Способ определения дебита нефтяной скважины и установка для его осуществления

Способ определения дебита нефтяной скважины и установка для его осуществления

Иллюстрации

Показать все

Реферат

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

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

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

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

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

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

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

где Δ - относительная погрешность измерения;

Мжо - истинная масса жидкости (водонефтяная смесь);

(Мж+Мг) - измеренная масса водонефтегазовой смеси;

Мж - масса жидкости, Mг - масса газа;

Т - цикл измерения (время движения разделительного поршня).

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Способ осуществляют следующим образом.

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

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

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

- водонефтяную фазу (далее жидкость);

- газовую фазу (далее газ).

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

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

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

Мж - масса жидкости, кг (тонна);

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Тц=Т₂-T₁,

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

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

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

Qг - расхода газа за цикл измерения, м³;

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

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

Тц=Т₂-T₁,

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

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

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

- плотность жидкости (кг/м³);

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

Массовый расход нефти вычисляется по формуле:

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

Технико-экономическое преимущество предложения заключается в следующем.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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