УСТРОЙСТВО И СПОСОБ ДЛЯ ИЗМЕРЕНИЯ ДЕБИТА НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН Российский патент 2021 года по МПК E21B47/10 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для измерения дебита скважин.

Известно устройство для измерения дебита нефтяных скважин (АС СССР № 1553661 Е21В 47/10, 30.03.1990), содержащее вертикальный цилиндрический сепаратор с гидроциклоном, два датчика давления, один из них замеряет давление жидкой фазы, установленные на разных уровнях, газовую линию с клапаном с электромагнитным приводом, впускную и выпускную жидкостные линии, микропроцессор и блок управления, успокоительные решетки, датчики давления и температуры, замеряющие параметры газовой фазы, причем выпускная жидкостная линия выполнена в виде сифона.

Недостатками аналога являются сложность и невысокая надежность конструкции, обусловленная тем, что клапан выполнен с электромагнитным приводом и управлением, а датчики давления и уровня, работающие в жидкой среде, подвержены вероятности выхода из строя по причине обрастания их слоем парафина.

Известно устройство для измерения дебита газа и жидкости нефтяных скважин (патент РФ № 2426877, Е21В 47/10, 20.08.2011), содержащее вертикальную цилиндрическую емкость, входную и выходную, в виде сифона, жидкостные линии, газовую линию, датчики давления и температуры газовой фазы, счетно-решающий блок с электронными часами, гидравлический замок, сообщающую его со сборным коллектором общую линию, объемный счетчик жидкости, запорный клапан, выполненный самодействующим, перепускным, двухфазным, дискретного действия с магнитной фиксацией его крайних положений, установленный, как и счетчик, на общей линии вслед за ним перед впадением ее в сборный коллектор, при этом газовая и выходная жидкостная нисходящей ветвью сифона линии сообщены с замком, причем датчики давления и температуры установлены на газовой линии.

Недостатком аналога является отсутствие надежности и точности результатов измерения дебита скважин, обусловленное выдачей информации по расходу жидкости после закрытия запорного клапана.

Указанный недостаток известного устройства проявляется при различных видах расходомеров.

Например:

- счетчики (расходомеры) турбинные по инерции продолжают выдавать информацию по расходу жидкости после закрытия клапана регулятора расхода;

- кориолисовые расходомеры по причине дрейфа нуля при закрытом состоянии клапана (при отсутствии расхода жидкости) выдают информацию о расходе;

- ультразвуковые, вихревые, вихреакустические расходомеры при отсутствии расхода очень чувствительны к вибрации, шумам гидравлическим и при гидравлических и акустических шумах начинают выдавать информацию о расходе при отсутствии самого расхода.

Известно устройство для измерения дебита скважин (патент РФ № 2513891, Е21В 47/10, 20.04.2014), содержащее вертикальную цилиндрическую емкость, входную и выходную, в виде сифона, жидкостные линии, газовую линию, датчики давления и температуры газовой фазы, счетно-решающий блок, объемный счетчик жидкости, запорный клапан, установленный, как и счетчик, на общей линии вслед за ним перед впадением ее в сборный коллектор, и при этом газовая и выходная жидкостная нисходящей ветвью сифона линии сообщены с гидравлическим замком. Датчики давления и температуры установлены на газовой линии, запорный клапан, объемный счетчик жидкости и счетно-решающий блок взаимосвязаны между собой через импульсный распределительный блок определения измеряемой рабочей среды. Запорный клапан выполнен перепускным дискретного действия с магнитной фиксацией, разгрузкой и контролем положения: «Открыто» или «Закрыто».

Недостатком аналога, в котором согласно изобретению измеряемой рабочей средой может быть газ или жидкость, является то, что в процессе работы устройства измеряется общая жидкость без разделения воды и нефти и, кроме того, измеряется только объем жидкости, в то время как, необходимо измерять массу нефти и воды и соответственно определять содержание воды и нефти в добываемой продукции нефтяной скважины.

Известно устройство для измерения дебита нефтяных скважин (варианты), (патент РФ № 2593674, Е21В 47/10, 10.08.2016). Устройство содержит: входную и выходную линии, соединенные со счетно-решающим блоком расходомер, датчики давления и температуры, запорный клапан, установленные на общей измерительной линии, сообщенной со сборным коллектором, по первому варианту на входной жидкостной линии перед сепаратором смонтирован гидроциклон, который соединен жидкостной трубой с нижней частью сепаратора и газовой трубой с верхней частью сепаратора. Внутри сепаратора в верхней его части смонтирован внутренний гидроциклон со входным патрубком и заслонкой. В нижней внутренней части сепаратора установлены два кольцевых сосуда, образующих сифон, между которыми размещен разделитель, связанный с внутренним гидроциклоном газовой трубой. Выходная жидкостная линия сепаратора соединена с каплеотбойником, внутри которого в его средней части установлен гидроциклон, в верхней части - плотномер, датчики давления и температуры, соединенные со счетно-решающим блоком. Нижняя часть каплеотбойника через задвижки соединена с общей измерительной линией, а верхняя часть - непосредственно с общей измерительной линией, на которой перед запорным клапаном, сообщенным со сборным коллектором, установлена компенсирующая емкость. По второму варианту внутри каплеотбойника в его верхней части установлен плотномер, датчики давления и температуры, соединенные со счетно-решающим блоком, в средней части - гидроциклон, кольцевые сосуды с разделителем, образующие сифон, а нижняя часть каплеотбойника через трубу и задвижки соединена со сборным коллектором. Верхняя часть каплеотбойника соединена непосредственно с общей измерительной линией, на которой перед запорным клапаном, сообщенным со сборным коллектором, установлена компенсирующая емкость.

Недостатками аналога являются:

1. В процессе работы устройства в каплеотбойнике накапливается продукт нефтяной скважины, который в процессе измерения может быть не учтенным, не измеренным.

2. При поступлении большого количества газа в сепаратор происходит резкое повышение давления, в сепараторе срабатывает предохранительный клапан, защищающий сепарационную емкость (сосуд, работающий под давлением) от превышения давления и продукция нефтяной скважины сливается в атмосферу.

3. Не обеспечивается поочередная подача компонентов для измерения (жидкости и газа) измеряемой продукции нефтяной скважины по причине циклической работы запорного клапана, не обеспечивается устойчивая работа гидравлического замка для разделения жидкости и газа в широком диапазоне расходов газа.

Известен способ измерения дебита нефтяных скважин и устройство его осуществления (варианты) (патент РФ № 2351757, Е21В 47/10, 10.04.2009). 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.

Недостатками аналога являются:

- применение расходомеров жидкости и газа разного типа, что расширяет диапазон погрешности измерений;

- в процессе измерения расхода газа существует возможность прохождения и учета расходомером по газу капельной газожидкостной смеси;

- отсутствие калибровки показаний расходомеров по газу и жидкости между собой по погрешности их показаний в режиме их постоянной работы.

Известен способ измерения дебита продукции нефтяных скважин (патент РФ № 2541991, Е21В 47/10, 20.02.2015), содержащий подачу продукции из скважин в виде нефтеводогазовой смеси в сепаратор, разделение ее в гидроциклоне на жидкую и газовую фазы, сброс газовой фазы в общий коллектор с одновременным измерением ее давления и температуры, накопление жидкой фазы, разделение ее на компоненты отстоем в гравитационном поле, сглаживание пульсаций поля скоростей неупорядоченного перемещения жидкой фазы, определение ее объемного и массового дебитов, содержания нефти и воды в ней по известным их плотностям, затем по окончании накопления жидкой фазы до заданного уровня перекрытие сброса газовой фазы и накопление ее и, как следствие перекрытия, вытеснение жидкой фазы в общий коллектор, а по окончании его открытие сброса газовой фазы и определение ее дебита, по которому из продукции нефтяных скважин в виде нефтеводогазовой смеси выделяют чистую воду системой сифонов за счет создания гидравлического затвора для прохождения нефти и эмульсии. Накапливают прошедшие через гидравлический затвор нефти и эмульсии, переключением и созданием гидравлического затвора для прохождения чистой воды, для последующей идентификации плотномером и измерения объемным расходомером. При накоплении до соответствующего уровня жидкости создают гидравлический затвор для прохождения газа. Под действием возрастающего давления газа с открытием комбинированного регулятора расхода производят выдавливание жидкости из отстойников. С падением уровня жидкости в отстойниках гидравлический затвор ликвидируют, и начинается проход газа через комбинированный расходомер, комбинированный регулятор расхода. Замеряют давление и температуру во время сброса его в общий коллектор. Замеряют объемный расход компонентов нефти, эмульсии, воды и газа. Поддерживают давление среды в заданном интервале его значений. Рассчитывают параметры процесса измерения и дебита нефтяных скважин и при этом обеспечивают подбором сечения в трубопроводах гидрозатворов соотношения скоростей потока жидкостей или газа со скоростью всплытия пузырьков нефти и эмульсии в воде или газа в жидкости. Устройство, в котором газовая линия содержит газовый расходомер и газовый регулятор расхода. Газосепаратор в нижней части связан с общим коллектором комбинированным расходомером, комбинированным регулятором расхода и плотномером через буферную емкость, которая соединена с разделительной емкостью газовым трубопроводом и жидкостным трубопроводом. Разделительная емкость и буферная емкость, соединенные газовым трубопроводом, образуют прямой и оппозитный сифон, а соединенные жидкостным трубопроводом оппозитный сифон. Буферная емкость связана с общим коллектором измерительной линией. Разделительная емкость связана с основной газовой линией газовым трубопроводом, а с газосепаратором через вертикальный отстойник, вертикальный трубопровод и трубопроводы, образующие два прямых сифона и два оппозитных сифона. Между зоной вертикального отстойника и вертикального трубопровода в газосепараторе установлены перегородки. Микропроцессор соединен с газовым расходомером, газовым регулятором расхода, комбинированным расходомером, комбинированным регулятором расхода и плотномером.

Недостатками данного аналога являются:

- отсутствие четкого разделения жидкой и газовой фазы измерения, так как существует возможность прохождения через газовый счетчик газожидкостной смеси;

- наличие погрешности в широком диапазоне измерения расхода жидкой и газовой фаз продукции при наличии разных расходомеров для жидкости и газа.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату к заявляемому является устройство и способ измерения дебита нефтяных скважин (патент РФ № 2664530, Е21В 47/10, 20.08.2018).

В аспекте данного изобретения наряду с устройством предложен способ для измерения дебита нефтяных скважин.

Технический результат направлен на повышение качества и эффективности измерения дебита продукции нефтяных скважин. В устройстве газовая труба в нижней части внутри сепаратора разделена по сечению на части несколькими сифонами разного сечения, расположенными по сечению последовательно от максимального сечения до минимального сечения по уровню газовой трубы снизу вверх, а окончание каждого сифона выполнено гидроциклонами, установленными по уровню снизу вверх в каплеотбойнике, который в свою очередь установлен в сепараторе вместе с сифоном, кольцевым сосудом и разделителем. Способ, в своей отличительной части, заключается в том, что определение дебита продукции нефтяных скважин производят поочередным измерением дебита жидкой фазы и газовой фазы перекрытием сброса газовой фазы разделением потока газовой фазы на несколько сифонов-потоков разного расхода и сечения и последовательным и поочередным их перекрытием от максимального расхода и сечения до минимального расхода и сечения, через предварительную подготовку измерения расхода каждого сифона - потока газовой фазы прохождением через гидроциклон, отделением и исключением из каждого потока газовой фазы капель жидкой фазы и осаждением их в сепараторе после гидроциклона каплеотбойника, с увеличением уровня жидкости в сепараторе начинают последовательное и поочередное перекрытие газовой фазы жидкостной фазой путем смешения потока газовой фазы с жидкостной фазой в каждом сифоне, начиная с максимального расхода и сечения сифона, заканчивая минимальным расходом и сечением сифона газовой фазы, после чего выполняют последующую подготовку каждого потока газовой фазы, смешанного с жидкостью в сифоне для измерения расхода газовой фазы путем прохождения каждого потока через гидроциклон, в котором отделяют и исключают из процесса измерения расхода газовой фазы капли жидкой фазы, путем их осаждения в сепараторе через гидроциклон, и в дальнейшем последовательно заполняют и перекрывают жидкой фазой каждый сифон, начиная с максимального сечения сифона и расхода газовой фазы, заканчивая минимальным сечением сифона и расхода газовой фазы до полного перекрытия сброса газовой фазы жидкостной фазой, завершением формирования границы между газовой и жидкостной фазами, без газожидкостной фазы между ними и началом выдавливания из сепаратора и последующего измерения жидкой фазы, с падением уровня жидкой фазы в сепараторе и сифонах происходит прорыв газа из сепаратора через сифоны, каплеотбойник, измерительную линию в сборный коллектор, осуществляют проход газовой фазы через расходомер, запорный клапан, датчики давления и температуры во время сброса газовой фазы в сборный коллектор, определяют дебит газовой фазы с учетом давления и температуры и определяют дебит жидкости с учетом показаний плотномера.

Недостатками ближайшего аналога по устройству являются:

1. Сложность и трудоемкость изготовления сепаратора из-за наличия во внутренней полости сепаратора конструктивных элементов устройства (сифонов, гидроциклонов и других конструктивных элементов).

2. Конструктивные решения устройства не обеспечивают четкие границы между фазами, при переходе с жидкостной фазы на газовую фазу, и с газовой фазы на жидкостную.

Недостатками ближайшего аналога по способу являются:

1. Значительная погрешность измерения из-за длительных переходных процессов при смене жидкой фазы на газовую фазу и газовой фазы на жидкую.

2. Не исключается возможность получения значительной погрешности измерения дебита продукции нефтяной скважины при переходных процессах расходов жидкой и газовых фаз на горизонтальном участке измерительной линии.

Задачей изобретения является упрощение конструкции, повышение надежности эксплуатации устройства, качества и эффективности измерения дебита нефтяных скважин.

Техническим результатом является повышение точности измерения дебита нефтяных скважин за счет того что нижняя часть сепаратора с внешней его стороны соединена с каплеотбойником жидкостной линией, где установлен плотномер, а верхняя часть сепаратора с внешней его стороны газовой трубой связана с каплеотбойником на жидкостной линии через два сифона один, из которых заканчивается на жидкостной линии гидроциклоном, находящимся на жидкостной линии ниже по уровню второго гидроциклона, на котором заканчивается второй сифон, где происходит окончательное перекрытие газовой фазы жидкой фазой и у которого начало на газовой трубе по уровню ниже уровня его окончания гидроциклоном, а выходная и измерительная линии, запорный клапан смонтированы вертикально вместе с расходомером.

Поставленная задача решается и технический результат достигается тем, что в устройстве для измерения дебита нефтяных скважин, содержащем сепаратор, входную и выходную линии, соединенные со счетно-решающим блоком, расходомер, датчики давления и температуры, запорный клапан, установленные на измерительной линии, сообщенной со сборным коллектором, и верхняя часть сепаратора через газовую трубу, сифон, каплеотбойник и выходная линия соединена через расходомер непосредственно с общей измерительной линией, а нижняя часть сепаратора через задвижки соединена трубой со сборным коллектором, при этом верхняя часть сепаратора связана газовой линией со сборным коллектором через расходомер по газу и запорный клапан, с датчиками давления и температуры, которые соединены со счетно-решающим блоком и газовая труба сепаратора разделена по сечению на сифоны, а окончание каждого сифона, выполнено гидроциклонами, установленными по уровню снизу вверх в каплеотбойнике, согласно изобретению нижняя часть сепаратора с внешней его стороны соединена с каплеотбойником жидкостной линией, где установлен плотномер, а верхняя часть сепаратора с внешней его стороны газовой трубой связана с каплеотбойником на жидкостной линии через два сифона один, из которых заканчивается на жидкостной линии гидроциклоном, находящимся на жидкостной линии ниже по уровню второго гидроциклона, на котором заканчивается второй сифон, где происходит окончательное перекрытие газовой фазы жидкой фазой и у которого начало на газовой трубе по уровню ниже уровня его окончания гидроциклоном, а выходная и измерительная линии, запорный клапан смонтированы вертикально вместе с расходомером.

Кроме того, согласно изобретению на выходной линии после каплеотбойника может быть смонтировано местное сопротивление для жидкой фазы измеряемой среды;

Кроме того, согласно изобретению на втором сифоне, где происходит окончательное перекрытие газовой фазы жидкой фазой, может быть установлено местное сопротивление для прохождении жидкой фазы измеряемой среды.

Кроме того, согласно изобретению может быть смонтировано в виде местного сопротивления проходное сечение расходомера для жидкой фазы измеряемой среды на измерительной линии.

Кроме того, согласно изобретению по п. 5 в устройстве по п. 1, п. 2 и п. 3 на выходной линии после каплеотбойника и на линии второго сифона в совокупности могут быть установлены местные сопротивления для прохождения жидкой фазы измеряемой среды.

Кроме того, согласно изобретению по п. 6 в устройстве по п. 1, п. 3 и п. 4 на линии второго сифона, где происходит окончательное перекрытие газовой фазы жидкой фазой, может быть установлено местное сопротивление для прохождении жидкой фазы измеряемой среды в сочетании с местным сопротивлением проходного сечения расходомера для жидкой фазы измеряемой среды на измерительной линии.

Кроме того, согласно изобретению по п. 7 в устройстве по п. 1, п. 2 и п. 4 на выходной линии может быть смонтировано местное сопротивление для жидкой фазы измеряемой среды в зависимости от местного сопротивления проходного сечения расходомера для жидкой фазы измеряемой среды на измерительной линии.

Кроме того, согласно изобретению по п. 8 в устройстве по п. 1, п. 2, п. 3 и п. 4 для прохождении жидкой фазы измеряемой среды могут быть смонтированы местные сопротивления на выходной линии после каплеотбойника, на линии второго сифона, где происходит окончательное перекрытие газовой фазы жидкой фазой, и на измерительной линии в виде проходного сечения расходомера.

Кроме того, согласно изобретению по п. 9 по любому из предшествующих пунктов, в качестве сепаратора может быть установлен трубный сепаратор.

Поставленная задача решается и технический результат достигается также тем, что по способу для измерения дебита нефтяных скважин по п. 10, содержащему подачу продукции из скважин в виде нефтеводогазовой смеси в сепаратор, разделение ее в гидроциклоне на жидкую и газовую фазы, сброс газовой фазы в сборный коллектор с одновременным измерением ее давления и температуры, накопление жидкой фазы, разделение ее на компоненты отстоем в гравитационном поле, сглаживание пульсаций поля скоростей неупорядоченного перемещения жидкой фазы, определение ее объемного и массового дебитов, содержания нефти и воды в ней по известным их плотностям, затем по окончании накопления жидкой фазы до заданного уровня перекрытие сброса газовой фазы и накопление ее и, как следствие перекрытия, вытеснение жидкой фазы в сборный коллектор, а по окончании его открытие сброса газовой фазы и определение ее дебита, определение дебита продукции нефтяных скважин производят поочередным измерением дебита жидкой фазы и газовой фазы перекрытием сброса газовой фазы разделением потока газовой фазы на несколько сифонов-потоков и последовательным и поочередным их перекрытием жидкой фазой, через предварительную подготовку измерения расхода каждого сифона - потока газовой фазы прохождением через гидроциклон, отделением и исключением из каждого потока газовой фазы капель жидкой фазы и осаждением после гидроциклона, каплеотбойника, и с увеличением уровня жидкости в сепараторе начинают последовательное и поочередное перекрытие в сифонах газовой фазы жидкой фазой путем смешения потока газовой фазы с жидкостной фазой в каждом сифоне, после чего выполняют последующую подготовку каждого потока газовой фазы, смешанного с жидкостью в сифоне для измерения расхода газовой фазы путем прохождения каждого потока через гидроциклон, в котором отделяют и исключают из процесса измерения расхода газовой фазы капель жидкой фазы, путем их осаждения через гидроциклон, и в дальнейшем последовательно заполняют и перекрывают жидкой фазой каждый сифон, до полного перекрытия сброса газовой фазы жидкой фазой, завершением формирования границы между газовой и жидкой фазами, без газожидкостной фазы между ними и началом выдавливания из сепаратора и последующего измерения жидкой фазы, с падением уровня жидкой фазы в сепараторе и сифонах происходит прорыв газа из сепаратора через сифоны, каплеотбойник, измерительную линию в сборный коллектор, осуществляют проход газовой фазы через расходомер, запорный клапан, датчики давления и температуры во время сброса газовой фазы в сборный коллектор, определяют дебит газовой фазы с учетом давления и температуры и определяют дебит жидкости с учетом показаний плотномера согласно изобретению формирование границы между жидкой фазой и газовой фазой с минимальной газожидкостной фазой обеспечивают на вертикальном участке измерительной линии при смене жидкости на газ, резкой сменой плотностей измеряемой среды в запорном клапане быстрым закрытием запорного клапана прямого действия.

Кроме того, в способе для измерения дебита нефтяных скважин согласно изобретению, формирование границы между газовой фазой и жидкой фазой с минимальной газожидкостной фазой могут обеспечивать созданием перепада давления между сепаратором и общим коллектором при прохождении жидкой фазы на местном сопротивлении второго сифона при увеличении уровня жидкой фазы в сепараторе и последовательном заполнении жидкой фазой после первого сифона, второго сифона и, как следствие, увеличения скорости заполнения жидкой фазой измеряемой средой второго сифона и выходной линии.

Кроме того, в способе для измерения дебита нефтяных скважин согласно изобретению, прохождением жидкой фазой измеряемой среды по жидкостной линии на выходной линии через местное сопротивление, могут получать дополнительное сопротивление и перепад давления между сепаратором и общим коллектором, за счет чего выравнивают уровень жидкой фазы между сепаратором, и газовой линией, и в последующем, при выдавливании и уменьшении уровня жидкой фазы, между уровнем в сифонах и последующем понижении уровня в сифонах происходит прорыв газа в измерительную линию и при смене плотностей измеряемых сред в запорном клапане, происходит его резкое закрытие.

Суть изобретения поясняется чертежами (Фиг. 1, 2).

На фиг. 1 изображена схема устройства с емкостным сепаратором.

На фиг. 2 изображена схема устройства с трубным сепаратором.

Устройство имеет девять исполнений по указанным далее пунктам.

Устройство для измерения дебита нефтяных скважин (в дальнейшем тексте «устройство») по п. 1 содержит сепаратор 1, входную 2 и выходную 3 линии, соединенные со счетно-решающим блоком 4, расходомер 5, датчики давления 6 и температуры 7, запорный клапан 8, установленные на измерительной линии 9, сообщенной со сборным коллектором 10. Верхняя часть сепаратора 1 через газовую трубу 11, сифон 12, каплеотбойник 13 и выходная линия 3 соединена через расходомер 5 непосредственно с измерительной линией 9, а нижняя часть сепаратора 1 через задвижки 14 и 15 соединена трубой 16 со сборным коллектором 10. Верхняя часть сепаратора 1 связана газовой линией 17 со сборным коллектором 10 через расходомер 18 по газу и запорный клапан 19, с датчиками давления 20 и температуры 21, которые соединены со счетно-решающим блоком 4 и газовая труба 11 сепаратора 1 разделена по сечению на сифоны 22 и 23. Окончание каждого сифона 22 и 23, выполнено гидроциклонами 24 и 25, установленными по уровню снизу вверх в каплеотбойнике 13.

Причем нижняя часть сепаратора 1 с внешней его стороны соединена с каплеотбойником 13 жидкостной линией 26, где установлен плотномер 27. Верхняя часть сепаратора 1 с внешней его стороны газовой трубой 11 связана с каплеотбойником 13 на жидкостной линии 26 через два сифона 22 и 23 один, из которых заканчивается на жидкостной линии 26 гидроциклоном 24, находящимся на жидкостной линии 26 ниже по уровню второго гидроциклона 25, на котором заканчивается второй сифон 23, где происходит окончательное перекрытие газовой фазы жидкой фазой и у которого начало на газовой трубе 11 по уровню ниже уровня его окончания гидроциклоном 25. Выходная 3 и измерительная 9 линии, запорный клапан 8 смонтированы вертикально вместе с расходомером 5, причем на выходной линии 3 смонтировано местное сопротивление 28 для жидкой фазы измеряемой среды.

Устройство по п. 2 отличается тем, что на выходной линии 3 после каплеотбойника 13 смонтировано местное сопротивление 28 для жидкой фазы измеряемой среды.

Устройство по п. 3 отличается тем, что на втором сифоне 23, где происходит окончательное перекрытие газовой фазы жидкой фазой, установлено местное сопротивление 29 для прохождении жидкой фазы измеряемой среды.

Устройство по п. 4 отличается тем, что смонтировано местное сопротивление 30 в виде проходного сечения расходомера 5 для жидкой фазы измеряемой среды на измерительной линии 9.

Устройство по п. 5 отличается тем, что на выходной линии 3 после каплеотбойника 13 и на линии второго сифона 23 в совокупности установлены местные сопротивления 28 и 29 для прохождения жидкой фазы измеряемой среды.

Устройство по п. 6 отличается тем, что на линии второго сифона 23, где происходит окончательное перекрытие газовой фазы жидкой фазой, установлено местное сопротивление 29 для прохождении жидкой фазы измеряемой среды в сочетании с местным сопротивлением 30 проходного сечения расходомера 5 для жидкой фазы измеряемой среды на измерительной линии 9.

Устройство по п. 7 отличается тем, что на выходной линии 3 смонтировано местное сопротивление 28 для жидкой фазы измеряемой среды в зависимости от местного сопротивления 30 проходного сечения расходомера 5 для жидкой фазы измеряемой среды на измерительной линии 9.

Устройство по п. 8 отличается тем, что для прохождении жидкой фазы измеряемой среды смонтированы местные сопротивления 28, 29 и 30 на выходной линии 3 после каплеотбойника 13, на линии второго сифона 23, где происходит окончательное перекрытие газовой фазы жидкой фазой, и на измерительной линии 9 в виде проходного сечения расходомера 5.

Устройство по п. 9 содержит качестве сепаратора, трубный сепаратор 1.

Устройство для измерения дебита нефтяных скважин работает следующим образом:

По пункту 1. Продукция со скважины поступает по входной линии 2 в сепаратор 1, где происходит разделение продукции нефтяной скважины на газ и жидкость, которая в свою очередь расслаивается на чистую воду, нефть и эмульсию.

В процессе сепарации в нижней части сепаратора 1 накапливается послойно вода, эмульсия и нефть, а в верхней части сепаратора 1 собирается газ. Нижняя часть сепаратора 1 соединена трубой 16 со сборным коллектором 10 через задвижки 14 и 15.

По мере накопления перепада давления между полостью сепаратора 1 и сборным коллектором 10 происходит дальнейшее послойное разделение жидкости на воду, эмульсию и нефть, их накопление и накопление объема газа. С достижением перепада давления до величины давления Р_{открытия} запорного клапана 8 накопленный объем газа в сепараторе 1 через по газовую трубу 11 через сифоны 22 и 23 гидроциклоны 24 и 25 по выходной линии 3 в измерительную линию 9 расходомером 5, датчиками давления 6 и температуры 7, и запорным клапаном 8 в сборный коллектор 10.

С достижением перепада давления между полостью сепаратора 1 и сборным коллектором 10 до величины Р_{закрытия} запорный клапан 8 закрывает измерительную линию 9.

По мере поступления продукции нефтяной скважины в сепараторе 1 поднимается уровень жидкой фазы измеряемой среды и жидкостной линии 26 на которой установлен плотномер 27.

С достижением уровня жидкой фазы измеряемой среды каплеотбойника 13 нижних кромок сифона 22 через гидроциклон 24 уровнем жидкой фазы измеряемой среды начинает перекрываться проход газа через сифон 22, создавая местное сопротивление через сифон 22 проходу газа и его перераспределению по расходу через сифон 23, что влечет увеличение перепада давления между сепаратором 1 и сборным коллектором 10, по причине уменьшения проходного сечения для газа, что способствует увеличению уровня жидкой фазы измеряемой среды во внутренней полости каплеотбойника 13, заполнению сифона 23. Совместный газожидкостной поток после сифона 23 разбивается в гидроциклоне 25 на газ и жидкость, где жидкость выпадает в каплеотбойнике 13, а газ уходит через выходную линию 3, измерительную линию 9 расходомер 5 в сборный коллектор 10.

Газожидкостный поток в сифоне 23, создавая местное сопротивление проходу газа, дополнительный перепад давления между сепаратором 1 и сборным коллектором 10 скачкообразно поднимает уровень жидкости в каплеотбойнике 13 и сифон 23 полностью заполняется жидкостью. При этом поднимается уровень жидкости в газовой трубе 11, происходит заполнение жидкой фазой измеряемой среды сифона 23 и полное перекрытие заполнение жидкой фазой измеряемой среды газовой трубы 11.

В результате происходит выдавливание из сепаратора 1 через жидкостную линию 26 каплеотбойник 13 воды, эмульсии и нефти, что идентифицируется плотномером 27.

При этом порция жидкости выдавливается до нижнего уровня в сифонах 22, 23, где происходит прорыв газа через каплеотбойник 13, гидроциклоны 24, 25 и столб жидкости из каплеотбойника 13 и вертикальной части жидкостной трубы 26 сливается в сепаратор 1, обеспечивая прохождение газа через выходную линию 3, измерительную линию 9, через расходомер 5, запорный клапан 8 в сборный коллектор 10.

С достижением перепада давления Р закрытия запорный клапан 8 закрывается и в дальнейшем процесс измерения повторяется.

По пункту 2. С установкой местного сопротивления 28 на выходной линии 3 после каплеотбойника 13 для жидкой фазы измеряемой среды при ее прохождении создается дополнительный перепад давления между сепаратором 1 и общим коллектором 10, что способствует выравниванию уровней жидкой фазы измеряемой среды в сепараторе 1 и газовой трубе 11 при измерении дебита продукции нефтяной скважины с большим газовым фактором, установка этого местного сопротивления 28 не допускает прорыва газа через выходную линию 3 в общий коллектор 10 при больших расходах газа путем создания дополнительного перепада давления на выходной линии 3.

По пункту 3. С установкой местного сопротивления 29 на втором сифоне 23, где происходит окончательное перекрытие газовой фазы жидкой фазой, для прохождении жидкой фазы измеряемой среды создается дополнительный перепад давления на сифоне 23 при прохождении жидкой фазы измеряемой среды и не допускается прорыв газа при его больших расходах через сифон 23 в выходную линию 3 и в общий коллектор 10.

По пункту 4. При измерении дебита жидкости малодебитных скважин подбирается соответствующий расходомер 5 с небольшим диапазоном измерения расхода и соответствующей небольшой пропускной способностью и в таких случаях отпадает необходимость установки дополнительного местного сопротивления 28 и для этой ситуации достаточно использовать местное сопротивление 30 в виде проходного сечения расходомера 5 для жидкой фазы измеряемой среды на измерительной линии 9.

По пункту 5. В виду того, что дебит нефтяных скважин существует в широком диапазоне по жидкости и газу необходимость в целях гарантированного недопущения прорыва газа при запирании газовой трубы 11 жидкой фазой измеряемой среды устанавливаются сразу два местных сопротивления 28 и 29 на линии сифона 23 и выходной линии 3 с целью создания дополнительного перепада давления на этих линиях.

По пункту 6. В зависимости от конкретной ситуации с дебитами нефтяных скважин по жидкости и по газу достаточно использовать местное сопротивление 29 на линии второго сифона 23, где происходит окончательное перекрытие газовой фазы жидкой фазой и для прохождении жидкой фазы измеряемой среды в сочетании с местным сопротивлением 30 проходного сечения расходомера 5 для жидкой фазы измеряемой среды на измерительной линии 9.

По пункту 7. В зависимости от конкретной ситуации с дебитами нефтяных скважин по жидкости и по газу возможна и достаточна комбинация установки на выходной линии 3 местного сопротивления для жидкой фазы измеряемой среды в зависимости от местного сопротивления 30 проходного сечения расходомера 5 для жидкой фазы измеряемой среды на измерительной линии 9 с целью создания необходимых перепадов давления для запирания и перекрытия жидкой фазой газовой трубы 11.

По пункту 8. С целью создания необходимых перепадов давления для запирания и перекрытия жидкой фазой газовой трубы 11 при прохождении жидкой фазы измеряемой среды смонтированы местные сопротивления 28, 29 и 30 на выходной линии 3 после каплеотбойника 13, на линии второго сифона23, где происходит окончательное перекрытие газовой фазы жидкой фазой, и на измерительной линии 9 в виде проходного сечения расходомера.

По пункту 9. Газожидкостная смесь со скважины поступает по входной линии 2 в сепаратор 1, где происходит разделение продукции нефтяной скважины на газ и жидкость, при этом в нижней части сепаратора 1 накапливается жидкая фаза измеряемой среды, а в верхней части сепаратора 1 собирается газ, происходит послойное разделение жидкой фазы на воду, эмульсию и нефть и накопление перепада давления между полостью сепаратора 1 и сборным коллектором 10.

Пример конкретной реализации способа

Счетно-решающим блоком 4 устройства по программе и параметрам датчиков давления 6 и температуры 7, расходомера по газу 18, запорного клапана 19, расходомера 5, запорного клапана 8 и плотномера 27 вычисляют массовые дебиты:

Газа М_г._ф=Q_г.ф*p_г.ф.;

Нефти M_н⁼Q_н*p_н;

Воды M_в=Q_в*p_в;

Эмульсии M_э=Q_э*P_э, где:

Q_г.ф.. - объемный дебит газовой фазы по расходомеру;

Q_н - объемный дебит нефти;

Q_н=Q_э⋅(p_э-р_н)/(р_в-р_н);

Q_в объемный дебит воды;

Q_в=Q_э-Q_н;

Q_э - объемный дебит эмульсии по расходомеру;

p_г._ф. - плотность газовой фазы;

p_н - плотность нефти; р_в плотность воды;

p_э - плотность эмульсии.

Плотность воды, эмульсии и нефти определяют плотномером 27. Заданный интервал давления рабочей среды в устройстве при резком повышении его сверх допустимого уровня, например при прорыве газового «пузыря» из скважин, поддерживает запорный клапан 19. При этом через запорный клапан 19 сбрасывают излишки газовой фазы в сборный коллектор 10, с помощью датчиков давления 20 и температуры 21, счетно-решающего блока 4 определяют плотность и массовый дебит сбрасываемых излишков. Таким образом, осуществляют способ раздельного по компонентам измерения дебита продукции нефтяных скважин.

Предлагаемое устройство и способ для измерения дебита нефтяных скважин обеспечивает упрощение конструкции и повышение надежности эксплуатации техники измерения дебита нефтяных скважин.

Использование изобретения позволит создать простое и надежное в эксплуатации устройство и повысит точность замера дебита нефтяных скважин.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для измерения дебита скважин. Техническим результатом изобретения является повышение точности измерения дебита нефтяных скважин. В устройстве нижняя часть сепаратора с внешней его стороны соединена с каплеотбойником жидкостной линией, где установлен плотномер, а верхняя часть сепаратора с внешней его стороны газовой трубой связана с каплеотбойником на жидкостной линии через два сифона, один из которых заканчивается на жидкостной линии гидроциклоном, находящимся на жидкостной линии ниже по уровню второго гидроциклона, на котором заканчивается второй сифон, где происходит окончательное перекрытие газовой фазы жидкой фазой, и у которого начало на газовой трубе по уровню ниже уровня его окончания гидроциклоном. Выходная и измерительная линии, запорный клапан смонтированы вертикально вместе с расходомером, на выходной линии после каплеотбойника может быть смонтировано местное сопротивление для жидкой фазы измеряемой среды, а на втором сифоне может быть установлено местное сопротивление для прохождении жидкой фазы измеряемой среды. Согласно способу формирование границы между жидкой фазой и газовой фазой с минимальной газожидкостной фазой обеспечивают на вертикальном участке измерительной линии при смене жидкости на газ, резкой сменой плотностей измеряемой среды в запорном клапане быстрым закрытием запорного клапана прямого действия, формирование границы между газовой фазой и жидкой фазой с минимальной газожидкостной фазой могут обеспечивать созданием перепада давления между сепаратором и общим коллектором при прохождении жидкой фазы на местном сопротивлении второго сифона при увеличении уровня жидкой фазы в сепараторе и последовательном заполнении жидкой фазой после первого сифона, второго сифона и, как следствие, увеличения скорости заполнения жидкой фазой измеряемой средой второго сифона и выходной линии, прохождением жидкой фазой измеряемой среды по жидкостной линии на выходной линии через местное сопротивление, могут получать дополнительное сопротивление и перепад давления между сепаратором и общим коллектором, за счет чего выравнивают уровень жидкой фазы между сепаратором и газовой линией, и в последующем, при выдавливании и уменьшении уровня жидкой фазы, между уровнем в сифонах и последующем понижении уровня в сифонах происходит прорыв газа в измерительную линию и при смене плотностей измеряемых сред в запорном клапане происходит его резкое закрытие. 2 н. и 10 з.п. ф-лы, 2 ил., 1 пр.

1. Устройство для измерения дебита нефтяных скважин, содержащее сепаратор, входную и выходную линии, соединенные со счетно-решающим блоком, расходомер, датчики давления и температуры, запорный клапан, установленные на измерительной линии, сообщенной со сборным коллектором, и верхняя часть сепаратора через газовую трубу, сифон, каплеотбойник и выходную линия соединена через расходомер непосредственно с общей измерительной линией, а нижняя часть сепаратора через задвижки соединена трубой со сборным коллектором, при этом верхняя часть сепаратора связана газовой линией со сборным коллектором через расходомер по газу и запорный клапан, с датчиками давления и температуры, которые соединены со счетно-решающим блоком, и газовая труба сепаратора разделена по сечению на сифоны, а окончание каждого сифона выполнено гидроциклонами, установленными по уровню снизу вверх в каплеотбойнике, отличающееся тем, что нижняя часть сепаратора с внешней его стороны соединена с каплеотбойником жидкостной линией, где установлен плотномер, а верхняя часть сепаратора с внешней его стороны газовой трубой связана с каплеотбойником на жидкостной линии через два сифона, один из которых заканчивается на жидкостной линии гидроциклоном, находящимся на жидкостной линии ниже по уровню второго гидроциклона, на котором заканчивается второй сифон, где происходит окончательное перекрытие газовой фазы жидкой фазой, и у которого начало на газовой трубе по уровню ниже уровня его окончания гидроциклоном, а выходная и измерительная линии, запорный клапан смонтированы вертикально вместе с расходомером.

2. Устройство по п. 1, отличающееся тем, что на выходной линии после каплеотбойника смонтировано местное сопротивление для жидкой фазы измеряемой среды.

3. Устройство по п. 1, отличающееся тем, что на втором сифоне, где происходит окончательное перекрытие газовой фазы жидкой фазой, установлено местное сопротивление для прохождении жидкой фазы измеряемой среды.

4. Устройство по п. 1, отличающееся тем, что смонтировано в виде местного сопротивления проходного сечения расходомера для жидкой фазы измеряемой среды на измерительной линии.

5. Устройство по пп. 1, 2 и 3, отличающееся тем, что на выходной линии после каплеотбойника и на линии второго сифона в совокупности установлены местные сопротивления для прохождения жидкой фазы измеряемой среды.

6. Устройство по пп. 1, 3 и 4, отличающееся тем, что на линии второго сифона, где происходит окончательное перекрытие газовой фазы жидкой фазой, установлено местное сопротивление для прохождении жидкой фазы измеряемой среды в сочетании с местным сопротивлением проходного сечения расходомера для жидкой фазы измеряемой среды на измерительной линии.

7. Устройство по пп. 1, 2 и 4, отличающееся тем, что на выходной линии смонтировано местное сопротивление для жидкой фазы измеряемой среды в зависимости от местного сопротивления проходного сечения расходомера для жидкой фазы измеряемой среды на измерительной линии.

8. Устройство по пп. 1, 2, 3 и 4, отличающееся тем, что для прохождении жидкой фазы измеряемой среды смонтированы местные сопротивления на выходной линии после каплеотбойника, на линии второго сифона, где происходит окончательное перекрытие газовой фазы жидкой фазой, и на измерительной линии в виде проходного сечения расходомера.

9. Устройство для измерения дебита нефтяных скважин по любому из предшествующих пунктов, отличающееся тем, что в качестве сепаратора установлен трубный сепаратор.

10. Способ для измерения дебита нефтяных скважин, содержащий подачу продукции из скважин в виде нефтеводогазовой смеси в сепаратор, разделение ее в гидроциклоне на жидкую и газовую фазы, сброс газовой фазы в сборный коллектор с одновременным измерением ее давления и температуры, накопление жидкой фазы, разделение ее на компоненты отстоем в гравитационном поле, сглаживание пульсаций поля скоростей неупорядоченного перемещения жидкой фазы, определение ее объемного и массового дебитов, содержания нефти и воды в ней по известным их плотностям, затем по окончании накопления жидкой фазы до заданного уровня перекрытие сброса газовой фазы и накопление ее и, как следствие, перекрытие, вытеснение жидкой фазы в сборный коллектор, а по окончании его открытие, сброс газовой фазы и определение ее дебита, определение дебита продукции нефтяных скважин производят поочередным измерением дебита жидкой фазы и газовой фазы перекрытием сброса газовой фазы, разделением потока газовой фазы на несколько сифонов-потоков и последовательным и поочередным их перекрытием жидкой фазой, через предварительную подготовку измерения расхода каждого сифона – потока газовой фазы прохождением через гидроциклон, отделением и исключением из каждого потока газовой фазы капель жидкой фазы и осаждением после гидроциклона, каплеотбойника, и с увеличением уровня жидкости в сепараторе начинают последовательное и поочередное перекрытие в сифонах газовой фазы жидкой фазой путем смешения потока газовой фазы с жидкостной фазой в каждом сифоне, после чего выполняют последующую подготовку каждого потока газовой фазы, смешанного с жидкостью в сифоне для измерения расхода газовой фазы путем прохождения каждого потока через гидроциклон, в котором отделяют и исключают из процесса измерения расхода газовой фазы капель жидкой фазы, путем их осаждения через гидроциклон, и в дальнейшем последовательно заполняют и перекрывают жидкой фазой каждый сифон, до полного перекрытия сброса газовой фазы жидкой фазой, завершением формирования границы между газовой и жидкой фазами, без газожидкостной фазы между ними и началом выдавливания из сепаратора и последующего измерения жидкой фазы, с падением уровня жидкой фазы в сепараторе и сифонах происходит прорыв газа из сепаратора через сифоны, каплеотбойник, измерительную линию в сборный коллектор, осуществляют проход газовой фазы через расходомер, запорный клапан, датчики давления и температуры во время сброса газовой фазы в сборный коллектор, определяют дебит газовой фазы с учетом давления и температуры и определяют дебит жидкости с учетом показаний плотномера. отличающийся тем, что формирование границы между жидкой фазой и газовой фазой с минимальной газожидкостной фазой обеспечивают на вертикальном участке измерительной линии при смене жидкости на газ, резкой сменой плотностей измеряемой среды в запорном клапане быстрым закрытием запорного клапана прямого действия.

11. Способ для измерения дебита нефтяных скважин по п. 10, отличающийся тем, что формирование границы между газовой фазой и жидкой фазой с минимальной газожидкостной фазой обеспечивают созданием перепада давления между сепаратором и общим коллектором при прохождении жидкой фазы на местном сопротивлении второго сифона при увеличении уровня жидкой фазы в сепараторе и последовательном заполнении жидкой фазой после первого сифона, второго сифона и, как следствие, увеличения скорости заполнения жидкой фазой измеряемой средой второго сифона и выходной линии.

12. Способ для измерения дебита нефтяных скважин по пп. 10 и 11, отличающийся тем, что прохождением жидкой фазой измеряемой среды по жидкостной линии на выходной линии через местное сопротивление получают дополнительное сопротивление и перепад давления между сепаратором и общим коллектором, за счет чего выравнивают уровень жидкой фазы между сепаратором и газовой линией, и в последующем, при выдавливании и уменьшении уровня жидкой фазы, между уровнем в сифонах и последующем понижении уровня в сифонах происходит прорыв газа в измерительную линию и при смене плотностей измеряемых сред в запорном клапане происходит его резкое закрытие.