Патент на изобретение №2386029

(54) СПОСОБ ИЗМЕРЕНИЯ ДЕБИТА НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ (ВАРИАНТЫ)

(57) Реферат:

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использована для измерения дебита двухфазной трехкомпонентной нефтеводогазовой смеси из нефтяных скважин, по каждому компоненту отдельно. Способ измерения дебита нефтяных скважин включает отделение газовой фазы от жидкой дисперсией потока смеси, сепарацию жидкой фазы на компоненты методом отстоя ее в гравитационном поле, сброс газовой фазы в сборный коллектор и накопление жидкой фазы до заданного объема полости измерения. Затем перекрывают сброс газовой фазы и вытесненяют жидкую фазу давлением газовой фазы. Во время осуществления процессов накопления и вытеснения определяют плотности нефти, воды, жидкой фазы, путем гидростатического взвешивания столба жидкости заданной высоты, осуществляют замеры их дебитов и дебита газа, массовых и объемных, путем измерения времени процесса накопления и времени процесса вытеснения. Давление рабочей среды поддерживают в заданных пределах. Дополнительную порцию газовой фазы, поступившую с газовым «пузырем», сбрасывают в сборный коллектор. Вариант осуществления способа включает две ступени сепарации жидкой фазы: предварительную и окончательную. Устройство для измерения дебита нефтяных скважин включает сепаратор, газовую линию с клапаном, впускную и выпускную жидкостные линии, микропроцессор, успокоительные решетки, датчики давления, дифманометры, датчик температуры, пробоотборник, большой сифон, гидрозатвор, массовый расходомер, клапан на выходе гидрозатвора, вантузы. По варианту выполнения устройства отсутствует пробоотборник, но дополнительно присутствует сифонный сепаратор, состоящий из сосуда и продуктоотборника, для поочередного и отдельного отбора нефти или воды из отстоявшейся жидкой фазы. Техническим результатом является упрощение конструкции устройства, увеличение точности и надежности замера дебита, повышение экономической эффективности нефтедобычи. 4 н. и 6 з.п. ф-лы, 8 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для измерения дебита поступающей из скважины, двухфазной трехкомпонентной нефтеводогазовой смеси, 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 фиксирующими 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 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 среды 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 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 среды 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 продукции разделения (продуктоотборником) и поплавком, связанным с заслонкой на газовой линии, сообщенный с общей линией через продуктоотборник жидкостной и через заслонку газовой линиями, включающее счетчики жидкости и газа, и 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 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 среды 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 ресурс 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.

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

Известен способ замера дебита попутного газа в продукции нефтяной скважины на групповых замерных установках (SU; авт. свид. 276851 от 22.07.1970; Е21В 47/10), включающий подачу газонефтяного потока в сепарационный трап, вытеснение жидкой фазы потока давлением попутного газа путем перекрытия клапана на газовой обвязке, при достижении жидкой фазой заданного уровня, измерение дебита попутного газа путем измерения времени вытеснения заданного объема жидкой фазы потока из сепарационного трапа.

Устройство для осуществления способа замера дебита попутного газа состоит из сепарационного трапа, датчиков нижнего и верхнего уровней, датчиков давления и температуры, газовой обвязки, запорного клапана, электронных часов и счетно-решающего блока.

Недостатком способа является недостаточная точность в определении величины количества газа, вычисляемой по формуле:

D*Г_ф*V=V/(R*T*t₁),

приведенной в описании. Это объясняется следующим образом: величина V – это объем, заключаемый между датчиками верхнего и нижнего уровней, a t₁ в отличие от описания способа включает не только время вытеснения указанного объема V жидкой фазы, но и время вытеснения добавочного объема жидкой фазы V_x, дополнительно к V поступившей из скважины за время создания давления газовой фазы, необходимого для вытеснения после закрытия запорного клапана и за время вытеснения, поэтому вычисляемая величина количества газа будет всегда занижена против истинной.

Недостатком устройства является ненадежность его работы, обусловленная нестабильностью работы датчиков уровня в нефти с повышенным содержанием парафина.

Известно устройство для измерения дебита нефтяных скважин (SU; авт. свид. 1553661, А1 от 30.03.1990; Е21В 47/10), содержащее вертикальный цилиндрический сепаратор с гидроциклоном, установленные на разных уровнях два датчика давления, датчик температуры и отдельный датчик давления, газовую линию с клапаном, впускную и выпускную жидкостные линии, микропроцессор с блоком управления, успокоительные решетки, образующие полость измерения, и размещенные внутри них у боковой стенки сепаратора датчики нижнего и верхнего уровней полости измерения, при этом выпускная жидкостная линии выполнены в виде сифона.

Способ измерения дебита включает подачу продукции нефтяной скважины в сепаратор, разделение ее инерционным воздействием на жидкую и газовую фазы, сброс газовой фазы в сборный коллектор, накопление жидкой фазы в сепараторе, в процессе которого определяют вычислением ее объемный и массовый дебиты и относительное содержание нефти и воды в ней, по заранее известным их плотностям, путем измерения времени заполнения объема полости измерения жидкой фазой и измерения величины массы этого объема жидкой фазы методом гидростатического взвешивания его; затем по заполнении объема полости измерения сепаратора, перекрытие сброса газовой фазы и как следствие этого вытеснение жидкой фазы, в процессе которого определяют вычислением дебит газовой фазы путем измерения времени вытеснения жидкой фазы из объема полости измерения сепаратора.

Недостатками известного устройства являются:

– сложность конструкции, обусловленная наличием гидроциклона, запорного клапана с электромеханическим приводом;

– недостаточная надежность работы, обусловленная нестабильностью работы датчиков уровня в нефти с повышенным содержанием парафина, нестабильностью работы гидроциклона при изменении режима течения в нем продукции скважины, вызванном изменением величины дебита.

Недостатком известного способа является отсутствие методов непосредственного замера текущих значений величин плотностей нефти и воды во время осуществления способа, поэтому приходится использовать значения величин плотностей, заранее полученных лабораторным путем и которые по истечении определенного времени перестают соответствовать истинным, что вносит искажения в точность определения дебита. При определении количества газа не учитывается объем жидкой фазы, дополнительно поступившей за время вытеснения, что занижает точность измерения дебита газовой фазы.

Недостатком способа является также отсутствие методов поддержания стабильности величины давления газовой подушки в сепараторе во время осуществления процессов накопления и вытеснения из него жидкой фазы, что сказывается на точности определения дебита газовой фазы.

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

Технической задачей изобретения является упрощение конструкции устройства, повышение точности 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 контроля их точности, и за счет поддержания давления газовой фазы в узком диапазоне величин, эффективная защита устройства замера от резкого повышения давления газовой фазы в случае поступления из скважины газового «пузыря», а также определение толщины отложений на стенках сепаратора, образовавшихся за время эксплуатации.

Техническая задача по способу измерения дебита нефтяных скважин, включающему подачу продукции нефтяных скважин в сепаратор, разделение ее на жидкую и газовую фазы, сброс газовой фазы в сборный коллектор, накопление жидкой фазы в сепараторе, в процессе которого определяют ее объемный и массовый дебиты, путем измерения времени заполнения заданного объема полости измерения жидкой фазой, и относительное содержание в ней воды и нефти по известным их плотностям, затем, по заполнении объема полости измерения, перекрытие сброса газовой фазы и как следствие этого вытеснение жидкой фазы давлением газовой фазы в сборный коллектор из полости измерения, в процессе которого определяют объемный и массовый дебиты газовой фазы измерением времени вытеснения жидкой фазы из объема полости измерения, решается согласно изобретению тем, что отделение газовой фазы от жидкой осуществляют дисперсией потока продукции скважины и инерционным воздействием на поток газовой фазы; жидкую фазу разделяют при накоплении на компоненты: воду и нефть, ассоциированную в скопления; путем отстоя ее в гравитационном поле в сепараторе, затем определяют вычислением плотность нефти методом гидростатического взвешивания столба заданной высоты ее пробы, которую отбирают при окончании процесса накопления жидкой фазы, и плотность воды методом гидростатического взвешивания ее столба заданной высоты в начале вытеснения жидкой фазы, протекающей по измерительному участку, далее определяют общую плотность накопленной в объеме полости измерения жидкой фазы интегрированием по времени вытеснения последовательности мгновенных значений величины плотности, определяемых методом гидростатического взвешивания столба заданной высоты жидкой фазы, протекающей по измерительному участку при вытеснении, и делением результата интегрирования на величину времени вытеснения, после чего вычисляют объем жидкой фазы, накопленной в полости измерения, по формуле:

V_и=V_o*/_в/(С₁*_жф)+V,

где V_o – тарированный объем внутреннего пространства сепаратора,

_в, _жф^– плотности воды и жидкой фазы,

C₁ – поправочный коэффициент,

V – объем сообщающихся с сепаратором каналов;

причем величины времени осуществления процессов заполнения и вытеснения жидкой фазы измеряют фиксацией начала и конца процессов по резкому изменению величины мгновенной плотности жидкой фазы, протекающей по измерительному участку: при изменении величины мгновенной плотности от нуля до величины плотности воды и момент фиксации величины плотности воды соответствует моменту t₁ – концу накопления и началу вытеснения, при изменении величины мгновенной плотности от величины плотности жидкой фазы до нуля момент фиксации нуля соответствует моменту t₀ – началу накопления и концу вытеснения; при этом давление рабочей среды при накоплении и вытеснении жидкой фазы поддерживают в заданных пределах, а дополнительную порцию газа, поступившую с газовым «пузырем» из скважины, сбрасывают в сборный коллектор, кроме того, массу и объем порции жидкой фазы, поданной в сборный коллектор, во время процесса вытеснения определяют с помощью массового расходомера, путем интегрирования по времени последовательности текущих значений величины массового расхода, затем вычисляют массовый и объемный дебиты путем деления массы порции на общее время осуществления процессов наполнения и вытеснения и полученные величины их сравнивают с уже известными величинами дебитов, анализируют результаты сравнения и делают вывод о точности измерения для принятия мер по устранению причин недопустимой величины погрешности измерения. Также определяют по истечении времени эксплуатации величину V_op – тарированного объема внутреннего пространства сепаратора по объему порции жидкой фазы, определенному с помощью массового расходомера, и сравнивают с величиной V_o, уже известной при запуске устройства в эксплуатацию, по их разнице вычисляют толщину отложений на стенках сепаратора _отл по формуле:

,

где N=V_op/V_o,

d – диаметр сепаратора.

Техническая задача по устройству для осуществления способа измерения дебита нефтяных скважин, содержащему цилиндрический сепаратор, газовую линию с клапаном, впускную и выпускную жидкостные линии, последняя из которых выполнена в виде сифона, микропроцессор, успокоительные решетки, датчики давления, датчик температуры, решается согласно изобретению тем, что сепаратор установлен наклонно к горизонту под углом не более 60°, в верхней части его установлены под углом не менее 15° к горизонту успокоительные решетки в 3 и более ряда с рассеивателем наверху, на выходе из сепаратора в газовую линию установлен инерционный отбойник с защитной сеткой, под успокоительными решетками размещен дефлектор с фартуком, образующие карман, сообщенный с газовой линией, в нижней части сепаратора установлены отсекатель и заборник, сообщенный с коротким коленом большого сифона, образованного выпускной жидкостной линией, длинное колено последнего сообщено с газовой линией, образующей в месте сообщения петлю, являющуюся гидрозатвором, выход последнего с установленными на нем последовательно массовым расходомером и клапаном сообщен со сборным коллектором, при этом клапан, выполнен с возможностями фиксации крайних его положений: “Закрыто” и “Открыто”; и дополнительного открытия сверх крайнего фиксированного положения “Открыто”; на газовой линии к тому же установлен сбросной клапан, тоже выполненный с возможностью фиксации крайних его положений: “Закрыто” и “Открыто”; и сообщенный со сборным коллектором, сепаратор, кроме того, оснащен пробоотборником, сообщенным с карманом и с низом сепаратора через малый сифон, верх которого через вантуз (игольчатый поплавковый клапан) сообщен разгрузочной линией с вантузом на выходе гидрозатвора, причем на пробоотборнике, на сепараторе и на измерительном участке длинного колена большого сифона установлены пары датчиков давления, разнесенных по высоте, входящих по отдельности в комплекты 3-х дифманометров, связанных с микропроцессором, а внутренние пространства большого сифона и трубопровода, сообщающего его с заборником, сепаратора над заборником, гидрозатвора и части газовой линии до уровня верха большого сифона образуют объем полости измерения, кроме того, верх большого сифона через вантуз сообщен со сборным коллектором.

Техническая задача по варианту способа измерения дебита нефтяных скважин, включающему подачу продукции нефтяных скважин в сепаратор, разделение ее на жидкую и газовую фазы, сброс газовой фазы в сборный коллектор, накопление жидкой фазы в сепараторе, в процессе которого определяют ее объемный и массовый дебиты путем измерения времени заполнения заданного объема полости измерения жидкой фазой и относительное содержание в ней воды и нефти по известным их плотностям, затем, по заполнении полости измерения перекрытие сброса газовой фазы и как следствие этого вытеснение жидкой фазы давлением газовой фазы в сборный коллектор из полости измерения, в процессе которого определяют объемный и массовый дебиты газовой фазы измерением времени вытеснения жидкой фазы из объема полости измерения, решается согласно изобретению тем, что отделение газовой фазы от жидкой осуществляют дисперсией потока продукции скважины и инерционным воздействием на поток газовой фазы; жидкую фазу предварительно при накоплении разделяют на компоненты: воду и нефть, ассоциированную в скопления, путем отстоя ее в гравитационном поле в сепараторе, затем отправляют в сифонный сепаратор на окончательную сепарацию также методом отстоя в гравитационном поле, в результате которой нефть и воду собирают в отдельные интегрированные слои, из которых отдельно, поочередно их отбирают и вытесняют в сборный коллектор, при этом определяют вычислением плотности нефти и воды, после их идентификации, методом гидростатического взвешивания столба заданной высоты нефти или воды, протекающих по измерительному участку, и общую плотность жидкой фазы, накопленной в заданном объеме полости измерения, интегрированием по времени вытеснения последовательности мгновенных значений величины плотности, определяемых методом гидростатического взвешивания столба заданной высоты жидкой фазы, протекающей по вспомогательному измерительному участку, и делением результата интегрирования на величину времени вытеснения, после чего вычислением определяют объем жидкой фазы, накопленной в полости измерения, по формуле:

V_и=Р_и*S/(g*_жф*sin);

где Р_и – гидростатическое давление столба жидкой фазы в полости измерения,

S – поперечная площадь сепаратора,

g=9,81 м/с²,

– угол наклона сепаратора,

_жф – плотность жидкой фазы;

причем величины времени осуществления процессов заполнения и вытеснения жидкой фазы измеряют фиксацией начала и конца процессов по резкому изменению величины мгновенной плотности жидкой фазы, протекающей по измерительному участку: при изменении величины мгновенной плотности от нуля до величины плотности жидкой фазы и момент фиксации величины плотности воды соответствует моменту t₁ – моменту конца накопления и начала вытеснения, при изменении величины мгновенной плотности от величины плотности жидкой фазы до нуля момент фиксации нуля соответствует моменту t₀ – началу накопления и концу вытеснения; при этом давление рабочей среды при накоплении и вытеснении жидкой фазы поддерживают в заданных пределах, а дополнительную порцию газа, поступившую с газовым «пузырем» из скважины, сбрасывают в сборный коллектор, кроме того, массу и объем порции жидкой фазы, поданной в сборный коллектор при вытеснении, определяют с помощью массового расходомера и вычислением на микропроцессоре путем интегрирования по времени текущих значений величины массового расхода, затем вычисляют массовый и объемный дебиты делением массы порции на общее время осуществления процессов наполнения и вытеснения, полученные их величины сравнивают с уже известными величинами дебитов, анализируют результаты сравнения и делают вывод о точности измерения для принятия мер к устранению причин недопустимой величины погрешности измерения. Также по истечении времени эксплуатации определяют величину объема жидкой фазы, накапливаемой в полости измерения V_ир, по объему порции жидкой фазы, определенному с помощью массового расходомера, и сравнивают с величиной V_и, уже известной при запуске устройства в эксплуатацию, и по их разнице вычисляют толщину слоя отложений на стенках сепаратора _отл по формуле:

,

где N=V_иp/V_и,

d – диаметр сепаратора.

Техническая задача по варианту устройства для осуществления способа измерения дебита нефтяных скважин, содержащему цилиндрический сепаратор, газовую линию с клапаном, впускную и выпускную жидкостные линии, последняя из которых выполнена в виде сифона, микропроцессор, успокоительные решетки, датчики давления, датчик температуры, решается согласно изобретению тем, что сепаратор установлен наклонно к горизонту под углом 60°, не более, в верхней части его установлены под углом не менее 15° к горизонту успокоительные решетки в 3 и более ряда с рассеивателем наверху, на выходе из сепаратора в газовую линию установлен инерционный отбойник с защитной сеткой, под успокоительными решетками размещен дефлектор с фартуком, образующие карман, сообщенный с газовой линией, в нижней части сепаратора размещен заборник, сообщенный вертикальным вспомогательным измерительным участком и последовательно сифонным сепаратором с коротким коленом большого сифона, образованного выпускной жидкостной линией, длинное колено которого сообщено с газовой линией, образующей в месте сообщения петлю, являющуюся гидрозатвором, выход которого с установленными на нем последовательно массовым расходомером и клапаном сообщен со сборным коллектором, при этом клапан выполнен с возможностями фиксации крайних его положений “Закрыто” и “Открыто” и дополнительного открытия сверх крайнего фиксированного положения “Открыто”, на газовой линии к тому же установлен сбросной клапан, тоже выполненный с возможностью фиксации крайних его положений “Закрыто” и “Открыто” и сообщенный со сборным коллектором. На вспомогательном измерительном участке, на сепараторе, на измерительном участке длинного колена большого сифона установлены пары датчиков давления, разнесенных по высоте, входящих по отдельности в комплекты 3-х дифманометров, связанных с микропроцессором, а внутреннее пространство сепаратора над заборником образует объем полости измерения. Кроме того, верх большого сифона через вантуз (игольчатый поплавковый клапан) сообщен со сборным коллектором. Помимо этого сифонный сепаратор включает цилиндрический сосуд, наклоненный к горизонту под углом 60°, не более, и сообщенный внизу вспомогательным измерительным участком с заборником, продуктоотборник, состоящий из нормального и оппозитного сифонов, имеющих общее короткое колено и сообщенных длинными коленами: нормального сифона – с низом сосуда, оппозитного сифона – с верхом сосуда; при этом верхняя точка нормального сифона сообщена с коротким коленом большого сифона, перед входами длинных колен нормального и оппозитного сифонов установлены диафрагмы, острыми кромками обращенные к сифонам, причем диаметры нормального и оппозитного сифонов в 1,5÷2,5 раза превышают диаметр короткого колена большого сифона, а верхняя точка длинного колена оппозитного сифона сообщена через вантуз со сборным коллектором.

Сущность изобретения поясняется чертежами:

фиг.1 – схема устройства;

фиг.2 – схема варианта устройства;

фиг.3 – сечение А-А инерционного отбойника;

фиг.4 – выноска Б с фиг.1;

фиг.5 – выноска В с фиг.2;

фиг.6 – схема продуктоотборника в момент смены отбора нефти на отбор воды;

фиг.7 – схема продуктоотборника в момент смены отбора воды на отбор нефти;

фиг.8 – схема продуктоотборника в момент отбора нефти.

На фигурах нефть обозначена растушевкой, вода – штриховкой.

Устройство для осуществления способа измерения дебита нефтяных скважин, в дальнейшем тексте “Устройство”, включает (см. фиг.1, 3, 4) цилиндрический сепаратор 1, наклоненный к горизонту под углом 60°, не более, впускную жидкостную линию 2, по которой подается в сепаратор 1 продукция скважин. В верхней части сепаратора 1 установлены с наклоном к горизонту под углом 15°, не менее, успокоительные решетки 3 в три и более ряда, с рассеивателем 4 наверху. Под успокоительными решетками 3 установлен дефлектор 5 с фартуком 6, образующие карман 7, сообщенный каналом 8 с газовой линией 9. На выходе сепаратора 1 в газовую линию 9 установлен инерционный отбойник 10 с защитной решеткой 11. Отбойник 10 выполнен из гофрированных листов 12 с кармашками 13 и днищем 14. В нижней части сепаратора размещен заборник 15, сообщенный с коротким коленом 16 большого сифона 17, образованного выпускной жидкостной линией 18, длинное колено 19 которого сообщено с газовой линией 9, образующей в месте сообщения петлю, являющуюся гидрозатвором 20, выход которого с установленными на нем массовым расходомером 21 и клапаном 22 сообщен со сборным коллектором (на фиг.1 не показан). Сепаратор 1 оснащен пробоотборником 23, сообщенным с карманом 7 и с низом сепаратора 1 через малый сифон 24. Вверх малого сифона 24 через вантуз 25 (игольчатый поплавковый клапан) сообщен разгрузочной линией 26 с вантузом 27 на выходе клапана 22. Клапан 22 состоит из корпуса 28, седла 29, в проходе которого установлен сопряженный с ним дроссель 30, закрепленный на запорном органе 31 со штоком 32. На штоке 32, с возможностью перемещения, посажена втулка 33 с шайбой 34 из магнитного материала. Втулка 33 подперта к упору 35 на конце штока 32 подпорной пружиной 36, опирающейся на запорный орган 31, и в свою очередь посажена с возможностью перемещения в магнитопроводы 37 с кольцевыми постоянными магнитами 38, между которыми размещена шайба 34. Магнитопроводы 37 закреплены в корпусе 28, запорный орган 31 нагружен относительно корпуса 28 основной пружиной 39. Клапан 22 конструктивно выполнен с возможностями фиксации крайних его положений “Закрыто” и “Открыто” и дополнительного открытия сверх крайнего фиксированного положения “Открыто”. На газовой линии 9 установлен сбросной клапан 40, сообщенный со сборным коллектором и выполненный также с возможностью фиксации крайних его положений “Закрыто” и “Открыто”. Конструкция сбросного клапана 40 аналогична конструкции клапана 22 за исключением деталей. В конструкции клапана 40 отсутствуют втулка 33, упор 35 и подпорная пружина 36. Шайба 34 закреплена на штоке 32. В нижней части сепаратора 1 установлен отсекатель 41. Верх большого сифона 17 через вантуз 42 сообщен со сборным коллектором для удаления остатков газа, выделяющегося из нефти при вытеснении жидкой фазы, способных сорвать работу большого сифона 17. На длинном колене 19 большого сифона 17 находится измерительный участок 43 с диаметром канала в 1,5÷2 раза больше, чем комплиментарные ему каналы. Внутренние пространства сепаратора 1 над заборником 15, большого сифона 17 и трубопровода 44, сообщающего его с заборником 15, гидрозатвора 20, и части газовой линии 9 до уровня верха большого сифона 17 образуют полость измерения. В верхней части сепаратора 1 установлены отдельный датчик давления 45 и датчик температуры 46, связанные с микропроцессором 47. На измерительном участке 43 установлена пара датчиков давления 48, разнесенных по высоте на расстояние Н_о и комплектующих дифманометр 49, на пробоотборнике 23 установлена пара датчиков давления 50, разнесенных по высоте на расстояние H₁ и комплектующих дифманометр 51.

На сепараторе 1, в нижней его части, ниже заборника 15 на расстоянии Н₂ установлен датчик давления 52, составляющий с датчиком давления 53 в верху сепаратора 1 пару, комплектующую дифманометр 54. Дифманометры 49, 51, 54 связаны с микропроцессом 47. Также связан с микропроцессом 47 расходомер 21.

“Устройство” по варианту исполнения в отличие от основного исполнения не содержит пробоотборник 23 с малым сифоном 24 и парой датчиков давления 50, трубопровод 44, отсекатель 41. Также в отличие от основного исполнения в варианте “Устройства” внутреннее пространство сепаратора 1 над заборником 15 образует полость измерения. Заборник 15 сообщен вертикальным вспомогательным измерительным участком 55 и сифонным сепаратором 56 с коротким коленом 16 большого сифона 17. Объем вспомогательного измерительного участка 55 равен или больше объема большого сифона 17. На вспомогательном измерительном участке 55 установлена пара датчиков давления 57, разнесенных по высоте на расстояние Н₄ и комплектующих дифманометр 51. Сифонный сепаратор 56 включает цилиндрический сосуд 58, наклоненный к горизонту под углом 60°, не более, сообщенный внизу вспомогательным измерительным участком 55 с заборником 15, продуктоотборник 59. Продуктоотборник 59 состоит из нормального сифона 60 и оппозитного сифона 61, имеющих общее короткое колено 62. Длинное колено 63 нормального сифона 60 сообщено с низом сосуда 58, длинное колено 64 оппозитного сифона 61 сообщено с верхом сосуда 58, причем на входах упомянутых колен 63, 64 установлены диафрагмы 65, 66, острыми кромками обращенные к сифонам 60, 61. Верх нормального сифона 60 сообщен с коротким коленом 16 большого сифона 17. Диаметр нормального 60 и оппозитного 61 сифонов в 1,5÷2,5 раза превышает диаметры колен большого сифона 17, величина которых принята из условий обеспечения нормальной скорости течения жидкой фазы. Верхняя точка длинного колена 64 оппозитного сифона 61 сообщена через вантуз 67 (игольчатый поплавковый клапан) со сборным коллектором для удаления остатков газа, выделяющегося из нефти при вытеснении жидкой фазы, способных сорвать работу продуктоотборника 59.

Способ измерения дебита нефтяных скважин осуществляют “Устройством” следующим образом: по впускной жидкостной линии 2 продукцию скважин подают в сепаратор 1, струя продукции ударяется в рассеиватель 4 и равномерно растекается по всей ширине успокоительных решеток 3. Поток продукции диспергируют на успокоительных решетках 3, при этом газовая фаза отделяется от жидкой и через инерционный отбойник 10 ее подают в газовую линию 9. Инерционный отбойник 10 окружен защитной сеткой 11, служащей для разрушения пены, образующейся при отделении от жидкой фазы газовой и увлекаемой последней. При разрушении пены остатки жидкой фазы ассоциируются в капли, которые падают вниз, на успокоительные решетки 3. Следы жидкой фазы в потоке газа, при его поворотах в каналах между гофрированных листов 12, отделяются за счет инерции от потока, улавливаются кармашками 13, скапливаются, стекают каплями вниз до днища 14 и далее с днища 14 до успокоительных решеток 3. Жидкая фаза стекает по склону успокоительных решеток 3 и через отверстия в них до дефлектора 5 и по склону дефлектора 5 до “поджидкостной” стенки сепаратора 1 и далее по ней вниз через зазор между фартуком 6 и “поджидкостной” стенкой. Внизу жидкую фазу накапливают, происходит процесс ее естественной сепарации в гравитационном поле, нефть ассоциируется в скопления, которые всплывают вверх в воде до “наджидкостной” стенки сепаратора 1 и далее вверх по ней до слоя ассоциированной нефти. Наклон сепаратора 1 предотвращает нарушение процесса естественной сепарации и образование эмульсии вторжением вновь поступивших порций жидкой фазы в ее ранее накопленный объем. Траектории движения всплывающих скоплений нефти и порций жидкой фазы наклоном сепаратора 1 отделены одна от другой и не пересекаются.

Газовая фаза по газовой линии 9 через гидрозатвор 20 поступает к клапану 22, настроенному на открытие заданным номинальным перепадом давлений газовой фазы перед клапаном 22 и среды в сборном коллекторе – Р_ном и закрытие при минимальном перепаде давлений – Р_мин. Удерживающая сила магнитной цепи: шайба 34, нижний постоянный кольцевой магнит 38, нижний магнитопровод 37 и сила упругости пружины 39 в сумме превышают по величине усилие воздействия перепада давлений газовой фазы перед клапаном 22 и среды в сборном коллекторе на запорный орган 31 и удерживают клапан 22 в фиксированном положении “Закрыто”. При достижении перепадом давлений величины Р_ном усилие от перепада давлений на запорный орган 31 и дроссель 30 превышает удерживающую магнитную силу и силу упругости пружины 39, клапан 22 расфиксируется из положения “Закрыто” и запорный орган 31 отрывается от седла 29, магнитная сила при этом падает по величине до нуля, и запорный орган 31 вместе со штоком 32, сжимая пружину 39, стремительно поднимается вверх до упора шайбой 34 в верхние магнит 38 и магнитопровод 37, открывая проход в канале седла 29, регламентируемый дросселем 30, для пропуска газовой фазы в сборный коллектор. Дальнейшему подъему штока 32 и запорного органа 31 препятствует усилие предварительно сжатой подпорной пружины 36. Удерживающая сила магнитной цепи: шайба 34, верхние магнит 38 и магнитопровод 37 и сила воздействия перепада давлений на запорный орган 31 и дроссель 30, сопрягаемый с каналом седла 29, в сумме превышают усилие сжатия пружины 39. Клапан 22 фиксируется в положении “Открыто” вплоть до падения перепада давлений по величине до Р_мин. Расфиксация клапана 22 из положения “Открыто”, стремительный переход его в положение “Закрыто”, фиксация в нем происходит аналогично описанному выше. Сброс газовой фазы прекращен. Таким образом, клапаном 22 удерживают давление газовой фазы в сепараторе 1 в заданном узком диапазоне значений, определяемом настройкой клапана 22 на заданные величины перепадов давлений Р_ном и Р_мин.

Жидкую фазу накапливают в сепараторе 1, уровень ее растет, на поверхности собирается слой, отделившейся от воды, нефти. Максимальный уровень определяется высотой большого сифона 17 над заборником 15 – Н₃. В конце подъема слой нефти собирают в кармане 7, защищенном дефлектором 5 и фартуком 6 от любого воздействия со стороны вновь поступивших из скважины порций жидкой фазы. Нефть отстаивают в кармане 7, вентилируемом каналом 8 за счет перепада давлений на инерционном отбойнике 10, что обеспечивает частичную дегазацию нефти и удаление с ее поверхности пены. Нефть в конце подъема поступает в пробоотборник 23, оттуда в короткое колено малого сифона 24, в длинное колено которого поступила вода, газовую подушку вверху малого сифона 24 и остатки пены и газа, ранее невыделившегося из нефти в кармане 7, удаляют вантузом 25 и по разгрузочной линии 26 через вантуз 27 в сборный коллектор.

В пробоотборнике 23 определяют плотность нефти следующим образом: парой датчиков давления 50 дифманометра 51 замеряют статическое давление P₁ столба нефти высотой H₁, т.е. производят гидростатическое взвешивание столба нефти; и по этим данным микропроцессором 47 производят вычисление плотности нефти по заложенной в него программе по формуле:

_н=P₁/(H₁*g),

где _н – плотность нефти,

g=9,81 м/с².

Жидкая фаза в сепараторе 1 поднимается до предельного уровня, вода в коротком колене 16 большого сифона 17, отстоявшаяся в процессе естественной сепарации, поднимается до верха большого сифона 17 на высоту Н₃ и заполняет длинное колено 19 большого сифона 17, газовую фазу из которого удаляют вантузом 42 в сборный коллектор. Момент достижения потоком воды нижнего из датчиков 48 дифманометра 49 фиксируют микропроцессом 47 по резкому изменению плотности жидкой фазы как момент t₁ окончания процесса накопления жидкой фазы в сепараторе 1 и начало процесса ее вытеснения из сепаратора 1 давлением газовой фазы. Момент t₁ фиксируют при резком изменении величины мгновенной плотности от нуля до величины плотности воды по достижению величины плотности воды, замеренной парой датчиков давления 48 дифманометра 49. Парой датчиков 48 дифманометра 49 производят гидростатическое взвешивание столба воды высотой Н_о в начале вытеснения на измерительном участке 43, диаметр которого для уменьшения влияния гидравлических потерь при течении жидкости на точность измерения увеличен в 1,5÷2 раза по сравнению с диаметром колен 16 и 19, и производят вычисление микропроцессором 47 по данным взвешивания плотности воды по формуле:

_в=P₂/(H₀*g),

где Р₂ – статическое давление столба воды высотой Н₀,

g=9,81 м/с².

Вода из длинного колена 19 заполняет гидрозатвор 20, перекрывает сброс газовой фазы и подступает к клапану 22, пропускная способность которого в положении “Открыто” достаточна для газа, но не достаточна для жидкости. Давление газовой фазы в сепараторе 1 подрастает и, соответственно, увеличивается перепад давлений жидкой фазы перед клапаном 22 и среды в сборном коллекторе до величины Р_макс. Шток 32 с запорным органом 31 перемещается вверх, дополнительно сжимая основную пружину 39 и подпорную пружину 36, выводит дроссель 30 из сопряжения с каналом седла 29, открывая максимальный проход клапана 22 сверх фиксированного положения “Открыто” для вытеснения в сборный коллектор жидкой фазы. Массовый расходомер 21 замеряет текущее значение массового расхода жидкой фазы. Вантуз 27 при течении жидкой фазы из клапана 22 в сборный коллектор перекрывает сброс газа из малого сифона 24. Вантуз 42 тоже перекрыт. Перекрытие вантузами 27 и 42 сброса газа позволяет поднять за счет этого давление в сепараторе 1, что обеспечивает вытеснение из него жидкой фазы давлением газовой фазы и дополнительно обеспечивает создание Р_макс на клапане 22. При снижении уровня жидкой фазы в сепараторе 1 до заборника 15 малый сифон 24 опорожняет пробоотборник 23 и освобождается сам от жидкой фазы. При достижении уровня жидкой фазы заборника 15 газовая фаза проникает в короткое колено 16 большого сифона 17, длинное колено 19 вытягивает остатки жидкой фазы из трубопровода 44, короткого колена 16 и освобождается от нее само. Место жидкой фазы занимает газовая фаза. Момент окончания прохождения жидкой фазой нижнего из пары датчиков давления 48 дифманометра 49 фиксируют микропроцессором 47 по резкому изменению плотности жидкой фазы как момент t₀ окончания вытеснения жидкой фазы из сепаратора 1 давлением газовой фазы и как момент начала накопления жидкой фазы в сепараторе 1. Момент t_o фиксируют при резком изменении величины мгновенной плотности от величины плотности жидкой фазы до нуля по достижению нуля плотности, замеренной парой датчиков давления 48 дифманометра 49. Величина отрезка времени, замеренная микропроцессором 47, – t₁=t₀-t₁ между зафиксированными моментами t₁ и t₀ является величиной времени осуществления процесса вытеснения жидкой фазы, аналогично – t₂=t₁-t₀ является величиной времени осуществления процесса накопления жидкой фазы. Величина объема внутреннего пространства гидрозатвора 20 не более чем на два порядка меньше объема сепаратора 1, поэтому время освобождения его от жидкой фазы и время наполнения его не может существенно повлиять на точность замера t₁ и t₂. Жидкая фаза из гидрозатвора 20 вытесняется давлением газовой фазы в сборный коллектор. Начинается сброс через клапан 22 газовой фазы из сепаратора 1 и накопление жидкой фазы в нем. Давление газовой фазы в сепараторе 1 падает, поскольку одновременно с этим еще открывается сброс газовой фазы через вантузы 25, 27, 42. Перепад давлений на клапане 22 снижается до Р_ном, и клапан 22 возвращается в фиксированное положение “Открыто”.

Поступающие порции жидкой фазы, свободные от газовой фазы, собираются внизу сепаратора 1. Там же установлен отсекатель 41, предотвращающий в начале накопления попадание нефти в трубопровод 44 и короткое колено 16 большого сифона 17 и способствующий попаданию в них только воды, отстоявшейся в сепараторе 1, для обеспечения тарирования объема полости измерения в сепараторе 1. Для осуществления отсекателем 41 своей функции верхний край его приподнят, а нижний край заглублен относительно торца заборника 15 с тем, чтобы отсекать нефть из поступающих порций жидкой фазы, но не препятствовать поступлению воды в трубопровод 44 при начале процесса накопления.

При прорыве газового «пузыря» из скважины давление в сепараторе 1 растет и перепад давлений газовой фазы в газовой линии 9 и среды в сборном коллекторе на сбросном клапане 40 возрастает до величины Р_авР_макс+0,05 МПа, сбросной клапан 40 расфиксируется из положения “Закрыто” и переходит в положение “Открыто” и фиксируется в этом положении. Дополнительную порцию газовой фазы, поступившую с газовым «пузырем» сбрасывают в сборный коллектор. Перепад давления на сбросном клапане 40 снижается до величины Р_макс, сбросной клапан 40 расфиксируется из наложения “Открыто” и переходит в положение “Закрыто”, где и фиксируется. Удержание давления газовой фазы в сепараторе 1 в узком диапазоне величин, определяемом перепадами Р_макс÷Р_ав способствует стабильной работе расходометра 21.

При вытеснении жидкой фазы из сепаратора 1 она протекает по измерительному участку 43, где гидростатически взвешивают столб протекающей жидкости высотой Н₀, парой датчиков давления 48 дифманометра 49 и по данным взвешивания микропроцессором 47 вычисляют мгновенные значения величины ее плотности по формуле:

_x=P₂/(H₀*g)=_x(t),

где _x(t) – функция зависимости мгновенных значений величины плотности протекающей жидкости от текущего времени измерения – t, полученная путем аппроксимирования микропроцессором 47 последовательности значений величины плотности жидкости за время t₁ – процесса вытеснения.

Микропроцессором 47 по программе интегрирования по времени, заложенной в него, производят вычисление общей плотности порции жидкой фазы – _жф, вытесняемой из сепаратора 1 за время вытеснения t₁=t₀-t₁, по формуле:

;

на основе полученных данных: _н, _в, _жф; используя систему уравнений:

_жф=C_н*_н+С_в*_в, 1=С_н+С_в;

где: С_н, С_в – коэффициенты относительного объемного содержания нефти и воды в жидкой фазе; вычисляют микропроцессором 47 коэффициенты С_н и С_в по заданной программе, по формулам:

;

.

Объем V_и полости измерения включает внутренние пространства сепаратора 1 над заборником 15, трубопровода 44, большого сифона 17, гидрозатвора 20 и части газовой линии 9 до уровня верха большого сифона 17. Тарированный объем – V_o определяется как объем полости сепаратора 1 над заборником 15, гипотетически занимаемой водой, определяемый столбом воды высотой Н₃ в коротком колене 16 большого сифона 17, являющимся сообщающимся сосудом с сепаратором 1. Объем V_и накопленной жидкой фазы в полости измерения будет равен:

;

где V_o – тарированный объем сепаратора 1,

V – объем внутреннего пространства трубопровода 44, большого сифона 17 гидрозатвора 21 и части газовой линии 9 до уровня верха большого сифона 17;

k₁ – поправочный коэффициент, учитывающий, что вся нефть из объема V_и собралась в сепараторе 1, а в объеме V содержится только вода на протяжении всего времени накопления: k₁=_в/(C₁*_жф) – из этого следует:

:

где C₁ – поправочный коэффициент, определяющий изменение плотности жидкой фазы только в сепараторе 1 по причине того, что вся нефть из объема V_и собралась в сепараторе 1.

Величину k₁ определяем из уравнения равновесия жидкости в двух сообщающихся сосудах: сепараторе 1 и коротком колене 16 большого сифона 17;

g*H_в*_в+g*H_н*_н=g*H₃*_в,

где Н_в, Н_н – толщина слоев воды и нефти в сепараторе 1;

после умножения обеих частей уравнения на S/sin ,

где: S – поперечная площадь сепаратора 1,

– угол наклона сепаратора 1; уравнение принимает вид:

;

где (V_и*С_в–V) – объем воды в сепараторе 1,

V_и*С_н – объем нефти в сепараторе 1;

подставляем в уравнение известное равенство (3):

в итоге, имея известные величины: _в, _н, V, С_в, С_н, V_o=Н₃*S/sin ;

получаем уравнение:

Дебиты объемный и массовый жидкой фазы определяют вычислением на микропроцессоре 47 по формулам:

;

Q_m=Q_v*_жф;

где t₂ – время осуществления процесса накопления; t₂=t₁-t₀,

Q_v, Q_m^– объемный и массовый дебиты.

Дебиты объемные и массовые нефти и воды определяют вычислением по формулам:

Q_vн=Q_v*C_н; Q_mн=Q_vн*_н;

Q_vв=Q_v*C_в; Q_mв=Q_vв*_в;

Объемный дебит газовой фазы определяют по формуле:

Q_vг=(V_и+Q_v*t₁)/t₁=V_и/t₁+Q_v=(V_o*k₁+V)/(t₀-t₁)+Q_v,

с учетом поступления жидкой фазы во время вытеснения.

Для определения массового дебита газовой фазы необходимо определить усредненные значения давления P₁ и температуры T₁ газовой фазы в сепараторе 1 во время процесса вытеснения. За время вытеснения жидкой фазы давление Р и температура Т газовой фазы в сепараторе 1 меняются в широком диапазоне по причине изменения уровня жидкой фазы и большой разницы плотностей и вязкостей нефти и воды, влияющих на гидравлические потери при течении жидкости по каналам. Данные с датчиков давления 45 и температуры 46 передаются в микропроцессор 47, и по заданной программе вычисляют усредненные значения величин по формулам:

где P(t), T(t) – функции зависимости текущих значений давления и температуры от текущего времени t – измерения за время t₁=t₀-t₁ осуществления процесса вытеснения, полученные апроксимированием микропроцессором 47 последовательности значений Р и Т за время t₁. По формуле уравнения состояния газа вычисляют усредненное значение плотности газовой фазы:

_г=P₁/(R*T₁);

где R – газовая постоянная. В таком случае массовый дебит газовой фазы вычисляют по формуле:

Q_mг=Q_vг*_г.

Датчики давления 52, 53 дифманометра 54, установленные на сепараторе 1, измеряют статическое давление столба жидкой фазы, и величина его выражается формулой:

(V_o*sin/S+H₂)*g*_в.

Диапазон значений величины давления простирается от минимума – Н₂*g*_в, до максимума – (V_o*sin/S+Н₂)*g*_в. Микропроцессор 47 фиксирует крайние значения диапазона как моменты t_o и t₁: начало и конец процесса накопления и также как конец и начало процесса вытеснения жидкой фазы. Таким образом дублируют измерения величины времени осуществления процессов накопления и вытеснения для контроля и корректировки точности измерения.

Текущее значение величины массового расхода жидкой фазы, измеряемое массовым расходомером 21 за время t₁ осуществления процесса вытеснения – q_m, находится в зависимости от текущего времени ее измерения t и выражается функцией q_m(t), полученной аппроксимированием микропроцессором 47 последовательности q_m за время t₁. q_m – величина непостоянная по причине нестабильности давления газовой фазы в сепараторе 1 и изменения текущих величин плотности и вязкости жидкой фазы, протекающей через расходомер 21. Вычисляют микропроцессором 47 по заданной программе интегрирования по времени t_i массу порции жидкой фазы, вытесненной в сборный коллектор, и массовый дебит жидкой фазы по формулам:

где Q_mp – массовый дебит жидкой фазы, определенный с помощью массового расходомера 21. Вычисляют V_ир – объем жидкой фазы, накопленной в полости измерения из формулы: V_иp=Q_mp*t₂/_жф; откуда согласно уравнению (3) определяют:

V_op=(V_ир–V)/k₁.

Используя известные величины _н, _в, _жф, С_н, С_в, Р₁, Т₁; вычисляют Q_vp, Q_vнp, Q_mнp, Q_vвp, Q_mвр, Q_vгp, Q_mгp. Сравнивают со значениями аналогичных величин, уже полученных известным способом, и делают вывод о стабильности и точности измерений устройства с тем, чтобы внести необходимые поправки в систему замера. По изменению величины V_op с течением времени эксплуатации определяют толщину слоя отложений на стенках сепаратора 1:

N=V_opt/V_o=d²_t/d²,

где величины с индексом “t” относятся к текущему моменту эксплуатации, а без индекса – к началу эксплуатации,

d_t, d – диаметры внутренней поверхности сепаратора 1,

N – коэффициент влияния толщины слоя отложений на геометрические параметры сепаратора 1.

Толщину слоя отложений определяют по формуле:

.

Вариант способа измерения дебита нефтяных скважин вариантом “Устройства” осуществляют аналогично основному исполнению способа, за исключением отдельных операций, и происходит это следующим образом: отделение жидкой фазы от газовой выполняют, как в основном исполнении способа, далее накапливают жидкую фазу в сепараторе 1, при этом одновременно с ростом ее уровня в сепараторе 1 растет практически без отставания ее уровень в коротком колене 16 большого сифона 17, являющегося сообщающимся через продуктоотборник 59 с сепаратором 1 сосудом. В это время производят предварительное разделение жидкой фазы на нефть и воду методом отстоя в гравитационном поле, в результате чего нефть, ассоциированная в отдельные скопления, собирается у верхней поверхности.

Газовая фаза сбрасывается в сборный коллектор, как в основном исполнении способа. При достижении уровня жидкой фазы в коротком колене 16 верхней точки большого сифона 17 жидкая фаза переливается в длинное колено 16, и момент t₁ достижения ею нижнего датчика давления 48 фиксируют по резкому изменению плотности жидкой фазы как момент окончания процесса накопления жидкой фазы и момент начала процесса ее вытеснения. Момент t₁ фиксируют при резком скачке величины мгновенной плотности от нуля до плотности жидкой фазы по достижению величины плотности жидкой фазы, замеряемой парой датчиков давления 48 дифманометра 49. Жидкая фаза из длинного колена 19 большого сифона 17 проникает в гидрозатвор 20 и прерывает сброс газовой фазы в сборный коллектор. Начинается вытеснение жидкой фазы давлением газовой фазы. Процесс вытеснения происходит аналогично основному исполнению способа. Жидкая фаза из сепаратора 1 по вспомогательному измерительному участку 55 поступает на окончательную сепарацию методом отстоя в гравитационном поле в наклонный цилиндрический сосуд 58, где отдельные ассоциированные скопления нефти всплывают в воде до “наджидкостной” стенки сосуда 58 и по ней вверх, где интегрируются в слой. Нефть, по мере поступления жидкой фазы, накапливается в верху сосуда 58 (см. фиг.6, 7, 8), и поверхность раздела 68 слоев воды и нефти в сосуде 58 опускается вниз, поверхность раздела 69 слоев нефти и воды в длинном колене 64 оппозитного сифона 61, как в сообщающемся с сосудом 58 канале, тоже опускается вниз, но с отставанием h₁, выражаемым формулой:

h₁*g*(_B–_н)P_rc1;

где h₁ – высота неравновесных гидростатических столбов нефти и воды,

P_rc1 – гидравлическое сопротивление диафрагм 65, 66 соответственно потокам:

нефти из верха сосуда 58 в оппозитный сифон 61 и воды из сосуда 58 в нормальный сифон 60 (см. фиг.7). Жидкую фазу, поступающую в сосуд 58, окончательно сепарируют там отстоем в гравитационном поле: нефть накапливается вверху сосуда 58, вода снизу его по длинному колену 63 нормального сифона 60 поступает в короткое колено 16 большого сифона 17. Такое состояние продуктоотборника 59 называется отбором воды. Когда поверхность раздела 69 в длинном колене 64 опустится до начала общего короткого колена 62, нормальный сифон 60 под действием гидростатического напора неравновесия столбов нефти и воды высотой h₁, вызываемого разностью плотностей нефти _н и воды _в, сработает и вытеснит воду из общего короткого 62 и длинного 63 колен в сосуд 58 и на это место втянет нефть с верха сосуда 58 (см. фиг.8). Произошла смена отбора воды на отбор нефти. Нефть через верх нормального сифона 60 из верха сосуда 58 вытесняется через большой сифон 17 и далее в сборный коллектор. Вода накапливается внизу сосуда 58, нефть с верху из него убывает. Поверхность раздела 68 в сосуде 58 поднимается вверх, поверхность раздела 69 в длинном колене 63 поднимается тоже вверх, но с отставанием h₂ (см. фиг.6), выражаемым формулой:

h₂*g*(_в–_н)P_rc2;

где h₂ – высота неравновесных столбов нефти и воды,

Р_rс2 – гидравлическое сопротивление диафрагм 65, 66 соответственно потокам:

воды из низа сосуда 58 в нормальный сифон 60 и нефти с верха сосуда 58 в оппозитный сифон 61. Как только поверхность 69 достигнет начала короткого сифона 62, оппозитный сифон 61 под действием гидростатического напора неравновесия столбов нефти и воды высотой h₂ сработает и вытеснит нефть в верх сосуда 58 и втянет на это место воду из низа сосуда 58 (см. фиг.2). Произошла смена отбора нефти на отбор воды. Вода вытесняется в сборный коллектор. В сифонах 60, 61 существуют два вида течения жидкости: течение объема жидкости в сифонах 60, 61, вызванное гидростатическим неравновесием из-за разницы в плотностях нефти и воды, и течение жидкости, вызванное вытеснением жидкой фазы. Чтобы последнее, второе, течение жидкости не влияло сильно на первое, диаметры нормального 60 и оппозитного 61 сифонов увеличены по сравнению с диаметрами колен большого сифона 17 в 1,5÷2, 5 раза, что, как известно из гидравлики, уменьшает скоростной напор второго течения жидкости в 5,1÷38,1 раз. Поэтому можно считать, что перемещение объема жидкости в сифонах 60, 61 определяется практически только гидростатическим напором, вызванным неравновесием столбов нефти и воды высотой h₁ или h₂ из-за разницы их плотностей. Диафрагмы 65, 66 имеют гидравлическое сопротивление потоку жидкости из продуктоотборника 59 в 1,5-2 раза больше, чем потоку в продуктоотборник 59, что повышает эффективность его работы и снижает его гидравлическое сопротивление. Итак, продуктоотборник 59 отбирает из слоев воды или нефти в сосуде 58 поочередно только нефть или воду, что позволяет их идентифицировать по плотности с большой точностью, тем более что двухступенчатое сепарирование повышает качество отстоя нефти и воды и, следовательно, истинность величины замеряемой плотности. Уровень жидкой фазы в газовой линии 9 следует за уровнем в сепараторе 1, поскольку они являются сообщающимися сосудами, и, когда весь объем накопившейся в нем жидкой фазы будет вытеснен до торца заборника 15, дальнейшее понижение уровня будет продолжено во вспомогательном измерительном участке 55 до места его соединения с сосудом 58, что намного ниже гидрозатвора 20, а уровень в газовой линии 9 дойдет до места соединения длинного колена 19 большого сифона 17 с гидрозатвором 20. Короткое колено 16 большого сифона 17 и сифонный сепаратор 56 образуют длинное колено сифонного комплекса, состоящего из сифонного сепаратора 56 и короткого колена большого сифона 17, длинное колено 19 которого будет коротким коленом сифонного комплекса. Сифонный комплекс перегонит жидкость из большого сифона 17 во вспомогательный измерительный участок 55. При этом возобновится, после вытеснения газом жидкости из гидрозатвора 20 в сборный коллектор, сброс газовой фазы.

Момент окончания прохождения жидкой фазой нижнего датчика давления 48 на участке измерения 43 фиксируется микропроцессором 47 по резкому изменению плотности жидкой фазы как момент t₀ окончания процесса вытеснения жидкой фазы из сепаратора 1 и начала накопления ее. Момент t₀ фиксируют при резком изменении величины мгновенной плотности от плотности жидкой фазы до нуля по достижению нуля, замеряемого парой датчиков давления 48 дифманометра 49.

Определение величины плотности нефти производят гидростатическим взвешиванием столба нефти высотой Н_о, протекающей по измерительному участку 43, при отборе продуктоотборником 59 только нефти, и после идентификации микропроцессором 47 нефти вычисляют ее плотность по формуле:

_н=Р₃/(Н₀*g);

где Р₃ – статическое давление столба нефти высотой Н_о, замеренное парой датчиков давления 48 дифманометра 49.

Аналогично вычисляют плотность воды при отборе продуктоотборником 59 только воды по формуле:

_в=Р₄/(Н₀*g);

где P₄ – статическое давление столба воды высотой Н₀.

Общую плотность жидкой фазы _жф определяют гидростатическим взвешиванием столба жидкости высотой Н₄, протекающей по вспомогательному измерительному участку 55, парой датчиков 57 дифманометра 51 и вычислением по формулам:

_x=Р₅/(Н₄*g)=_x(t);

где _х – мгновенные значения величины плотности жидкости;

_х(t) – функция зависимости мгновенных значений величины плотности жидкости от текущего времени измерения t, полученная аппроксимированием микропроцессором 47 последовательности значений мгновенной плотности жидкой фазы за время вытеснения;

P₅ – статическое давление столба жидкой фазы высотой Н₄.

Микропроцессором 47 по заданной программе интегрирования по времени производят вычисление _жф плотности порции жидкой фазы, вытесняемой из сепаратора 1 за время вытеснения t₁=t₀-t₁, по формуле:

;

По известным формулам вычисляют коэффициенты С_н и С_в относительного объемного содержания нефти и воды в жидкой фазе:

C_н=(_жф–_н)/(_в–_н); С_в=1-С_н.

Полостью измерения является внутреннее пространство сепаратора 1 над заборником. Объем и высоту столба накопленной жидкой фазы за время накопления t₂=t₁-t₀ определяют вычислением по формулам:

V_и=(P_и-H₅*_в*g)*S/(g*_жф*sin),

H₅=V_и*sin/S;

где Р_и – перепад статического давления, замеренный парой датчиков 52, 53 дифманометра 54 на сепараторе 1,

H₅ – высота столба воды от датчика 52 до торца заборника 15,

– угол наклона сепаратора 1,

S – поперечная площадь сепаратора 1.

Вычисляют дебиты объемные и массовые жидкой фазы, нефти и воды по формулам:

Q_v=V_и/t₂ – объемный дебит жидкой фазы;

Q_m=Q_v*_жф – массовый дебет жидкой фазы;

Q_vн=Q_v*C_н; Q_mн=Q_vн*_н – объемный и массовый дебиты нефти;

Q_vв=Q_v*C_в; Q_mв=Q_vв*_в – объемный и массовый дебиты воды.

Объемный дебит газовой фазы вычисляют по формуле: Q_vг=V_и/t₁+Q_v.

Для определения массового дебита газовой фазы сначала определяют вычислением усредненные значения величины давления P₁ и температуры газа T₁ в сепараторе 1 за время t₁=t₀-t₁ вытеснения жидкой фазы по данным датчиков давления 45 и температуры 46 по известным формулам:

, ;

Определяют вычислением усредненное значение величины плотности газовой фазы по уравнению состояния: _г=P₁/(R*T₁).

Массовый дебит газа: Q_mг=Q_vг*_г.

Текущее значение величины массового расхода жидкой фазы, измеряемое массовым расходомером 21, во время t₁ осуществления процесса вытеснения q_m находится в зависимости от текущего времени ее измерения t и выражается функцией g_m(t), полученной аппроксимированием микропроцессором 47 последовательности значений q_m за время t₁. Исходя из этого, вычисляют микропроцессором 47 по заданной программе интегрирования по времени t массу порции жидкой фазы, вытесненной в сборный коллектор, и массовый дебит жидкой фазы по формуле:

;

.

Используя известные величины: _н, _в, _жф, С_н, С_в, P₁, T₁; вычисляют: V_up, Q_v, Q_vнр, Q_mнp, Q_vвp, Q_mвp, Q_vгр, V_mгр.

Микропроцессором 47 сравнивают значения аналогичных величин, уже полученных известным способом, и делают вывод о стабильности и точности замера вариантом “Устройства” с тем, чтобы внести необходимые поправки в систему замера.

Вычисляют V_ир=Q_mp*t₂/_жф; по изменению величины V_и с течением времени эксплуатации определяют толщину слоя отложений:

N=V_ирt/V_и=d²_t/d²; откуда

.

Использование изобретения позволит упростить конструкцию “Устройства”, повысить точность и надежность замера дебита нефтяной скважины, по каждому компоненту ее продукции отдельно, за счет повышения эффективности и качества разделения нефтеводогазовой смеси и двухступенчатого процесса сепарации жидкой фазы, за счет дублирования и контроля точности замеров, поддержания давления газовой фазы в узком диапазоне величин и эффективной защиты “Устройства” от резкого повышения давления газовой фазы в случае поступления из скважины газового «пузыря».

Использование изобретения в практике снизит себестоимость работ и повысит экономическую эффективность нефтедобычи.

Формула изобретения

1. Способ измерения дебита нефтяных скважин, включающий подачу продукции нефтяных скважин в сепаратор, разделение ее на жидкую и газовую фазы, сброс газовой фазы в сборный коллектор, накопление жидкой фазы в сепараторе, в процессе которого определяют ее объемный и массовый дебиты путем измерения времени заполнения объема полости измерения жидкой фазой и относительное содержание в ней воды и нефти по известным их плотностям, затем, по заполнении объема полости измерения, перекрытие сброса газовой фазы и, как следствие этого, вытеснение жидкой фазы давлением газовой фазы в сборный коллектор из полости измерения, в процессе которого определяют объемный и массовый дебиты газовой фазы измерением времени вытеснения жидкой фазы из объема полости измерения, отличающийся тем, что отделение газовой фазы от жидкой осуществляют дисперсией потока продукции скважины и инерционным воздействием на поток газовой фазы, жидкую фазу разделяют при накоплении на компоненты – воду и нефть, ассоциированную в скопления, путем отстоя ее в гравитационном поле в сепараторе, затем определяют плотность нефти методом гидростатического взвешивания столба заданной высоты ее пробы, которую отбирают при окончании процесса накопления жидкой фазы, и плотность воды – методом гидростатического взвешивания ее столба заданной высоты в начале вытеснения жидкой фазы, протекающей по измерительному участку, далее определяют общую плотность накопленной в объеме полости измерения жидкой фазы интегрированием по времени вытеснения последовательности мгновенных значений величины плотности, определяемых методом гидростатического взвешивания столба заданной высоты жидкой фазы, протекающей по измерительному участку при вытеснении, и делением результата интегрирования на величину времени вытеснения, после чего вычисляют объем жидкой фазы накопленной в полости измерения по формуле
V_и=V_о·_в/(С₁·_жф)+V,
где V_o – тарированный объем внутреннего пространства сепаратора;
_в, _жф – плотности воды и жидкой фазы;
С₁ – поправочный коэффициент;
V – объем сообщающихся с сепаратором каналов,
причем величины времени осуществления процессов заполнения и вытеснения жидкой фазы измеряют фиксацией начала и конца процессов по резкому изменению величины мгновенной плотности жидкой фазы, протекающей по измерительному участку: при изменении величины мгновенной плотности от нуля до величины плотности воды момент фиксации величины плотности воды соответствует моменту t₁ – концу накопления и началу вытеснения, при изменении величины плотности жидкой фазы до нуля момент фиксации нуля соответствует моменту t₀ – началу накопления и концу вытеснения; при этом давление рабочей среды при накоплении и вытеснении жидкой фазы поддерживают в заданных пределах, а дополнительную порцию газа, поступившую с газовым «пузырем» из скважины, сбрасывают в сборный коллектор.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что массу и объем порции жидкой фазы, поданной в сборный коллектор во время процесса вытеснения, определяют массовым расходомером и вычислением на микропроцессоре путем интегрирования по времени последовательности текущих значений величины массового расхода, затем вычисляют массовый и объемный дебиты путем деления массы порции на общее время осуществления процессов накопления и вытеснения, полученные величины их сравнивают с уже известными величинами дебитов, анализируют результаты сравнения и делают вывод о точности измерения для принятия мер к устранению причин недопустимой величины погрешности измерения.

3. Способ по пп.1 и 2, отличающийся тем, что по истечении времени эксплуатации вычисляют величину V_op – тарированный объем внутреннего пространства сепаратора, по объему порции жидкой фазы, определенному с помощью массового расходомера, и сравнивают с величиной V_о, уже известной в начале эксплуатации, и по их разнице вычисляют толщину слоя отложений на стенках сепаратора по формуле

где N=V_op/V_o;
d – диаметр сепаратора.

4. Устройство для осуществления способа измерения дебита нефтяных скважин, содержащее цилиндрический сепаратор, газовую линию с клапаном, впускную и выпускную жидкостные линии, последняя из которых выполнена в виде сифона, микропроцессор, успокоительные решетки, датчики давления, датчик температуры, отличающееся тем, что сепаратор установлен наклонно к горизонту под углом не более 60°, в верхней части его установлены под углом не менее 15° к горизонту успокоительные решетки в три и более рядов с рассеивателем наверху, на выходе из сепаратора в газовую линию установлен инерционный отбойник с защитной сеткой, под успокоительными решетками размещен дефлектор с фартуком, образующие карман, сообщенный с газовой линией, в нижней части сепаратора установлены отсекатель и заборник, сообщенный с коротким коленом большого сифона, образованного выпускной жидкостной линией, длинное колено которого также сообщено с газовой линией, образующей в месте сообщения петлю, являющуюся гидрозатвором, выход последнего с установленными на нем последовательно массовым расходомером и клапаном сообщен со сборным коллектором, при этом клапан выполнен с возможностями фиксации крайних его положений “Закрыто” и “Открыто” и дополнительного открытия сверх крайнего фиксированного положения “Открыто”, на газовой линии к тому же установлен сбросной клапан, тоже выполненный с возможностью фиксации крайних его положений “Закрыто” и “Открыто” и сообщенный со сборным коллектором, сепаратор, кроме того, оснащен пробоотборником, сообщенным с карманом и с низом сепаратора через малый сифон, верх которого через вантуз (игольчатый поплавковый клапан) сообщен разгрузочной линией с вантузом на выходе гидрозатвора, причем на пробоотборнике, на сепараторе и на измерительном участке длинного колена большого сифона установлены пары датчиков давления, разнесенных по высоте, входящих по отдельности в комплекты трех дифманометров, связанных с микропроцессором, а внутренние пространства большого сифона и трубопровода, сообщающего его с заборником, сепаратора над заборником, гидрозатвора и части газовой линии до уровня верха большого сифона образуют объем полости измерения, причем верх большого сифона через вантуз сообщен со сборным коллектором.

5. Способ измерения дебита нефтяных скважин, включающий подачу продукции нефтяных скважин в сепаратор, разделение ее на жидкую и газовую фазы, сброс газовой фазы в сборный коллектор, накопление жидкой фазы в сепараторе, в процессе которого определяют ее объемный и массовый дебиты путем измерения времени заполнения объема полости измерения жидкой фазой и относительное содержание в ней воды и нефти по известным их плотностям, затем по заполнении полости измерения перекрытие сброса газовой фазы и, как следствие этого, вытеснение жидкой фазы давлением газовой фазы в сборный коллектор из полости измерения, в процессе которого определяют объемный и массовый дебиты газовой фазы путем измерения времени вытеснения жидкой фазы из объема полости измерения, отличающийся тем, что отделение газовой фазы от жидкой осуществляют дисперсией потока продукции скважины и инерционным воздействием на поток газовой фазы; жидкую фазу предварительно разделяют при накоплении на компоненты – воду и нефть, ассоциированную в скопления, путем отстоя ее в гравитационном поле в сепараторе, затем отправляют в сифонный сепаратор на окончательную сепарацию также методом отстоя в гравитационном поле, в результате которой нефть и воду собирают в отдельные интегрированные слои, из которых отдельно, поочередно их отбирают и вытесняют в сборный коллектор, при этом определяют плотности нефти и воды, после их идентификации, методом гидростатического взвешивания столба заданной высоты нефти или воды, протекающих по измерительному участку, и общую плотность жидкой фазы, накопленной в объеме полости измерения, интегрированием по времени вытеснения последовательности мгновенных значений величины плотности, определяемых методом гидростатического взвешивания столба заданной высоты жидкой фазы, протекающей по вспомогательному измерительному участку, и делением результата интегрирования на величину времени вытеснения, после чего вычислением определяют заданный объем жидкой фазы накопленной в полости измерения по формуле
V_и=Р_и·S/(g·_жф·sin),
где Р_и – гидростатическое давление столба жидкой фазы в полости измерения;
S – поперечная площадь сепаратора;
g=9,81 м/с²;
– угол наклона сепаратора;
_жф – плотность жидкой фазы,
причем величины времени осуществления процессов заполнения и вытеснения жидкой фазы измеряют фиксацией начала и конца процессов по резкому изменению величины мгновенной плотности жидкой фазы, протекающей по измерительному участку; при изменении величины мгновенной плотности от нуля до величины плотности жидкой фазы момент фиксации величины плотности жидкой фазы соответствует моменту t₁ – концу накопления и началу вытеснения, при изменении величины мгновенной плотности от величины плотности жидкой фазы до нуля момент фиксации нуля соответствует моменту t₀ – началу накопления и концу вытеснения; при этом давление рабочей среды при накоплении и вытеснении жидкой фазы поддерживают в заданных пределах, а дополнительную порцию газа, поступившую с газовым «пузырем» из скважины, сбрасывают в сборный коллектор.

6. Способ по п.5, отличающийся тем, что массу и объем порции жидкой фазы, поданной в сборный коллектор при вытеснении, определяют с помощью массового расходомера и вычислением на микропроцессоре путем интегрирования по времени последовательности текущих значений величины массового расхода, затем вычисляют массовый и объемный дебиты путем деления массы порции на общее время осуществления процессов накопления и вытеснения, полученные величины сравнивают с уже известными величинами дебитов, анализируют результаты сравнения и делают вывод о точности измерения для принятия мер к устранению причин недопустимой величины погрешности измерений.

7. Способ по п.6, отличающийся тем, что по истечении времени эксплуатации вычисляют величину объема жидкой фазы, накапливаемой в полости измерения сепаратора – V_ир, по объему порции жидкой фазы, определенной с помощью массового расходомера, и сравнивают с величиной – V_и, уже известной в начале эксплуатации, и по их разнице вычисляют толщину слоя отложений – _отл на стенках сепаратора по формуле

где N=V_ир/V_и;
d – диаметр сепаратора.

8. Устройство для осуществления способа измерения дебита нефтяных скважин, содержащее цилиндрический сепаратор, газовую линию с клапаном, впускную и выпускную жидкостные линии, последняя из которых выполнена в виде сифона, микропроцессор, успокоительные решетки, датчики давления, датчик температуры, отличающееся тем, что сепаратор установлен наклонно к горизонту под углом 60°, не более, в верхней части его установлены под углом не менее 15° к горизонту успокоительные решетки в три и более рядов с рассеивателем наверху, на выходе из сепаратора в газовую линию установлен инерционный отбойник с защитной сеткой, под успокоительными решетками размещен дефлектор с фартуком, образующие карман, сообщенный с газовой линией, в нижней части сепаратора размещен заборник, сообщенный вертикальным вспомогательным измерительным участком и последовательно сифонным сепаратором с коротким коленом большого сифона, образованного выпускной жидкостной линией, длинное колено которого также сообщено с газовой линией, образующей в месте сообщения петлю, являющуюся гидрозатвором, выход которого с установленными на нем последовательно массовым расходомером и клапаном сообщен со сборным коллектором, при этом клапан выполнен с возможностями фиксации крайних его положений “Закрыто” и “Открыто” и дополнительного открытия сверх крайнего фиксированного положения “Открыто”, на газовой линии к тому же установлен сбросной клапан, тоже выполненный с возможностью фиксации крайних его положений “Закрыто” и “Открыто” и сообщенный со сборным коллектором, на вспомогательном измерительном участке, на сепараторе, на измерительном участке длинного колена большого сифона установлены пары датчиков давления, разнесенных по высоте, входящих по отдельности в комплекты трех дифманометров, связанных с микропроцессором, а внутреннее пространство сепаратора над заборником образует объем полости измерения.

9. Устройство по п.8, отличающееся тем, что верх большого сифона через вантуз (игольчатый поплавковый клапан) сообщен со сборным коллектором.

10. Устройство по п.8, отличающееся тем, что сифонный сепаратор включает цилиндрический сосуд, наклоненный к горизонту под углом 60°, не более, и сообщенный внизу вспомогательным измерительным участком с заборником, продуктоотборник, состоящий из нормального и оппозитного сифонов, имеющих общее короткое колено и сообщенных длинными коленами нормального сифона с низом сосуда, оппозитного сифона – с верхом сосуда, при этом верхняя точка нормального сифона сообщена с коротким коленом большого сифона, перед входами длинных колен нормального и оппозитного сифонов установлены диафрагмы, острыми кромками обращенные к сифонам, причем диаметры нормального и оппозитного сифонов в 1,5÷2,5 раза превышают диаметры большого сифона, а верхняя точка длинного колена оппозитного сифона сообщена через вантуз со сборным коллектором.

РИСУНКИ