течения жидкости в сифонах 42, 43 будет определяться практически только гидростатическим неравновесием, определяемым разницей плотностей нефти и воды и величиной H₁ или Н₂, но не течением жидкости на входе в участок 61 жидкостной линии 17 и течением жидкости в сифонах 42, 43, вызванным отбором. Смена отбора нефти на отбор воды и обратно осуществляется в зависимости от положения поверхности раздела 63 в сосуде 39 относительно сифонов 42, 43. Толщина слоя нефти определяется высотой сифонов 42, 43 и величинами Н₁ и Н₂, которые можно регулировать, изменяя ΔP₁ и ΔР₂, подбирая соответствующие диафрагмы 55, 56. Диафрагмы 55 и 56 установлены острыми кромками к сифонам 42, 43, в этом случае коэффициент гидравлического сопротивления диафрагмы 55 потоку воды из верхнего сифона 42 в низ сосуда 39 или диафрагмы 56 потоку нефти из оппозитного сифона 43 в верх сосуда 39 при смене отбора по величине в 1,5÷2,5 раза превышает коэффициент сопротивления диафрагмы 55 потоку воды в верхний сифон 42 из низа сосуда 39 или диафрагмы 56 потоку нефти в оппозитный сифон 43 из верха сосуда 39 при отборе жидкости. Это обстоятельство способствует эффективной работе сифонного продуктоотборника 41.

Величины объемов, отбираемых продуктоотборником 41 и сбрасываемых в общую линию 8 порций нефти и воды, стабильны и неизменны, поскольку смена отбора нефти на отбор воды и обратно происходит только при перемещении поверхности 63 раздела слоев нефти и воды в сосуде 39 вниз ниже оппозитного сифона 43 на величину столба жидкости H₁ и вверх выше верхнего сифона 42 на величину столба жидкости Н₂. Величины H₁ и Н₂ постоянны и неизменны, поскольку только лишь при смещении поверхности раздела 63 на эти величины относительно верхнего сифона 42 или оппозитного сифона 43 соответственно происходит включение их в работу под действием только гидростатического напора, создаваемого столбами жидкости H₁ и Н₂ за счет разности плотностей нефти и воды. Высота между точками перегиба Н₅ сифонов 42 и 43 тоже величина постоянная. Таким образом, объем V₀ накопленной в сосуде 39 нефти или воды, перед сменой отбора с воды на нефть или наоборот и началом сброса жидкости в общую линию 8, слоем высотой:

постоянен. При отборе нефти или воды в гравитационный сепаратор 38 поступает за время отбора и сброса объем жидкой фазы:

где V_в, V_н=m·V_в- объемы поступивших в жидкой фазе воды и нефти,

- коэффициент относительного содержания нефти в жидкой фазе - величина постоянная при стабильном функционировании скважины, в том числе стабильном составе жидкой фазы.

Отбор нефти осуществляют с верха сосуда 39, объем отобранной и сброшенной в общую линию 8 нефти:

место отобранной и сброшенной в общую линию 8 нефти занимает вода, поверхность раздела 63 поднимается вверх на высоту Н₄, отбор и сброс нефти прекращается, следовательно, объем V_в равен V_o. При этом вместе с водой поступала нефть в объеме

которая соединилась с нефтью, отбираемой и сбрасываемой в общую линию 8. В итоге, с учетом вышеизложенного, объем порции нефти, отбираемой продуктоотборником 41, будет равен

постоянен и неизменен при стабильном функционировании скважины. При отборе и сбросе воды вода поступает прямо в верхний сифон 42, минуя сосуд 39, нефть, поступившая с водой, собирается в сосуде 39 в объем и вытесняет воду из объема V_o; поверхность раздела 63 опускается на высоту Н₄, отбор и сброс воды прекращается, происходит смена отбора воды на отбор нефти. Объем отобранной и сброшенной в общую линию 8 воды будет:

постоянен и неизменен. Таким образом, отбираемые продуктоотборником 41 и сбрасываемые в общую линию 8 порции нефти в объеме и воды в объеме при стабильном функционировании, особенно в части состава жидкой фазы, нефтяной скважины, постоянны и неизменны. Объемы порций определяются опытным путем, замером их, например, мерной тарой, при настройке и запуске в эксплуатацию устройства. Объем V_o накопленной нефти во время отбора воды или объем V_o воды, занявшей место отобранной и сброшенной в общую линию накопленной нефти, определяется опытным путем следующим образом: сразу же по окончании отбора воды, определяемого по резкому изменению статического давления столба Н₀ жидкости в общем коротком колене 44 сифонов 42, 43 с помощью дифманометра 54, перекрывают запорный вентиль 65 и открывают вентиль 67. По патрубку 66, подсоединенному по временной схеме сетью, включающей объемный счетчик воды, к источнику воды с регулируемым напором, соответствующим интервалу значений перепада давлений, на который настроен клапан 22, подают в сосуд 39, вытесняя накопившуюся нефть, воду до тех пор, пока не произойдет смена отбора нефти, накопленной во время отбора воды при подаче жидкой фазы в сосуд 39, на отбор воды. Определяем этот момент по резкому изменению статического давления столба Н₀ жидкости.

Перекрываем вентиль 67. Измеряем время осуществления процесса отбора нефти с начала и до конца и расход воды Q_в Вычисляем объем воды, занявшей место нефти Подключаем патрубок 66 к источнику нефти, открываем вентиль 67 и подаем нефть в сосуд 39, вытесняя воду, до тех пор, пока отбор воды не сменится отбором нефти.

Полностью повторяем процесс измерения времени осуществления - процесса отбора воды и расход Q_н - нефти и определяем объем нефти, вытеснившей воду из сосуда 39 и занявшей ее место При тщательном исполнении процесса определения объема V_o должно быть: Открываем вентиль 55 и перекрываем вентиль 67. Объем V_o определяется в отличие от объема порций нефти и воды, отбираемых и сбрасываемых в общую линию 8, вне зависимости от m - относительного содержания нефти в жидкой фазе. Объем V_о является объемом тарированной емкости 68, определяемым объемом части сосуда 39, ограниченного высотой:

где Н₆ - конструктивный размер продуктоотборника 41,

H₁, Н₂ - высоты неравновесных столбов жидкости, создающих гидростатический напор, за счет разницы плотностей нефти и воды, ограниченных гидравлическими сопротивлениями диафрагм 55, 56.

При закрытой заслонке 6 и закрытом клапане 23 идет накопление газовой фазы в газосепараторе 1, пока перепад давления на клапане 22 не достигнет заданного максимального уровня, при котором клапан 22 откроется (начало измерительного цикла):

где ΔР_22макс - максимальный перепад давления открытия клапана 10,

к - коэффициент влияния дросселя 40 на давление среды,

Р_22макс - максимальное давление среды в газосепараторе 1 при открытии клапана 22,

P₀ - давление среды в общей линии 8.

При достижении давления газовой фазы, соответствующего заданному минимальному перепаду на клапане 22, клапан 22 закроется:

где ΔР_22мин - минимальный перепад давления закрытия клапана 10,

P_22мин - минимальное давление среды в газосепараторе 1 при закрытии клапана 22.

Соответственно перепады давления открытия и закрытия клапанов 23 и 26:

где Р_23макс, P_23мин - максимальное и минимальное давления среды в газосепараторе 1 при открытии или закрытии клапана 23 соответственно,

Р_6макс, Р_6мин - максимальное и минимальное давления среды перед заслонкой 6,

ΔР_23макс, ΔР_23мин, ΔР_26макс, ΔР_26мин - перепады давления для открытия и закрытия клапанов 23 и 26 соответственно.

После открытия клапана 22 жидкую фазу сбрасывают в общую линию 8. Уровень жидкой фазы в газосепараторе 1 снижается, поплавок 5 приоткрывает заслонку 6. Газовую фазу, накопленную в компенсирующей емкости 25, при закрытом клапане 26 сбрасывают через заслонку 6 в общую линию 8. Давление перед заслонкой 6 падает с Р_6мин до Р₀, одновременно с этим давление в газосепараторе 1 продолжает подниматься до Р_23макс. Перепад давления ΔР_23макс открывает клапан 23 после падения давления перед заслонкой 6 до Р₀ и газовую фазу из сепаратора 1 сбрасывают в общую линию 8, при этом газ частично поступает в компенсирующую емкость 25, где давление возрастает до Р_6мин. Давление в газосепараторе 1 падает до Р_22мин и при перепаде ΔР_22мин клапан 22 закрывается, жидкая фаза начинает накапливаться, поплавок 5 начинает прикрывать заслонку 6. Давление в газосепараторе 1 возрастает от Р_22мин до ΔР_23мин. Возрастает давление перед заслонкой 6 до Р_6мин и клапан 23 закрывается. Заслонка 6 закрывается, клапан 26 закрыт по-прежнему. Газовая фаза начинает накапливаться в газосепараторе 1. Компенсирующая емкость 25 предназначена для создания разрыва во времени между открытием заслонки 6 и открытием клапана 23, закрытием клапана 22 и закрытием клапана 23, чтобы обеспечить вытеснение всей накопленной до заданного объема жидкой фазы из газосепаратора 1 и накопление газовой фазы в компенсирующей емкости 25. Конец цикла измерения. Соотношение давлений:

Р_23макс>Р_22макс>Р_23мин>Р_22мин>Р₀, Р_6макс>Р_6мин>Р₀

обеспечивают измерительный цикл работы устройства.

Устройство вернулось к исходному положению цикла измерения, описанного выше. Каждая пара расходомеров газа и жидкости включает объемный расходомер 18 или 20 типа турбинного и массовый расходомер 19 или 21 типа сужающего устройства - диафрагмы. При течении через них газовой и жидкой фаз первый объемный расходомер 18 или 20 производит замер мгновенного объемного расхода - Q_o измеряемого потока, второй массовый расходомер 19 или 21 - мгновенного массового расхода Q_m того же потока. Расходы связаны уравнением:

где ρ - плотность измеряемой среды.

Блоком 62 вычисления, учета добычи, регистрации и анализа показаний расходомеров 18, 19, 20, 21, счетчика газа 59, дифманометра 54 на основе заложенной в него праграммы работы производят не только регистрацию и анализ объемного и массового расходов газовой, жидкой фаз и ее компонентов, учет добычи, но и вычисление плотности газа и последовательно компонентов жидкой фазы, а также с учетом вычисленных ранее значений величин плотностей воды и нефти идентификацию, регистрацию и вычисление мгновенных объемного и массового расходов возможной эмульсии и ее компонентов. При отдельной подаче воды и нефти сифонным продуктоотборником 41 через пару расходомеров 19 и 21 блоком 62 производят вычисление плотностей: воды - ρ_в, эмульсии: - смеси воды и нефти - ρ_э и нефти - ρ_н Вычисление производят по мгновенным значениям массового и объемного расходов жидкости, замеряемым одновременно. Известные значения величин плотностей компонентов жидкой фазы служат для идентификации, замера и учета добычи компонентов жидкой фазы. То есть с учетом замера расхода газовой фазы, в том числе через счетчик газа 59 производят дифференцированное, пофазное и покомпонентное измерение дебита скважины. На основе полученных данных и показаний пары расходомеров 19 и 21 следующим образом производят вычисление расходов компонентов возможной эмульсии - нефти и воды: известно уравнение массового расхода эмульсии:

и уравнение объемного расхода эмульсии:

где - массовые расходы эмульсии, нефти и воды, составляющих эмульсию,

- объемные расходы эмульсии, нефти и воды, составляющих эмульсию.

Преобразуем уравнение (2) с учетом уравнения (1):

после подстановки из уравнения (3) имеем:

откуда после несложных преобразований получаем:

Полученные данные засчитывают в общем учете добычи компонентов.

Остаточный газ, растворенный в воде и нефти, после отделения газовой фазы в газосепараторе 1 и гравитационном сепараторе 39, присутствует в столь незначительных количествах по массе, что это на фоне допустимых погрешностей измерения пары 19, 21 не может сказаться на точности измерения дебита скважины.

Для снижения возможных погрешностей измерения расходов объемные расходомеры 18 или 19 установлены по потоку впереди массовых расходомеров 20 или 21. Это объясняется следующим образом: при течении через массовый расходомер 20 или 21 сужающего типа поток измеряемой среды расширяется в разной степени в зависимости от расхода потока, поэтому объем потока меняется: в газовой среде по причине расширения газа, в жидкой среде по причине выделения непрогнозируемого объема остатков ранее растворенного в жидкой среде газа, и поэтому в случае установки массового счетчика 20 или 21 по потоку впереди объемного счетчика 18 и 19 возможны дополнительные погрешности измерения объемного расхода потока. Для создания оптимальных условий работы расходомеров 18, 19, 20 и 21 клапаны 22, 23 настраивают согласно инструкции по регулированию расходомеров на заданные, оптимальные, с целью обеспечения максимальной точности интервалы значений величин перепадов давлений среды на клапанах 22, 23: максимальный уровень перепада давлений - на открытие клапанов 22, 23, минимальный - на закрытие. По показаниям датчиков 53 дифманометра 54 отмечают начало и конец подачи общей порции жидкости регистрацией резкого изменения давлений к·Р_22макс и κ·Р_22мин, затем замеряют гидростатическое давление столба жидкости Н₀ постоянной высоты в общем коротком колене 44 сифонов 42, 43, блоком 62 вычисляют мгновенную среднюю плотность протекающей в столбе Н₀ жидкости по формуле:

где ρ_ж - мгновенная средняя плотность протекающей в столбе жидкости Н₀,

ΔР_ст - замеренное гидростатическое давление столба жидкости высотой Н₀,

Н₀ - заданное расстояние по высоте между датчиками 53 дифманометра 54 - столб жидкости Н₀,

g=9,81 м/сек² - ускорение силы тяжести;

затем идентифицируют по плотности протекающую там жидкость и вычисляют относительное содержание нефти и воды в общей порции, определяют объемный и массовый расходы нефти и воды с учетом их относительного содержания по количеству общих порций заданной величины объема, отбираемых по компонентам в отдельности и поочередно из гравитационного сепаратора 38 в учетный отрезок времени, и рассчитывают средние значения величин объемного и массового расходов нефти и воды. Объемное относительное содержание нефти и воды в общей порции определяется следующим образом: составляем на основе уравнения (9) систему уравнений, справедливость которых очевидна:

,

где - объемная доля нефти в столбе жидкости Н₀;

- объемная доля воды в столбе жидкости Н₀.

Преобразуем уравнение (10) с учетом уравнения (11):

откуда имеем:

в итоге получаем:

- текущая относительная объемная доля воды в столбе жидкости Н₀;

- текущая относительная объемная доля нефти в столбе жидкости Н₀.

Величины и в течение времени t - сброса общей порции меняются от нуля до единицы и наоборот. Относительное объемное содержание нефти и воды в общей порции вычисляют блоком 62 по следующим формулам:

- объемная доля нефти в общей порции,

- объемная доля воды в общей порции,

где ρ_н и ρ_в - пиковые значения величины плотности нефти и воды в общей порции,

ρ_ж - текущее значение величины плотности жидкости в столбе Н₀.

Учитывая незначительность объема столба жидкости Н₀ по сравнению с объемом общей порции, можно утверждать, что погрешность в замере плотности и объемной доле нефти и воды будет в основном определяться точностью замера давления датчиками 53 дифманометра 54. Замер плотности и объемных долей нефти и воды в общей порции таким способом возможен и в случае протекания в столбе жидкости Н₀ возможной водонефтяной эмульсии. Величина общей порции отбираемой жидкости и время ее сброса определяются настройкой совместной работы поплавка 5 и заслонки 6 путем регулирования связи между ними, обеспечивается стабильностью дебита скважин и определяется опытным путем при настройке устройства. Данные замеров и вычислений по данным датчиков 53 дифманометра 54 дублируют замеры по данным расходомеров 19, 21. Оба способа замера сравнивают и анализируют блоком 62. Результаты анализа служат основанием для оценки качества и надежности работы устройства. При прорыве газового «пузыря» из скважин в газосепаратор 1 давление газовой фазы в нем резко возрастает и экстренно жидкую фазу вытесняют из газосепаратора 1 в аварийную емкость 16, сообщенную с ним, дополнительно сжимая газовую подушку в ней. Уровень жидкой фазы в газосепараторе 1 резко падает, поплавок 5 опускается и открывает заслонку 6, если она не открыта. Клапан 23 открывается, если он закрыт, под воздействием возросшего перепада давления на нем, за счет резкого повышения давления газовой фазы в газосепараторе 1 и падения давления среды за клапаном 23. При движении штока 27 вверх втулка 36, поджатая пружиной 37 к упору на конце штока 27, вместе с шайбой 35 увлекается также вверх до контакта шайбы 35 с верхним магнитом 32 и останавливается. При нормальном перепаде давления усилие, создаваемое им на запорном органе 29 и дросселе 30 за вычетом силы упругости пружины 31, не превышает силу упругости предварительно сжатой дополнительной пружины 37, поэтому шток 27 не может переместиться далее и останавливается в крайнем фиксированном положении «Открыто». Запорный орган 29 отходит от седла 28 на величину, обеспечивающую максимальную пропускную способность клапана 23. Но перепад давления при прорыве газового «пузыря» на много превышает максимальный уровень и шток 27 дополнительно сжимает пружину 37 и пружину 31 и, скользя во втулке 36, дополнительно поднимает запорный орган 29 над седлом 28, выводя дроссель 30 из сопряжения с проходным каналом седла 28, сверх крайнего фиксированного положения «Открыто», что обеспечивает сверхмаксимальную пропускную способность клапана 23. Излишек газовой фазы экстренно выпускают из газосепаратора 1. В компенсирующей емкости 25 давление растет до Р_6макс. Через открывшийся клапан 26 и заслонку 6 излишек газовой фазы сбрасывают в общую линию 8. Давление газовой фазы в газосепараторе 1 стремительно падает до прежней величины, жидкая фаза, перетекшая в аварийную емкость 16 под давлением газовой подушки в ней, возвращается в газосепаратор 1, уровень жидкой фазы в нем восстанавливается, поплавок 5 а с ним заслонка 6 возвращаются в прежнее положение. Клапан 23, если прежде был закрыт, закроется, если открыт, вернется в крайнее фиксированное положение «Открыто». Клапан 22, если прежде был закрыт, то откроется так же как клапан 23, при аварийном росте давления газовой фазы, если давление газовой фазы в газосепараторе 1 не успеет до этого вернуться к прежней величине. Часть газовой фазы проникнет в гравитационный сепаратор 38 и по разгрузочной линии 57 будет сброшена в общую линию 8. Клапан 22, если был открыт, то вернется в прежнее состояние «Открыто» после сброса газовой фазы. Пара 18, 20 расходомеров на газовой линии 7 и во время сброса продолжает замеры расхода газовой фазы. Диапазон допустимых для работы перепадов давлений пары 18, 20 газовых расходомеров шире, чем жидкостных, и уровень погрешности замеров расходомеров 18, 20 на газовой линии 7 во время сброса излишка газовой фазы поэтому практически не изменится. Точность измерения жидкой фазы расходомерами 19, 21 во время аварийного сброса может нарушиться, но, учитывая кратковременность аварийного сброса, это нарушение практически не скажется на точности учета добычи, и поскольку аварийный сброс не оказывает заметного влияния на точность измерения дублирующим способом, этот способ используют как эталон для корректирования погрешностей измерения основным способом. Клапан 26 после падения давления газовой фазы в компенсирующей емкости 25 до Р_6мин закроется.

Вариант I способа измерения дебита скважин в отличие от основного исполнения исключает измерение мгновенных объемных и массовых расходов компонентов жидкой фазы расходомерами 19, 21 и включает взамен измерение с помощью датчиков 53 дифманометра 54 гидростатического давления столба жидкости в общем коротком колене 44 сифонов 42, 43 заданной высоты Н₀, вычисление мгновенной плотности жидкости в колене 44 по формуле идентификацию нефти или воды, определение объемного относительного содержания нефти или воды блоком 62 по формулам (9)÷(17) в отбираемой и сбрасываемой общей порции заданной величины по результатам замера, подсчет количества сброшенных общих порций нефти или воды в учетный отрезок времени, вычисление средних объемных и массовых расходов нефти и воды блоком 62 и сброс порций в общую линию 8. Сброс жидкой фазы во время аварийного роста давления газовой фазы при прорыве из скважин газового «пузыря» не оказывает заметного влияния на точность измерения дебита устройством.

Вариант II способа измерения дебита скважин в отличие от основного исполнения исключает измерение мгновенных объемных и массовых расходов компонентов жидкой фазы расходомерами 19, 21 и включает взамен измерение с помощью датчиков 53 дифманометра 54 гидростатического давления столба жидкости в общем коротком колене 44 сифонов 42, 43 заданной высоты Н₀, вычисление мгновенной плотности жидкости в колене 44 по формуле идентификацию по плотности нефти или воды в отбираемом продуктоотборником 41 очередной отдельной порции, известной постоянной величины объема, определяемой опытным путем при настройке устройства в отличие от I варианта способа, подсчет количества отобраных порций нефти и воды в учетный отрезок времени, вычисление блоком 62 средних объемных и массовых расходов нефти и воды и сброс отобранных порций в общую линию 8. Начало и конец сброса порции идентифицированной жидкости определяют датчиком 53 дифманометра 54 по изменению величины измеряемой плотности.

При отборе порции нефти нефть протекает по общему короткому колену 44 сифонов 42, 43 и блок 62 идентифицирует протекающую нефть вплоть до смены отбора. При отборе порции воды вода протекает по длинному колену 47 верхнего сифона 42, в общем же коротком колене 44 вода стоит вплоть до смены отбора и блок 62 идентифицирует воду вплоть до смены отбора.

Величины объема отбираемых порций нефти и воды постоянны и определяются высотой Н₆ продуктоотборника 41 и высотой столбов жидкости Н₁ и Н₂, зависящих только от разницы плотностей нефти и воды и величин коэффициента гидравлического сопротивления диафрагм 55, 56. Поскольку перечисленные величины постоянны, то и величина объема отбираемой продуктоотборником 41 порции жидкости постоянна.

Как показано в описании осуществления основного исполнения способа измерения дебита нефтяной скважины, объем отбираемой продуктоотборником 41 и сбрасываемой в общую линию 8 порции нефти

постоянен и неизменен; воды

постоянен и неизменен,

где - объем порции нефти,

V_в - объем порции воды,

V_o - объем нефти, накапливаемой в сосуде 39 перед сменой отбора воды на отбор нефти или наоборот,

- коэффициент относительного содержания нефти в жидкой фазе, величина постоянная при стабильном функционировании скважины.

Вариант III способа измерения дебита скважин в отличие от основного исполнения исключает измерение мгновенных объемных и массовых расходов компонентов жидкой фазы расходомерами 19, 21 и включает взамен измерение с помощью датчиков 53 дифманометра 54 гидростатического давления столба жидкости в общем коротком колене 44 сифонов 42, 43 заданной высоты Н₀, вычисление блоком 62 мгновенной плотности жидкости в колене 44 по формуле идентификацию по плотности жидкости: нефти или воды в отбираемом продуктоотборником 41 очередной отдельной порции, определение начало и конца процесса отбора по резкому изменению величины замеряемой плотности и, в отличие от I и II вариантов способа измерение величины отрезка времени, в течение которого осуществляют процесс отбора, сброс поочередно идентифицированной жидкости в общую линию 8 и затем вычисление блоком 62 текущего дебита скважин, по компонентам, путем деления величины объема тарированной емкости V₀ на величину отрезка времени осуществления процесса отбора: нефти - для вычисления дебита воды, воды - для вычисления дебита нефти.

При отборе воды вода жидкой фазы из газосепаратора через нижнюю часть сосуда 39 следует по длинному колену 47 верхнего сифона 42 и далее по участку 61 жидкостной линии 17 через клапан 22 в общую линию 8. Нефть, поступившая вместе с водой, всплывает в сосуд 39 и скапливается в его верхней части, поверхность раздела 63 опускается вниз на высоту Н₄ от верхнего крайнего положения, когда начался отбор, до нижнего крайнего положения, когда отбор закончился. Таким образом за время осуществления процесса отбора воды в тарированную емкость 68 части сосуда 39, ограниченную Н₄ высотой, поступила нефть в объеме V₀, что вполне позволяет определять дебит нефти.

При отборе нефти нефть через оппозитный сифон 43 из верхней части сосуда 39 по участку 61 жидкостной линии 17 и через клапан 22 поступает в общую линию 8. Поверхность раздела 63 поднимается вверх на высоту Н₄ от нижнего крайнего положения, когда отбор начался, до верхнего крайнего положения, когда отбор закончился. Нефть освободила объем V₀ тарированной емкости 68 части сосуда 39, ограниченной высотой Н₄, и взамен ее в тарированную емкость 68 за время осуществления процесса отбора нефти поступила вода в объеме V₀. Это вполне позволяет определить дебит воды. В отличие от II варианта способа III вариант позволяет определять дебит скважин вне зависимости от относительного содержания m нефти в жидкой фазе. Рост давления газовой фазы во время прорыва газового «пузыря» не оказывает заметного влияния на точность измерения дебита устройством по II и III вариантам способа.

Использование предлагаемого изобретения позволит обеспечить защиту устройства от резкого повышения давления в газосепараторе во время прорыва в него газового «пузыря» из скважин и своевременный и экстренный сброс излишка газовой фазы в общую линию, позволит также поддерживать оптимальные режимы работы расходомеров жидкости и газа по перепаду давления на них, обеспечивающие точность и качество измерения расхода и вычисления плотности нефти, воды и газа, и в том числе также за счет эффективного и качественного двухэтапного разделения нефти, воды и газа, подачи нефти и воды на измерение поочередно отдельными порциями, после максимально возможного по времени отстоя, дублирования замеров. Дебит скважины измеряется и учитывается с высокой точностью как в целом, так и по нефти, воде, газу в отдельности. Качество и надежность устройства контролируется и поддерживается сравнением и анализом результатов работы двух сдублированных систем замера.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для измерения дебита двухфазной трехкомпонентной нефтеводогазовой смеси, поступающей из скважин, по каждому компоненту отдельно. Устройство состоит из газосепаратора с продуктоотборником и поплавком, связанным с заслонкой на газовой линии, сообщающей газосепаратор через объемный и массовый расходомеры и клапан с общей линией. Газосепаратор также сообщен с аварийной емкостью и связан с общей линией через гравитационный сепаратор с сифонным продуктоотборником, а через объемный и массовый расходомеры и клапан - жидкостной линией. Заслонка оборудована байпасом, включающим компенсационную емкость и клапан. Имеется блок вычисления, учета добычи, регистрации и анализа результатов измерения. Клапаны выполнены с фиксацией крайних положений и с возможностью открытия прохода сверх номинала. Способ включает отделение газовой фазы от жидкой, замер расхода и вычисление ее плотности, двухэтапное разделение жидкой фазы: предварительное - в процессе ее накопления и окончательное - гравитационной сепарацией после дросселирования отдельных капель нефти на компоненты. Отбор поочередно порций каждого компонента. Затем дублированный замер расходов компонентов и вычисление их плотностей. По данным замеров производят определение дебита скважин по компонентам отдельно и учет добычи. Техническим результатом является обеспечение высокой точности и качества измерения дебита при защите устройства от резкого повышения давления газовой фазы при поступлении из скважин газового «пузыря». 6 н. и 10 з.п. ф-лы, 10 ил.

1. Способ измерения дебита нефтяных скважин, включающий постоянный процесс разделения нефтеводогазовой смеси на компоненты (продукты разделения), содержащий: вначале отделение газовой фазы от жидкой дисперсией потока смеси и инерционным воздействием на поток газа, затем разделение жидкой фазы на нефть и воду методом отстоя в гравитационном поле, и повторяющийся цикл измерения, включающий последовательно: сброс газовой фазы в общую линию с одновременным измерением ее расхода, накопление жидкой фазы до заданного уровня и, как следствие этого, перекрытие сброса газовой фазы, накопление газовой фазы до заданного перепада давлений ее и среды в общей линии и, как следствие этого, сброс жидкой фазы порцией заданной величины в общую линию с одновременными измерением ее расхода и открытием сброса газовой фазы; а также поддержание давления газовой фазы в заданных пределах сбросом ее в общую линию и сброс порции газовой фазы, дополнительно поступившей из скважин с газовым "пузырем", вне зависимости от уровня накопления жидкой фазы, отличающийся тем, что измеряют мгновенные объемный и массовый расходы газовой фазы и вычисляют ее плотность, жидкую фазу предварительно разделяют в процессе ее накопления, в результате которого ассоциируют отдельные капли нефти в отдельные интегрированные скопления, затем дросселируют и подают на гравитационную сепарацию, где окончательно разделяют ее на нефть и воду, интегрированные в слои, которые поочередно отбирают, измеряют, отдельно, последовательно их мгновенные объемные и массовые расходы, и общей порцией заданной величины сбрасывают в общую линию, при этом вычисляют их плотности для идентификации жидкости по плотности при учете добычи, причем остатки газовой фазы, выделившиеся при дросселировании, сбрасывают после измерения их расхода в общую линию.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что поддерживают давление газовой фазы в заданных пределах, при аварийном поступлении ее дополнительной порции, путем вытеснения с последующим возвратом накопленной жидкой фазы в аварийную емкость и сброса дополнительной порции в компенсирующую емкость и в общую линию.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что дублируют измерения расходов продуктов разделения жидкой фазы в процессе их поочередного отбора путем последовательного замера их мгновенной плотности, идентификации по плотности жидкости и определения относительного содержания, на основе замера нефти и воды в общей порции, подсчета количества сброшенных общих порций заданной величины нефти и воды в учетный отрезок времени, вычисления средних величин их, нефти и воды, объемного и массового расходов, и сравнивают результаты измерения расходов обоими способами, после чего анализируют результаты сравнения и делают вывод о стабильности величины допустимой погрешности измерения дебита для принятия корректирующих мер.

4. Способ измерения дебита нефтяных скважин, включающий постоянный процесс разделения нефтеводогазовой смеси на компоненты (продукты разделения), содержащий: вначале отделение газовой фазы от жидкой дисперсией потока смеси и инерционным воздействием на поток газа, затем разделение жидкой фазы на нефть и воду методом отстоя в гравитационном поле, и повторяющийся цикл измерения, включающий последовательно: сброс газовой фазы в общую линию, с одновременным измерением ее расхода, накопление жидкой фазы до заданного уровня и, как следствие этого, перекрытие сброса газовой фазы, накопление газовой фазы до заданного перепада давлений ее и среды в общей линии и, как следствие этого, сброс жидкой фазы порцией заданной величины в общую линию с одновременными измерением ее расхода и открытием сброса газовой фазы; а также поддержание давления газовой фазы в заданных пределах сбросом ее в общую линию и сброс порции газовой фазы, дополнительно поступившей из скважин с газовым «пузырем», вне зависимости от уровня накопления жидкой фазы, отличающийся тем, что измеряют мгновенные объемный и массовый расходы газовой фазы и вычисляют ее плотность, жидкую фазу предварительно разделяют в процессе ее накопления, в результате которого ассоциируют отдельные капли нефти в отдельные интегрированные скопления, затем дросселируют и подают на гравитационную сепарацию, где окончательно разделяют на нефть и воду, интегрированные в слои, которые поочередно отбирают, отдельно и последовательно измеряют их мгновенную плотность, сбрасывают в общую линию и общей порцией заданной величины, идентифицируют жидкость по плотности и определяют относительное содержание, на основе замера, нефти и воды в общей порции, подсчитывают количество сброшенных общих порций заданной величины нефти и воды в учетный отрезок времени и вычисляют средние величины их, нефти и воды, объемного и массового расходов, причем остатки газовой фазы, выделившиеся при дросселировании, сбрасывают после измерения их расхода в общую линию.

5. Способ по п.4, отличающийся тем, что поддерживают давление газовой фазы в заданных пределах, при аварийном поступлении ее дополнительной порции, путем вытеснения с последующим возвратом, накопленной жидкой фазы в аварийную емкость и сброса дополнительной порции газа в компенсирующую емкость и в общую линию.

6. Способ измерения дебита нефтяных скважин, включающий постоянный процесс разделения нефтеводогазовой смеси на компоненты (продукты разделения), содержащий: вначале отделение газовой фазы от жидкой дисперсией потока смеси и инерционным воздействием на поток газа, затем разделение жидкой фазы на нефть и воду методом отстоя в гравитационном поле, и повторяющийся цикл измерения, включающий последовательно: сброс газовой фазы в общую линию с одновременным измерением ее расхода, накопление жидкой фазы до заданного уровня и, как следствие этого, перекрытие сброса газовой фазы, накопление газовой фазы до заданного перепада давлений ее и среды в общей линии и, как следствие этого, сброс жидкой фазы порцией заданной величины в общую линию с одновременными измерением ее расхода и открытием сброса газовой фазы; а также поддержание давления газовой фазы в заданных пределах сбросом ее в общую линию и сброс порции газовой фазы, дополнительно поступившей из скважин с газовым «пузырем», вне зависимости от уровня накопления жидкой фазы, отличающийся тем, что измеряют мгновенные объемный и массовый расходы газовой фазы и вычисляют ее плотность, жидкую фазу предварительно разделяют в процессе ее накопления, в результате которого ассоциируют отдельные капли нефти в отдельные интегрированные скопления, затем дросселируют и подают на гравитационную сепарацию, где окончательно разделяют на нефть и воду, интегрированные в слои, которые поочередно отбирают, отдельно и последовательно измеряют их мгновенную плотность, идентифицируют по плотности жидкость, сбрасывают в общую линию отдельно нефть и воду постоянными порциями известной величины объема, заранее определенных опытным путем, определяя начало и конец сброса порции идентифицированной жидкости по изменению замеренной величины плотности, и вычисляют дебит скважины по количеству порции нефти и воды в учетный отрезок времени, причем остатки газовой фазы, выделившиеся при дросселировании, сбрасывают после измерения их расхода в общую линию.

7. Способ по п.6, отличающийся тем, что поддерживают давление газовой фазы в заданных пределах, при аварийном поступлении ее дополнительной порции, путем вытеснения с последующим возвратом, накопленной жидкой фазы в аварийную емкость и сброса дополнительной порции газа в компенсирующую емкость и в общую линию.

8. Способ измерения дебита нефтяных скважин, включающий постоянный процесс разделения нефтеводогазовой смеси на компоненты (продукты разделения), содержащий: вначале отделение газовой фазы от жидкой дисперсией потока смеси и инерционным воздействием на поток газа, затем разделение жидкой фазы на нефть и воду методом отстоя в гравитационном поле, и повторяющийся цикл измерения, включающий последовательно: сброс газовой фазы в общую линию с одновременным измерением ее расхода, накопление жидкой фазы до заданного уровня и, как следствие этого, перекрытие сброса газовой фазы, накопление газовой фазы до заданного перепада давлений ее и среды в общей линии и, как следствие этого, сброс жидкой фазы порцией заданной величины в общую линию с одновременными измерением ее расхода и открытием сброса газовой фазы; а также поддержание давления газовой фазы в заданных пределах сбросом ее в общую линию и сброс порции газовой фазы, дополнительно поступившей из скважин с газовым «пузырем», вне зависимости от уровня накопления жидкой фазы, отличающийся тем, что измеряют мгновенные объемный и массовый расходы газовой фазы и вычисляют ее плотность, жидкую фазу предварительно разделяют в процессе ее накопления, в результате которого ассоциируют отдельные капли нефти в отдельные интегрированные скопления, затем дросселируют и подают на гравитационную сепарацию, где окончательно разделяют на нефть и воду, интегрированные в слои, которые поочередно отбирают, отдельно и последовательно измеряют их мгновенную плотность, идентифицируют по плотности жидкость, определяют начало и конец процесса отбора идентифицированной жидкости по резкому изменению величины замеряемой плотности, замеряют отрезок времени, в течение которого осуществляют процесс отбора, сбрасывают поочередно идентифицированную жидкость в общую линию, затем вычисляют текущий дебит скважины отдельно по нефти и воде путем деления величины объема тарированной емкости V₀ - части полости гравитационной сепарации, присущей конкретному устройству, на величину отрезка времени осуществления процесса отбора: нефти - для вычисления дебита воды, воды - для вычисления дебита нефти, причем остатки газовой фазы, выделившиеся при дросселировании, сбрасывают после измерения их расхода в общую линию.

9. Способ по п.8, отличающийся тем, что поддерживают давление газовой фазы в заданных пределах, при аварийном поступлении ее дополнительной порции, путем вытеснения с последующим возвратом, накопленной жидкой фазы в аварийную емкость и сброса дополнительной порции газа в компенсирующую емкость и в общую линию.

10. Устройство для измерения дебита нефтяных скважин, содержащее газосепаратор с продуктоотборником и поплавком, связанным с заслонкой на газовой линии, сообщающей газосепаратор с общей линией; расходомеры жидкости и газа, клапаны, установленные на жидкостной, также сообщающей газосепаратор с общей линией, и газовой линиях, с возможностью фиксации их в двух крайних положениях: «Открыто» или «Закрыто», отличающееся тем, что устройство включает блок вычисления, учета добычи, регистрации и анализа показаний расходомеров, смонтированных парами, которые содержат объемный и массовый расходомеры, в указанном порядке перечисления, установленные последовательно по ходу потока на газовой и жидкостной линиях, перед клапанами, выполненными также и с возможностью дополнительного открытия прохода сверх крайнего фиксированного положения «Открыто», гравитационный сепаратор, выполненный в виде наклонного цилиндрического сосуда с дросселем на входе, сообщенного с сифонным продуктоотборником, состоящим из верхнего и оппозитного сифонов, имеющих общее короткое колено, причем длинное колено верхнего сифона сообщено с низом сосуда, а длинное колено оппозитного сифона соединено с верхом сосуда, и две диафрагмы, установленные на входах длинных колен сифонов и обращенных острыми краями к сифонам, вантуза и счетчика газа, установленных последовательно на разгрузочной линии, сообщающей верхнюю точку соединения длинного колена оппозитного сифона с верхом сосуда, с общей линией, при этом низ сосуда соединен через продуктоотборник с газосепаратором, верхняя точка верхнего сифона сообщена с общей линией жидкостной линией, причем диаметры проходного сечения сифонов, верхнего и оппозитного связаны с диаметром участка жидкостной линии перед расходомерами зависимостью:
D_ПО=(1,5÷2,5)·d_ЖЛ,
где D_ПО - диаметр сифонов, верхнего и оппозитного,
d_ЖЛ - диаметр участка жидкостной линии.

11. Устройство по п.10, отличающееся тем, что включает аварийную емкость, сообщенную с газосепаратором с продуктоотборником, содержащим приямок и патрубок отбора, а заслонка, установленная на газовой линии по потоку за клапаном, оборудована байпасом, содержащим последовательно сообщенные компенсирующую емкость и клапан.

12. Устройство по п.10, отличающееся тем, что включает два датчика дифманометра, установленные на общем коротком колене сифонов, разнесенные по высоте на заданное расстояние Н₀, связанного с блоком вычисления, учета добычи, регистрации и анализа показаний расходомеров.

13. Устройство по п.10, отличающееся тем, что верхний и оппозитный сифоны образованны двумя вертикальными подводящими патрубками, являющимися длинными коленами сифонов, входы которых сообщены с низом и верхом сосуда соответственно, и соединительным звеном, выполненным в виде вертикального ствола, имеющего по концам верхний и нижний двойные колена, посредством которых выходы вертикальных подводящих патрубков сообщены с вертикальным стволом, являющимся общим коротким коленом сифонов, и повернутых относительно оси ствола друг к другу вплоть до соприкосновения длинных колен сифонов.

14. Устройство для измерения дебита нефтяных скважин, содержащее газосепаратор с продуктоотборником и поплавком, связанным с заслонкой на газовой линии, сообщающей газосепаратор с общей линией, расходомеры жидкости и газа, клапаны, установленные на жидкостной, также сообщающей газосепаратор с общей линией, и газовой линиях, с возможностью фиксации их в двух крайних положениях: «Открыто» или «Закрыто», отличающееся тем, что устройство включает блок вычисления, учета добычи, регистрации и анализа показаний расходомеров, смонтированных парой, которая содержит объемный и массовый расходомеры, в указанном порядке перечисления, установленные последовательно по ходу потока на газовой линии перед клапаном, выполненным также и с возможностью дополнительного открытия прохода сверх крайнего фиксированного положения «Открыто», гравитационный сепаратор, выполненный в виде наклонного цилиндрического сосуда с дросселем на входе, сообщенного с сифонным продуктоотборником, состоящим из верхнего и оппозитного сифонов, имеющих общее короткое колено, причем длинное колено верхнего сифона сообщено с низом сосуда, а длинное колено оппозитного сифона соединено с верхом сосуда, из двух диафрагм, установленных на входах длинных колен сифонов кромками к сифонам, вантуза и счетчика газа, установленных последовательно на разгрузочной линии, сообщающей верхнюю точку соединения длинного колена оппозитного сифона с сосудом с общей линией, кроме того, низ сосуда соединен через продуктоотборник с газосепаратором, верхняя точка верхнего сифона сообщена с общей линией жидкостной линией, причем диаметры проходного сечения сифонов, верхнего и оппозитного, связаны с диаметром участка жидкостной линии перед установленным на ней клапаном, выполненным также с возможностью дополнительного открытия прохода сверх крайнего фиксированного положения «Открыто», зависимостью:
D_ПО=(1,5÷2,5)·d_ЖЛ,
где D_ПО - диаметр сифонов, верхнего и оппозитного,
d_ЖЛ - диаметр участка жидкостной линии;
при этом на общем коротком колене сифонов установлены два датчика дифманометра, разнесенные по высоте на заданное расстояние Н₀, связанные с блоком вычисления, учета добычи, регистрации и анализа показаний расходомеров.

15. Устройство по п.14, отличающееся тем, что включает аварийную емкость, сообщенную с газосепаратором с продуктоотборником, содержащим приямок и патрубок отбора, а заслонка, установленная на газовой линии по потоку за клапаном, оборудована байпасом, содержащим последовательно сообщенные компенсирующую емкость и клапан.

16. Устройство по п.14, отличающееся тем, что верхний и оппозитный сифоны образованны двумя вертикальными подводящими патрубками, являющимися длинными коленами сифонов, входы которых сообщены с низом и верхом сосуда соответственно, и соединительным звеном, выполненным в виде вертикального ствола, имеющего по концам верхний и нижний двойные колена, посредством которых выходы вертикальных подводящих патрубков сообщены с вертикальным стволом, являющимся общим коротким коленом сифонов, и повернутых относительно оси ствола друг к другу вплоть до соприкосновения длинных колен сифонов.