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 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*/ρ_в/(С₁*ρ_жф)+ΔV,

где V_o - тарированный объем внутреннего пространства сепаратора,

ρ_в, ρ_жф ^- плотности воды и жидкой фазы,

C₁ - поправочный коэффициент,

ΔV - 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 Δ_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=ΔР_и*S/(g*ρ_жф*sinα);

где ΔР_и - гидростатическое давление столба жидкой фазы в полости измерения,

S - поперечная площадь сепаратора,

g=9,81 м/с²,

α - угол наклона сепаратора,

ρ_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 Δ_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 - ΔР_ном и закрытие при минимальном перепаде давлений - ΔР_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 ΔР_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 ΔР_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 ΔР_ном и ΔР_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 ΔP₁ 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:

ρ_н=ΔP₁/(H₁*g),

где ρ_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 заполня