СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ДЕБИТА НЕФТЯНОЙ СКВАЖИНЫ И УСТАНОВКА ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ Российский патент 2009 года по МПК E21B47/10 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам определения дебита нефтяных скважин.

Известен способ определения дебита нефтяных скважин по жидкости (см. патент РФ № 2183267, 7 Е21В 47/10, БИ № 16, 2002 г.), в котором газожидкостную смесь (ГЖС) из скважин направляют в измерительную калибровочную емкость, в которой ее подвергают сепарации, замеряют гидростатическое давление нижним и верхним гидростатическими преобразователями давления после достижения их стабильности, ведут отсчет времени заполнения измерительной калиброванной емкости при достижении газожидкостной смесью фиксированных уровней, отключают подачу ГЖС в измерительную калибровочную емкость, осуществляют ее сброс из измерительной емкости, а дебит нефти нефтяных скважин по жидкости в массовых единицах расхода определяют по разности гидростатических давлений и времени заполнения измерительной емкости. При этом разность гидростатических давлений определяют между их величинами, зафиксированными нижним и верхним гидростатическими преобразователями давления.

Известен также «Способ измерения дебита нефтяных скважин и устройство для его осуществления» (см. патент РФ № 2069264, 6 Е21В 47/10, БИ № 32, 1996 г.), включающий подачу продукции скважины в виде газожидкостной смеси (ГЖС) в измерительную калиброванную емкость, вытеснение из нее ГЖС, перемещаемым под действием ГЖС поршнем в выкидную линию при подходе поршня к одному из концов измерительной емкости, фиксируемом датчиком положения поршня, далее происходит передача сигнала в вычислительный блок в виде микропроцессора (контроллера), отсчитывающего время заполнения измерительной емкости с ГЖС, подача сигнала на исполнительные механизмы для переключения изменения направления потока, т.е. подачи ГЖС на другой конец измерительной емкости через впускную линию, и закрывания клапанов электромагнитного действия и обработка результатов измерений по заданному алгоритму и программе вычислительным блоком, куда предварительно вводят плотность нефти и воды - заранее известные величины для данного месторождения.

Общим недостатком известных способов является продолжительность измерительных работ из-за операции выделения газа в скважинных условиях, кроме того, они не обеспечивают достаточную надежность и точность, поскольку в них не предусмотрена предварительная очистка продукции скважины перед подачей ее в измерительную емкость. Определение гидростатического давления продукции скважины при вертикальном расположении измерительной емкости вызывает ряд трудностей, связанных с точной центровкой ее относительно строго вертикально установленной оси с усложнением ее конструкции и необходимостью применения сложного оборудования.

Известен также способ определения дебита нефтяной скважины (см. патент РФ № 2243375, 7 Е21В 47/10, БИ № 36, 27.12.2004 г.), включающий подачу продукции скважины в виде газожидкостной смеси (ГЖС) в калиброванную герметичную измерительную емкость через впускную линию и вытеснение ее в выкидную линию с помощью разделительного поршня при его возвратно-поступательном движении под напором поступающей ГЖС с противоположных сторон измерительной емкости, фиксирование датчиками положения поршня и передача сигнала в блок управления при его подходе к одному из концов измерительной емкости, подсчет количества порций жидкой фазы при многократных непрерывных циклах и вычисление объема и массы ее. При этом измерительную емкость устанавливают на эксцентричную относительно ее оси горизонтально установленную трубчатую ось, с возможностью кругового поворота и, сместив центр тяжести емкости, ее устанавливают на датчик веса, например на тензодатчик, для фиксации общей массы измерительной емкости с поршнем с фиксированным в ней значением ГЖС и передачи ее в виде электрического сигнала в память блока управления, при этом подачу ГЖС в измерительную емкость и выпуск ее осуществляют через концы эксцентрично установленной оси, причем перед подачей ГЖС в измерительную емкость ее предварительно пропускают через фильтр.

Этот способ по технической сущности более близок к предлагаемому и может быть принят в качестве прототипа.

Однако и он не лишен недостатков. Так, например, измерение массы жидкой фазы без учета газового фактора приводят к большим погрешностям. Испытания способа подтвердили, что при газовом факторе большем, чем 40 нм³/т, т.е., если нефтяной газ занимает объем больше, чем 1/2 объема измерительной емкости, увеличивается погрешность измерения, вызванная неучтенной составляющей массы газа и уменьшением времени измерения

где Δ - относительная погрешность измерения;

Мжо - истинная масса жидкости (водонефтяная смесь);

(Мж+Мг) - измеренная масса водонефтегазовой смеси;

Мж - масса жидкости, Mг - масса газа;

Т - цикл измерения (время движения разделительного поршня).

Из приведенного выше соотношения видно, что чем больше Мг - масса газа и чем меньше Т - время цикла измерения, тем больше относительная погрешность измерения.

Кроме того, используемое устройство для осуществления способа не обеспечивает достаточную точность измерения и не учитывает требования к определению состава жидкости, в частности к требованиям ГОСТ Р 8.615-2005 г. «Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа».

Известно устройство для измерения продукции скважины (см. а.с. СССР № 1652521, М. кл. Е21В 47/00, 1991 г.), содержащее герметичную цилиндрическую емкость, сообщенную с входным и выходным трубопроводами продукции скважины и для газа и жидкости соответственно, имеющими управляемые запорные элементы, преобразователь силы в электрический сигнал, а также вычислительный блок, гидравлическую и электрическую системы управления.

Известно также устройство для измерения продукции скважины (см. патент РФ № 2059067, М. кл. Е21В 47/10, 1996 г.), содержащее герметичную цилиндрическую емкость с входным трубопроводом продукции скважины и выходным трубопроводом для газа и жидкости, имеющими управляемые запорные органы, преобразователь силы в электрический сигнал с поршнем и связанные между собой вычислительный блок, гидравлическую и электрическую системы управления. При этом герметичная цилиндрическая емкость выполнена с центрирующей опорой, расположенной вдоль ее вертикальной оси и установленной концентрично ей цилиндрической направляющей.

Общим недостатком известных устройств является сложность конструктивного исполнения и большая металлоемкость. Кроме того, в них необходимо строго соблюдать симметричность в отношении центра тяжести. Нарушение симметричности ведет к нарушению балансировки измерительной массы (преобразователей силы в электрический сигнал) и соответственно к появлению дополнительной неконтролируемой погрешности, что снижает точность измерения массы жидкости.

Перечисленные недостатки аналогов частично устранены в устройстве для измерения дебита скважины (см. патент Р.Ф. № 2069264, М. кл. 6 Е21В 47/10, БИ № 32, 96 г.).

Оно включает герметичную цилиндрическую емкость с размещенным внутри нее разделительным поршнем, датчики положения поршня, установленные на концевых ее участках, переключатели потока, впускные и выпускные линии, блок управления и соединительные трубопроводы.

Недостатком является также сложность конструкции, большая металлоемкость, а также неоправданно большие затраты времени по определению дебита скважины.

Известна установка для измерения дебита нефтяной скважины (см. патент РФ. № 2243376 М, кл. 6 Е21В 47/10, БИ № 5, 2004 г.), включающая герметичную цилиндрическую емкость с размещенным внутри нее разделительным поршнем, датчики положения поршня, установленные на концевых ее участках, переключатели потока, впускные и выпускные линии, блок управления и соединительные трубопроводы, причем емкость установлена горизонтально на эксцентричной оси относительно ее оси, жестко закрепленной на фланцах емкости и насаженной на шарикоподшипниках опор, и снабжена датчиком веса, например тензодатчиком, электрически связанным с блоком управления, при этом установка снабжена фильтром для очистки продукции скважины от механических примесей, установленным на линии подачи продукции скважины в переключатель потока, выполненный в виде гидрораспределителя с приводом, связанным электрически с блоком управления, для автоматически попеременной подачи продукции скважины в емкость, при этом внутренние стенки емкости покрыты составом для предотвращения отложения парафина, а линия впуска и выпуска продукции скважины в емкость вмонтированы с возможностью сообщения с выкидной линией через гидрораспределитель.

Эта установка по технической сущности более близка к предлагаемой и может быть принята в качестве прототипа.

Недостатком ее является то, что она не обеспечивает достаточную точность измерения и не учитывает требования к определению состава жидкости, в частности требования ГОСТ Р 8.615-2005 г. «Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа».

Технической задачей настоящего изобретения является устранение вышеперечисленных недостатков способа и установки для его осуществления.

Поставленная задача решается описываемым способом, включающим подачу продукции скважины в горизонтально установленную калиброванную и герметичную измерительную емкость с разделительным поршнем в ее концевые участки по гидролиниям, взаимозаменяющим друг друга при попеременной подаче жидкости из переключателя потока с приводом, и вытеснение ее в одну из гидролиний при возвратно-поступательном движении поршня под напором жидкости, поступающей с противоположных сторон измерительной емкости поочередно и далее в выкидную линию через переключатель потока, фиксирование датчиками положения разделительного поршня и передачу сигнала в блок управления и контроля при его подходе к одному из концов измерительной емкости, фиксацию общей массы измерительной емкости с разделительным поршнем с фиксированным значением жидкости и передачу ее в виде электрического сигнала в память блока управления и выдача блоком управления численного значения массового расхода по заранее введенному туда алгоритму.

Новым является то, что продукцию скважины сначала разделяют на жидкую - водонефтяную и газовую фазы с помощью сепаратора, после чего поочередно измеряют количество жидкой, затем и газовой фазы, причем в одной и той же измерительной емкости, при этом разделенные фазы перед подачей их в измерительную емкость через первый переключатель потока сначала направляют по отдельным линиям в дополнительный переключатель потока с приводом, сообщенный по гидролиниям с выкидной линией и с первым переключателем потока, причем подачу и отвод указанных фаз в измерительную емкость через первый переключатель потока осуществляют через полые упругие и чувствительные элементы - торсионы и через гидравлически соединенные с ними горизонтально установленные полые стержни, на которых удерживаются измерительная емкость со смещенным центром тяжести относительно осей вращения, установленных на подвижных жестких опорах и находящихся вне зоны измерительной емкости, при этом оси жестко соединяют с торсионами и снабжают компенсационными муфтами и датчиками крутящего момента, электрически связанными с блоком управления и контроля, причем другие торцы торсионов заглушают заглушкой.

Новым является также и то, что для изменения направления потоков жидкости или газа переключателем потока использованы неполнооборотные приводы, гидравлически связанные через гидрораспределители с насосом, при этом в качестве рабочей жидкости для приведения в действие неполнооборотных приводов использовано техническое масло, перекачиваемое насосом из емкости по гидролинии по замкнутой круговой циркуляции по схеме: емкость с рабочей жидкостью - насос - гидрораспределители - неполнооборотные приводы и далее в обратном направлении неполнооборотные приводы - гидрораспределители в емкость для рабочей жидкости.

Новым является также и то, что при большом содержании газа в продукции скважины на газовой линии монтируют счетчик газа.

Новым является также и то, что для измерения процентного содержания воды в нефти в гидролинию для подачи жидкости в измерительную емкость подключают влагомер сырой нефти на основе ядерно-магнитного резонанса (ЯМР).

Установка для осуществления способа включает горизонтально установленную герметичную и калиброванную измерительную емкость цилиндрической формы с размещенным внутри нее разделительным поршнем, датчики положения, установленные на концах измерительной емкости, переключатель потока с приводом, сообщенный взаимозаменяющими друг друга по функции гидролиниями с концевыми участками измерительной емкости и выкидной линией, блок управления и контроля, фильтр для очистки продукции скважины и соединительные трубопроводы.

Новым является то, что она снабжена сепаратором для разделения продукции скважины на жидкую - водонефтяную и газовую фазы, а также дополнительным переключателем потока, сообщенными между собой гидролиниями для жидкости и газа, при этом дополнительный переключатель потока гидролиниями сообщен с выкидной линией и первым переключателем потока, гидролинии которого, для сообщения с концевыми участками измерительной емкости, снабжены упругими и чувствительными трубчатыми элементами - торсионами, сообщенными с помощью горизонтально установленных полыми стержнями с измерительной емкостью, на которых она удерживается и установлена со смещенным центром тяжести относительно осей вращения, установленных на подвижных жестких опорах и находящихся вне зоны измерительной емкости, при этом оси вращения жестко соединены с одними торцами торсионов и снабжены компенсационными муфтами и датчиками крутящего момента, электрически связанными с блоком управления и контроля, причем другие торцы торсионов заглушены заглушкой, установленной на жесткой опоре.

Новым является и то, что в качестве привода для переключателей потока выбраны неполнооборотные приводы, каждый из которых сообщен по двум гидролиниям с гидрораспределителями, сообщенными с насосом и емкостью с рабочей жидкостью, в качестве которой выбрано техническое масло, с возможностью циркуляции по гидролиниям по схеме: емкость с рабочей жидкостью - насос - гидрораспределители - неполнооборотный привод и далее в обратном направлении через гидрораспределители в емкость для рабочей жидкости.

Новым является также и то, что в качестве разделительного поршня выбран упругий и эластичный шар или мембрана.

Новое также и то, что гидролиния для подвода жидкой или газовой фазы в измерительную емкость снабжена влагомером сырой нефти на основе ядерно-магнитного резонанса (ЯМР), а газовая линия, соединяющая сепаратор с дополнительным переключателем потока, снабжена счетчиком газа.

Представленный чертеж поясняет суть изобретения, где схематически изображена установка для измерения дебита нефтяной скважины.

Установка для измерения дебита нефтяной скважины содержит горизонтально установленную герметичную и калиброванную измерительную емкость 1 цилиндрической формы с размещенным внутри разделительным поршнем 2, выполненным из упругого эластичного материала. Предпочтительным вариантом разделительного поршня является выполнение его в виде шара или мембраны.

На концевых участках емкости снаружи установлены датчики 3 и 4 положения поршня, электрически связанные с блоком 5 управления и контроля.

Для изменения направления потока установка содержит также переключатели 6 потока с приводом 7, сообщенным гидролинией 8 с выкидной линией 9. Гидролинии 10 и 11 с датчиками 12 и 13 давления, подключенные к переключателю 6, взаимозаменяемые по функции, снабжены упругими и чувствительными трубчатыми элементами - торсионами 14 и 15, которые горизонтально установленными полыми стержнями 16 и 17 сообщены с измерительной емкостью 1, удерживаемой от падения этими стержнями.

Одни торцы торсионов заглушены заглушкой 18, закрепленной к жесткой опоре 19, а другие торцы закреплены к осям 20 и 21 вращения, установленным на подвижных опорах 22 и 23 и снабженным дисковыми компенсационными муфтами 24 и 25, а также датчиками 26 и 27 крутящего момента, установленными на жестких опорах 28 и 29 и электрически связанными с блоком управления и контроля. Использование дисковых компенсационных муфт диктуется тем, что они обладают высокой осевой и угловой податливостью при значительной жесткости на кручение, что дает возможность компенсировать перекосы, осевые и радиальные смещения, температурные деформации опор. Измерительная емкость 1 установлена со смещенным центром тяжести относительно осей 20 и 21 вращения, которые находятся вне ее зоны. Для разделения продукции скважины на газовую и жидкую фазы установка снабжена сепаратором 30, подключенным к впускной линии 31 с фильтром 32, а также дополнительным переключателем 33 потока (вторым), сообщенным гидролиниями 34 и 35 с выкидной линией 9, и переключателем 6 (первым) потока соответственно. Сепаратор 30 гидролиниями 36 и 37 для жидкости и газа соответственно сообщен с дополнительным переключателем 33 потока. Гидролиния 35, соединяющая переключатели 33 и 6 потока, при необходимости может быть снабжена влагомером 38 на основе ядерно-магнитного резонанса (ЯМР) для определения массы воды в нефти в процентах. Необходимость использования влагомера на основе ЯМР диктуется тем, что в отличие от других влагомеров, например, на основе диэлькометрических, он не чувствителен к наличию свободного и растворенного попутного нефтяного газа в жидкости, что позволяет значительно повысить точность определения массы воды в нефти.

Сепаратор при необходимости может быть снабжен датчиком 39 давления и предохранительным клапаном 40, фильтром 41, счетчиком 43 газа, в случае содержания газа в продукции скважины в большом количестве.

Привод 44 дополнительного переключателя 33 и привод 7 выбраны неполнооборотного типа, гидролиниями 45 и 46, 47 и 48 соответственно они сообщены с гидрораспределителями 49 и 50, которые в свою очередь через гидролинии 51, 52 и 53 сообщены с насосом 54, приводимым в работу мотором М. При этом гидрораспределители гидролиниями 55 и 56, 57 и 58 сообщены с емкостью 59 для рабочей жидкости, в качестве которой выбрано техническое масло. Таким образом, техническое масло имеет возможность циркулировать по схеме: емкость 59 - фильтр 60 - насос 54 - гидрораспределители 49 и 50 - неполнооборотные приводы 44 и 7 по гидролиниям 61, 53, 51 и 52 и в обратном направлении приводы 44 и 7 - гидрораспределители 49 и 50 в емкость по гидролиниям 46, 47, 55, 56 и 58.

Датчики 3 и 4 положения поршня, датчики 26 и 27 крутящего момента, датчики 12 и 13 давления, переключатели потока 6 и 33, ЯМР 38, гидрораспределители 49 и 50, датчик 39 давления газа и датчик 42 температуры, а также мотор М насоса 54 электрически связаны с блоком 5 управления и контроля.

Способ осуществляют следующим образом.

Последовательность осуществления способа описана в работе установки. Установка для осуществления способа работает следующим образом.

Перед началом работы в память блока 5 управления и контроля вводят следующие данные: массу измерительной емкости с поршнем, ее объем как постоянные величины, а также плотность нефти и воды как известные величины для данного нефтяного месторождения, включая и алгоритм вычисления дебита скважины отдельно жидкой и газовой фазы.

Продукция скважины в виде газожидкостной смеси (ГЖС) направляют через гидролинию 31 и фильтр 32 в гидроциклонный сепаратор 30, где очищенный от различных механических примесей ГЖС разделяется на две составляющие:

- водонефтяную фазу (далее жидкость);

- газовую фазу (далее газ).

Выделившийся газ накапливается в верхней части сепаратора, а жидкость занимает его нижнюю часть. При определении дебита скважины по жидкости она из сепаратора по гидролинии 34 попадает в переключатель потока 33. По команде из блока управления насос 54 с помощью мотора М начинает отбор рабочей жидкости из емкости 59 через фильтр 60 и по гидролиниям 51, 52, 53 направляет в гидрораспределители 49 и 50, откуда она по гидролиниям 45 и 48 попадает в неполнооборотные приводы 44 и 7. Под действием давления жидкости последние открывают затворы переключателей 33 и 6 потоков, через которые жидкость сначала по гидролиниям 36 и 35 и ЯМР 38 попадает в переключатель 6 потока, откуда она по гидролинии 10 или 11, например, через гидролинию 10, торсион 14 и полый стержень 16 попадает в измерительную емкость 1. Под действием напора поступившей туда жидкости разделительный поршень 2 начинает перемещаться в поступательном направлении. С этого момента датчик 3, если поршень 2 будет находиться в зоне его действия, подает сигнал в блок управления, на начало отсчета времени. Он, перемещаясь, одновременно начинает вытеснять ранее находящуюся там жидкость в гидролинию 11 через полый стержень 17 и торсион 15, и далее она через переключатель потока 6 и выкидную гидролинию 9 направляется в сборный коллектор. На время измерительных работ очищенный газ, прошедший через фильтр 41, по газовой линии 37 подается в сборный коллектор через переключатели 33 потока, гидролинию 34 и выкидную гидролинию 9 в сборный коллектор.

При достижении разделительного поршня в зону действия другого датчика 4 он подает сигнал в блок 5 управления на окончание отсчета времени. При этом измерительная емкость 1 полностью заполняется жидкостью и за счет силы тяжести стремится занять горизонтальное положение, оказывая нагрузку на торсионы 14 и 15, которые под этим действием скручиваются на небольшой угол, что мгновенно фиксируется датчиками 26 и 27 крутящего момента и сигнал передается в блок управления. На этом первый цикл измерений заканчивается и по сигналам датчиков 26 и 27 крутящего момента блок управления определяет суммарную массу воды и нефти с измерительной емкостью по заранее заданному алгоритму, а также дебит нефтяной скважины. На этом первый цикл заканчивается. После этого одновременно снова включается в работу насос 54 и рабочая жидкость через гидрораспределители 49 и 50 попадает по гидролиниям 53, 51, 52, 45 и 48 в неполнооборотные приводы, которые, как было описано в первом цикле, открывают затворы переключателей потока 33 и 6, и жидкость по другой гидролинии - линии 11, торсион 15 и полый стержень 17 поступает в другой конец измерительной емкости и датчик 4 положения поршня подает сигнал блоку управления на начало отсчета времени. Под напором жидкости поршень 2 начинает снова перемещаться, но в противоположную сторону - в сторону датчика 3, вытесняя жидкость из измерительной емкости, которая через полый стержень 16, торсион 14, гидролинию 10, переключатель 6 потока, гидролинию 8, и выкидную линию 9 направляется в сборный коллектор. При достижении поршня 2 зоны действия датчика 3 последний подает сигнал блоку управления на окончание отсчета времени. На этом второй цикл измерения заканчивается и по сигналу датчиков 26 и 27 крутящего момента блок управления производит необходимые вычисления, как и в первом цикле, суммируя массу жидкости с измерительной емкостью, а также дебит нефтяной скважины. Таким образом, автоматически переключая поток жидкости и тем самым изменяя ее направление, в непрерывном режиме осуществляют многократный цикл измерения дебита скважины. При этом рабочая жидкость, отбираемая из емкости 59 насосом 54 для приведения в работу приводов 33 и 7, в процессе измерительных работ, по мере работы насоса, постепенно возвращается в емкость 59 из приводов по гидролиниям 46, 47, гидрораспределителям 49, 50 и по гидролиниям 55, 56 и 58.

Для определения массы жидкости, находящейся в измерительной емкости в момент получения сигналов от датчиков положения поршня при каждом цикле, в память блока управления вводят следующее математическое выражение:

Мж - масса жидкости, кг (тонна);

Мкр_1ж - значение величины сигнала, (н·м), полученное от первого датчика крутящего момента при заполненной жидкостью измерительной емкости;

Мкр_2ж - значение величины сигнала, (н·м), полученное от второго датчика крутящего момента при заполненной жидкостью измерительной емкости;

Mкp_1п - значение величины сигнала, (н·м), полученное от первого датчика крутящего момента при пустой (незаполненной жидкостью) измерительной емкости;

Мкр_2п - значение величины сигнала, (н·м), полученное от второго датчика крутящего момента при пустой (незаполненной жидкостью) измерительной емкости;

L - расстояние от оси вращения измерительной емкости до центра масс жидкости, находящейся в измерительной емкости (м);

g - ускорение свободного падения (9.81 кг·м/сек²).

При этом, для определения массового расхода по жидкости, в память блока управления вводят следующее математическое выражение:

Qж - массовый расход по жидкости, кг (т);

Мж - масса жидкости в измерительной емкости кг (т);

Тц - время прохождения поршнем внутри емкости от одного ее конца до другого, час (мин.);

Тц=Т₂-T₁,

T₁, Т₂ - время начала и окончания цикла измерения, зафиксированные контроллером блока управления, час (мин).

Определение расхода газа с помощью установки осуществляется по аналогичной последовательности, что и при определении расхода жидкости, но подачу газа в переключатель потока 33 осуществляют через газовую линию 37, при котором жидкость по гидролинии 36, через переключатель 33 потока, по гидролиниям 34 и 9 направляется в сборный коллектор.

Для определения расхода газа за цикл измерения в блок управления вводят следующее математическое выражение:

Qг - расхода газа за цикл измерения, м³;

Vк - объем измерительной емкости, м³, определенный при ее калибровке;

Тц - время прохождения поршня внутри емкости от одного ее конца до другого, час (мин.);

Тц=Т₂-T₁,

T₁, Т₂ - время начала и окончания цикла измерения, зафиксированные контроллером блока управления, час(мин).

При большом содержании газа в продукции скважины расход газа определяют по счетчику газа 43.

При отсутствии в конструкции установки влагомера содержание воды в нефти в % определяют из следующего математического выражения, которое вводят в память блока управления:

- плотность жидкости (кг/м³);

р_н, р_в - плотность соответственно нефти и воды (кг/м³).

Массовый расход нефти вычисляется по формуле:

Таким образом, с помощью одного измерительного устройства (измерительной емкости с разделительным поршнем) можно с достаточной степенью точности определить количества извлекаемых из недр нефти, попутного газа и пластовой воды.

Технико-экономическое преимущество предложения заключается в следующем.

Использование способа позволяет снизить погрешность определения дебита нефтяной скважины до минимума и отвечает всем требованиям ГОСТ 8.115. При этом установка для осуществления способа обладает простотой конструкции и расширенными функциональными возможностями. С ее помощью можно определить не только массовый расход по нефти и газу, но и процентное содержание воды в нефти, причем определение массового расхода водонефтяной жидкости и газа осуществляется одной и той же измерительной емкостью.

Предварительные испытания установки для осуществления способа показали ее надежность в работе и позволили получить положительные результаты.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам определения дебита нефтяных скважин. Способ определения дебита нефтяной скважины включает разделение продукции скважины на жидкую - водонефтяную и газовую фазы с помощью сепаратора. При этом разделенные фазы перед их подачей в измерительную емкость через первый переключатель потока сначала направляют по отдельным линиям в дополнительный переключатель потока с приводом, сообщенным по гидролиниям с выкидной линией и с первым переключателем потока. Затем подают продукцию скважины в горизонтально установленную калиброванную и герметичную измерительную емкость с разделительным поршнем в ее концевые участки по гидролиниям и вытесняют ее в одну из гидролиний при возвратно-поступательном движении поршня. Подачу и отвод указанных фаз в измерительную емкость через первый переключатель потока осуществляют через полые упругие и чувствительные элементы - торсионы, и через гидравлически соединенные с ними горизонтально установленные полые стержни, на которых удерживаются измерительная емкость. Измерительная емкость выполнена со смещенным центром тяжести относительно осей вращения, установленных на подвижных жестких опорах, находящихся вне зоны измерительной емкости. Оси вращения жестко соединяют с торсионами и снабжают компенсационными муфтами и датчиками крутящего момента, электрически связанными с блоком управления и контроля, причем другие торцы торсионов заглушают заглушкой. Фиксируют датчиками положение разделительного поршня и передают сигнал в блок управления и контроля при его подходе к одному из концов измерительной емкости. Фиксируют общую массу измерительной емкости с разделительным поршнем с фиксированным значением жидкости и передают ее в виде электрического сигнала в память блока управления. Техническим результатом является снижение погрешности определения дебита скважины, упрощение конструкции и расширение функциональных возможностей. 2 н. и 7 з.п. ф-лы, 1 ил.

1. Способ определения дебита нефтяной скважины, включающий подачу продукции скважины в горизонтально установленную калиброванную и герметичную измерительную емкость с разделительным поршнем в ее концевые участки по гидролиниям, взаимозаменяющим друг друга при попеременной подаче жидкости из переключателя потока с приводом, и вытеснение ее в одну из гидролиний при возвратно-поступательном движении поршня под напором жидкости, поступающей с противоположных сторон измерительной емкости поочередно и далее в выкидную линию через переключатель потока, фиксирование датчиками положения разделительного поршня и передачу сигнала в блок управления и контроля при его подходе к одному из концов измерительной емкости, фиксацию общей массы измерительной емкости с разделительным поршнем с фиксированным значением жидкости и передачу ее в виде электрического сигнала в память блока управления и выдача блоком управления численного значения массового расхода по заранее введенному туда алгоритму, отличающийся тем, что продукцию скважины сначала разделяют на жидкую - водонефтяную и газовую фазы с помощью сепаратора, после чего поочередно измеряют количество жидкой, затем и газовой фазы, причем в одной и той же измерительной емкости, при этом разделенные фазы перед подачей их в измерительную емкость через первый переключатель потока сначала направляют по отдельным линиям в дополнительный переключатель потока с приводом, сообщенный по гидролиниям с выкидной линией и с первым переключателем потока, причем подачу и отвод указанных фаз в измерительную емкость через первый переключатель потока осуществляют через полые упругие и чувствительные элементы - торсионы и через гидравлически соединенные с ними горизонтально установленные полые стержни, на которых удерживается измерительная емкость со смещенным центром тяжести относительно осей вращения, установленных на подвижных жестких опорах и находящихся вне зоны измерительной емкости, при этом оси жестко соединяют с торсионами и снабжают компенсационными муфтами и датчиками крутящего момента, электрически связанными с блоком управления и контроля, причем другие торцы торсионов заглушают заглушкой.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что для изменения направления потоков жидкости или газа переключателем потока использованы неполнооборотные приводы, гидравлически связанные через гидрораспределители с насосом, при этом в качестве рабочей жидкости для приведения в действие неполнооборотных приводов использовано техническое масло, перекачиваемое насосом из емкости по гидролинии по замкнутой круговой циркуляции по схеме емкость с рабочей жидкостью - насос - гидрораспределители - неполнооборотные приводы и далее в обратном направлении неполнооборотные приводы - гидрораспределители в емкость для рабочей жидкости.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что при большом содержании газа в продукции скважины на газовой линии монтируют счетчик газа.

4. Способ по п.1, отличающийся тем, что для измерения процентного содержания воды в нефти в гидролинию для подачи жидкости в измерительную емкость подключают влагомер сырой нефти на основе ядерно-магнитного резонанса (ЯМР).

5. Установка для осуществления способа по п.1, включающая горизонтально установленную герметичную и калиброванную измерительную емкость цилиндрической формы с размещенным внутри нее разделительным поршнем, датчики положения, установленные на концах измерительной емкости, переключатель потока с приводом, сообщенный взаимозаменяющими друг друга по функции гидролиниями с концевыми участками измерительной емкости, и выкидной линией, блок управления и контроля, фильтр для очистки продукции скважины и соединительные трубопроводы, отличающаяся тем, что она снабжена сепаратором для разделения продукции скважины на жидкую - водонефтяную и газовую фазы, а также дополнительным переключателем потока, сообщенными между собой гидролиниями для жидкости и газа, при этом дополнительный переключатель потока гидролиниями сообщен с выкидной линией и первым переключателем потока, гидролинии которого для сообщения с концевыми участками измерительной емкости снабжены упругими и чувствительными трубчатыми элементами - торсионами, сообщенными с помощью горизонтально установленных полых стержней с измерительной емкостью, на которых она удерживается и установлена она со смещенным центром тяжести относительно осей вращения, установленных на подвижных жестких опорах и находящихся вне зоны измерительной емкости, при этом оси вращения жестко соединены с одними торцами торсионов и снабжены компенсационными муфтами и датчиками крутящего момента, электрически связанными с блоком управления и контроля, причем другие торцы торсионов заглушены заглушкой, установленной на жесткой опоре.

6. Установка по п.5, отличающаяся тем, что в качестве привода для переключателей потока выбраны неполнооборотные приводы, каждый из которых сообщен по двум гидролиниям с гидрораспределителями, сообщенными с насосом и емкостью с рабочей жидкостью, в качестве которой выбрано техническое масло, с возможностью циркуляции по гидролиниям по схеме емкость с рабочей жидкостью - насос - гидрораспределители - неполнооборотный привод, и далее в обратном направлении через гидрораспределители в емкость для рабочей жидкости.

7. Установка по п.5, отличающаяся тем, что в качестве разделительного поршня выбран упругий и эластичный шар или мембрана.

8. Установка по п.5, отличающаяся тем, что гидролиния для подвода жидкой или газовой фазы в измерительную емкость снабжена влагомером сырой нефти на основе ядерно-магнитного резонанса (ЯМР).

9. Установка по п.5, отличающаяся тем, что газовая линия, соединяющая сепаратор с дополнительным переключателем потока, снабжена счетчиком газа.