Патент на изобретение №2328597

(54) СПОСОБ И УСТРОЙСТВО ИЗМЕРЕНИЯ ДЕБИТА НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН НА ГРУППОВЫХ УСТАНОВКАХ

(57) Реферат:

Изобретение относится к добыче нефти и может быть использовано для измерения количества извлекаемых из недр нефти и нефтяного газа на групповых установках. Техническим результатом изобретения является повышение оперативности и надежности измерения дебита нефтяных скважин за счет непрерывного контроля предельных значений технологических параметров (ТП) скважин: температуры, давления, влаги и плотности водонефтяной смеси всех линий индикации одновременно. Для этого возбуждают ультразвуковые колебания в линии индикации (ЛИ), соединенной последовательно с измерительной линией (ИЛ). По времени задержки прохождения ультразвукового импульса от источника ультразвукового колебания до приемника ультразвукового колебания оценивают сжимаемость водонефтяной смеси. Сравнивают ее с предельными значениями плотности, зафиксированными эталонным плотномером ИЛ, и по предельным значениям величин времени задержки определяют диапазон изменения плотности водонефтяной смеси при непрерывной ее подаче в ЛИ в течение времени ее работы в режиме корректировки. При групповом обслуживании непрерывно фиксируют предельные значения величин ТП потока водонефтяной смеси на каждой линии индикации. В случае изменения ТП одной из ЛИ по отношению к ранее определенным параметрам ИЛ, ее приводят в режим корректировки путем автоматического подключения к ИЛ и устанавливают откорректированные соотношения отклонений предельных значений величин индикаторов и показаний приборов при уточненном расходе водонефтяной смеси через расходомер. При этом каждая из выкидных линий скважин связана через обратные клапаны с входными задвижками блоков индикации, соединенными через вертикальный мини-сепаратор с ЛИ параметров потока, состоящей из последовательно соединенных индикаторов давления и температуры, гомогенизатора, влагомера и поточного индикатора плотности. Вертикальный мини-сепаратор соединен через газовую линию с расходомером газа, а через линию сброса воды – с электромагнитным клапаном, связанным с расходомером воды. При этом к блоку обработки и передачи информации предельных значений индикаторов, выполненному в виде микропроцессора, подсоединены индикаторы давления и температуры, влагомер, расходомер газа, поточный индикатор плотности, соединенный с переключателем скважин многоходовым, связанным с управляемым приводом, подключенным к блоку управления. Причем переключатель скважин многоходовой подключен к соединенным последовательно между собой датчику давления, датчику температуры, гомогенизатору, массовому расходомеру, плотномеру, датчику влаги и подключенным к блоку сбора, обработки, хранения и передачи информации в виде микропроцессора. К центральному вычислителю подсоединены блок обработки и передачи информации предельных значений индикаторов, выполненный в виде микропроцессора, блок управления и блок сбора, обработки, хранения и передачи информации в виде микропроцессора. Переключатель скважин многоходовой связан с общим выходным коллектором байбасной линией. 2 н. и 1 з.п. ф-лы, 2 ил.t) УЗ-импульсы, период следования которых равен Т. Одновременно сигнал от генератора 30 поступает на ключ 34, который пропускает сигнал от генератора 30 к выпрямителю 37 (через усилитель 36) до тех пор, пока не поступит сигнал от приемника ультразвуковых колебаний 35. Таким образом, число импульсов (или просто колебаний), прошедших через ключ 34, пропорционально времени задержки. Поступая на компаратор 38, эти импульсы нормируются, и могут быт поданы на цифровой счетчик импульсов (цифровой выход), причем число сосчитанных импульсов пропорционально длительности времени задержки. Одновременно эти импульсы (или колебания) поступают на вход выпрямителя 37. Их постоянная составляющая заряжает нормирующий конденсатор С, напряжение на котором пропорционально времени задержки.

Преимуществом заявляемого способа является непрерывный контроль предельных значений технологических параметров всех линий индикации одновременно, при автоматической корректировке одной из них в случае изменения технологических режимов водонефтяной смеси.

Формула изобретения

1. Способ измерения дебита нефти, включающий подачу газоводонефтяной смеси в емкость, разделение ее на газ и водонефтяную смесь, измерение дебита водонефтяной смеси, расчет доли воды и доли нефти в жидкостной фазе этой продукции по измеренному значению плотности водонефтяной смеси, по интенсивности изменения значения выходного сигнала преобразователя плотности, и значениям плотности пластовой воды и дегазированной нефти, определенным лабораторным способом, и последующий расчет дебита нефти как произведение ее доли в водонефтяной смеси и дебита этой смеси, отличающийся тем, что возбуждают ультразвуковые колебания в линии индикации, соединенной последовательно с измерительной линией, и по времени задержки прохождения ультразвукового импульса от источника ультразвукового колебания до приемника ультразвукового колебания оценивают сжимаемость водонефтяной смеси, сравнивают ее с предельными значениями плотности, зафиксированными эталонным плотномером измерительной линии, и по предельным значениям величин времени задержки определяют диапазон изменения плотности водонефтяной смеси при непрерывной ее подаче в линию индикации в течение времени ее работы в режиме корректировки.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что при групповом обслуживании непрерывно фиксируют предельные значения величин технологических параметров потока водонефтяной смеси на каждой линии индикации и в случае изменения параметров одной из линий индикации по отношению к ранее определенным параметрам измерительной линии, ее приводят в режим корректировки путем автоматического подключения к измерительной линии и устанавливают откорректированные соотношения отклонений предельных значений величин индикаторов и показаний приборов при уточненном расходе водонефтяной смеси через расходомер.

3. Устройство для измерения дебита нефтяных скважин на групповых установках, содержащее входной трубопровод, сепаратор, выходной трубопровод, переключатель скважин, плотномер, отличающееся тем, что каждая из выкидных линий скважин связана через обратные клапаны с входными задвижками блоков индикации, соединенными через вертикальный мини сепаратор с линией индикации параметров потока, состоящей из последовательно соединенных индикаторов давления и температуры, гомогенизатора, индикатора влаги и поточного индикатора плотности, а вертикальный мини сепаратор соединен через газовую линию с расходомером газа, а через линию сброса воды – с электромагнитным клапаном, связанным с расходомером воды, при этом к блоку обработки и передачи информации предельных значений индикаторов, выполненному в виде микропроцессора, подсоединены индикаторы давления и температуры, индикатор влаги, расходомер газа, расходомер воды, поточный индикатор плотности, соединенный с переключателем скважин многоходовым, связанным с управляемым приводом, подключенным к блоку управления, причем переключатель скважин многоходовой подключен к соединенным последовательно между собой датчику давления, датчику температуры, гомогенизатору, массовому расходомеру, плотномеру, датчику влаги и подключенным к блоку обработки, хранения и передачи информации в виде микропроцессора, причем к центральному вычислителю подсоединены блок обработки и передачи информации предельных значений индикаторов, выполненный в виде микропроцессора, блок управления и блок обработки, хранения и передачи информации в виде микропроцессора, а байпасная линия связывает переключатель скважин многоходовой с общим выходным коллектором.

РИСУНКИ