Способ измерения дебита нефтяных скважин и устройство для его осуществления (варианты)

Способ измерения дебита нефтяных скважин и устройство для его осуществления (варианты)

Иллюстрации

Показать все

Реферат

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

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

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

Недостатками известных устройства и способа являются:

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

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

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

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

Известные устройство и способ имеют ряд недостатков:

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

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

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

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

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

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

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

Известные установка и способ имеют следующие недостатки:

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

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

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

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

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

Устройство и способ имеют недостатки:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

где D_по - диаметр сифонов, верхнего и оппозитного,

d_жл - диаметр участка жидкостной линии.

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

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

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

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

где D_по - диаметр сифонов, верхнего и оппозитного,

d_жл - диаметр участка жидкостной линии;

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

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

Сущность изобретения поясняется чертежами:

фиг.1 - схема устройства;

фиг.2 - сечение А-А инерционного отбойника;

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

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

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

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

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

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

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

фиг.10 - вид Д на сифонный продуктоотборник снизу.

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

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

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

где D_по - диаметр сифонов 42, 43,

d_жл - диаметр участка 61 линии.

В состав устройства включен блок 62 вычисления, учета добычи, регистрации и анализа показаний расходомеров 18, 19, 20, 21 жидкости и газа, счетчика газа 59 и д