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

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

Иллюстрации

Показать все

Реферат

Изобретение относится к технике, используемой в нефтедобывающей промышленности, для подготовки, замера и учета продукции нефтяных скважин, и имеет целью повышение точности и качества измерения дебита нефтяных скважин по отдельным компонентам их продукции.

Известно устройство для измерения дебита скважин (RU; патент на изобретение №2199662, С2, от 29.05.2001; Е21В 47/10), содержащее газосепаратор с поплавком, связанным с заслонкой на газовой линии, сообщенный жидкостной - и, через заслонку, газовой линиями с общей линией, включающее также счетчик жидкости, клапан дискретного действия с подпружиненным штоком и магнитной фиксацией его, седло клапана, шайбу из магнитного материала, укрепленную на штоке и расположенную между кольцевыми постоянными 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 подготовки и измерения дебита продукции заключается в том, что в постоянном процессе сепарации нефтеводогазовой смеси из скважины путем дробления ее потока смесь 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 и разделяют при этом на компоненты путем отстоя в гравитационном поле, причем операцию осуществляют до достижения фазой заданного уровня, вследствие чего этим 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 в общую линию, при этом измеряют ее расход и открывают сброс газовой фазы.

Недостатками известных способа и устройства являются:

- сброс жидкой фазы в виде неупорядоченной последовательности чередующихся порций отстоявшихся компонентов, неопределенного объема, что не способствует качественной ее подготовке перед подачей в товарный парк;

- измерение дебита только жидкой фазы - смеси двух компонентов: нефти и воды;

- отсутствие способа и средств удаления газа, выделившегося из раствора в жидкой фазе при подаче ее жидкостной линией из газосепаратора к счетчику жидкости, что значительно снижает точность измерения.

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, датчики уровня, датчики давления и температуры, газовую линию с клапаном дискретного действия, впускную и выпускную жидкостные линии, успокоительные решетки, нижнюю и верхнюю, и микропроцессор.

Способ измерения дебита включает подготовку продукции нефтяных скважин к измерению дебита и непосредственно само измерение, выполняемые в заданном порядке: подача нефтеводогазовой смеси из нефтяных скважин на сепарацию, разделение ее в гидроциклоне инерционным воздействием на жидкую и газовую фазы, сброс газовой фазы в общий коллектор, накопление жидкой фазы в полости измерения и разделение ее при этом на компоненты отстоем в гравитационном поле, сглаживание пульсаций поля скоростей ее неупорядоченного перемещения, вычисление ее объемного и массового дебитов и относительного содержания нефти и воды в ней, по известным их плотностям, путем измерения времени заполнения объема полости измерения жидкой фазой и измерения массы этого объема жидкой фазы методом гидростатического взвешивания ее столба, затем по заполнении объема полости измерения жидкой фазой до заданного уровня, перекрытие сброса газовой фазы и накопление ее с одновременным измерением давления и температуры и, как следствие этого, вытеснение жидкой фазы в сборный коллектор давлением газовой фазы, в процессе которого вычисляют дебит газовой фазы по времени вытеснения, а по окончании его открывают сброс газовой фазы.

Известные способ и устройство имеют ряд недостатков:

- сброс жидкой фазы в виде неупорядоченной последовательности чередующихся порций отстоявшихся компонентов неопределенного объема, что не способствует качественной последующей подготовке ее перед подачей в товарный парк;

- нет непосредственного замера плотностей воды, газа и нефти, текущие значения величин которых необходимы для расчета микропроцессором дебита компонентов продукции скважины;

- не учитывается при определении дебита газовой фазы изменение давления и температуры ее за время процесса вытеснения;

- не стабилизируется величина давления газовой фазы;

- нет средств для удаления газа, выделившегося из раствора в жидкой фазе при прохождении ею выпускной жидкостной линии, что может отрицательно сказаться на работе последней как сифона;

- не учитывается при определении дебита газовой фазы объем жидкой фазы, дополнительно поступившей в сепаратор во время процесса вытеснения;

- не используются потенциальные возможности способа, проявляющиеся в результате естественного разделения на компоненты жидкой фазы во время ее накопления, для замера плотности компонентов и сохранения устойчивого состояния разделенности жидкой фазы на компоненты при подаче ее в общий коллектор, что является предпосылкой качественной ее подготовки перед сдачей в товарный парк.

Известное устройство наиболее близко к заявляемому изобретению по технической сути и достигаемым результатам.

Технической задачей заявляемого изобретения является исчерпывающе полная подготовка и измерение на основе этого с повышенным качеством и эффективностью дебита продукции нефтяных скважин за счет интенсификации процесса сепарации нефтеводогазовой смеси из скважин на компоненты, ее составляющие, непосредственного замера плотности компонентов и идентификации их по плотности, определения значений дебитов смеси и компонентов по результатам замеров параметров процесса путем расчета на микропроцессоре по заданной программе его работы, стабилизации давления рабочей среды. Решение технической задачи достигается путем многоэтапной сепарации смеси, сброса отсепарированной газовой фазы в общий коллектор, гидростатического взвешивания столба определенной высоты жидкой фазы и ее компонентов, поочередно и отдельно отобранных из отсепарированной смеси и вытеснения ее в общий же коллектор в виде упорядоченной последовательности чередующихся порций отстоявшихся компонентов заданного объема, а также путем замера давления и температуры газовой фазы, замера объемного расхода жидкой фазы, поддержания давления рабочей среды в устройстве в заданном интервале его значений. В том числе технической задачей изобретения является устройство для осуществления способа простое и технологичное по конструкции, функционально эффективное и с низкой себестоимостью изготовления.

Техническая задача по I варианту способа подготовки и измерения дебита продукции нефтяных скважин, содержащего подготовку продукции к измерению дебита и само измерение, выполняемое в заданном порядке: подача продукции из скважин в сепаратор, разделение ее в гидроциклоне инерционным воздействием на жидкую и газовую фазы, сброс газовой фазы в общий коллектор, накопление жидкой фазы в полости измерения, разделение ее на компоненты отстоем в гравитационном поле, сглаживание пульсаций поля скоростей неупорядоченного перемещения жидкой фазы, вычисление объемного и массового дебитов жидкой фазы и относительного содержания нефти и воды в ней по известным их плотностям измерением времени заполнения объема полости измерения и измерением массы этого объема жидкой фазы методом гидростатического взвешивания столба жидкости, затем по заполнении объема полости измерения жидкой фазой до заданного уровня, перекрытие сброса газовой фазы и накопление ее с одновременным измерением давления и температуры и, как следствие этого, вытеснение жидкой фазы в общий коллектор давлением газовой фазы и вычисление дебита газовой фазы по времени вытеснения, а по окончании его открытие сброса последней, решается согласно изобретению тем, что способ включает предварительный этап подготовки, где продукцию в виде нефтеводогазовой смеси разделяют в газосепараторе на фазы десорбцией газовой фазы через свободную поверхность жидкой, путем снижения давления смеси, увеличения свободной поверхности дроблением потока смеси на решетках и обеспечения максимально возможного «зеркала» накапливаемого объема жидкой фазы, при этом поддержанием максимального и минимального уровней последней в газосепараторе образуют полость измерения, и окончательный этап подготовки, где жидкую фазу, поступившую с предварительного этапа, разделяют на компоненты: нефть, воду и газ из раствора; интенсивной сепарацией в трехпродуктовом гидроциклоне, затем газ сбрасывают в общий коллектор, а нефть и воду по отдельности направляют в сепаратор и поочередно накапливают в его полости, которые, в свою очередь, поочередно и отдельно, отбирают и направляют после определения их плотностей методом гидростатического взвешивания столба жидкости и идентифицирования жидкости по плотности, на этап измерения единым объемным комбинированным счетчиком дебита продукции: чередующихся порций нефти, воды и газа во время его сброса; которые сбрасывают в общий коллектор через единый клапан перепускной дискретного действия двухфазный, поддерживающий давление рабочей среды в заданном интервале величин, причем чередование жидкой фазы на газовую и наоборот осуществляют запиранием жидкой фазой сброса газовой фазы или освобождением сброса при условии достижения жидкой фазой максимального или минимального уровней в полости измерения газосепаратора соответственно.

Техническая задача по II варианту способа подготовки и измерения дебита продукции нефтяных скважин, содержащего подготовку продукции к измерению дебита и само измерение, выполняемое в заданном порядке: подача продукции из скважин в сепаратор, разделение ее в гидроциклоне инерционным воздействием на жидкую и газовую фазы, сброс газовой фазы в общий коллектор, накопление жидкой фазы в полости измерения, разделение ее на компоненты отстоем в гравитационном поле, сглаживание пульсаций поля скоростей неупорядоченного перемещения жидкой фазы, вычисление объемного и массового дебитов жидкой фазы и относительного содержания нефти и воды в ней по известным их плотностям измерением времени заполнения объема полости измерения и измерением массы этого объема жидкой фазы методом гидростатического взвешивания столба жидкости, затем по заполнении объема полости измерения жидкой фазой до заданного уровня, перекрытие сброса газовой фазы и накопление ее с одновременным измерением давления и температуры и, как следствие этого, вытеснение жидкой фазы в общий коллектор давлением газовой фазы, и вычисление дебита газовой фазы по времени вытеснения, а по окончании его открытие сброса последней, решается согласно изобретению тем, что способ включает предварительный этап подготовки, где продукцию в виде нефтеводогазовой смеси разделяют в газосепараторе на фазы десорбцией газовой фазы через свободную поверхность жидкой, путем снижения давления смеси, увеличения свободной поверхности дроблением потока смеси на решетках и обеспечения максимально возможного «зеркала» накапливаемого объема жидкой фазы, при этом поддержанием максимального и минимального уровней последней в газосепараторе образуют полость измерения, и окончательный этап подготовки, где жидкую фазу, поступившую с предварительного этапа подготовки, разделяют на компоненты: нефть, воду и газ из раствора; интенсивной сепарацией в трехпродуктовом гидроциклоне, затем газ сбрасывают в общий коллектор, а нефть и воду по отдельности направляют в сепаратор и поочередно накапливают в его полости, которые, в свою очередь, поочередно и отдельно, отбирают и направляют после определения их плотностей методом гидростатического взвешивания столба жидкости и идентифицирования жидкости по плотности, на этап измерения объемными счетчиками дебитов нефти, воды и газа во время его сброса, которые сбрасывают в общий коллектор в виде последовательности чередующихся порций нефти, воды и газа через единый клапан перепускной дискретного действия двухфазный, поддерживающий давление рабочей среды в заданном интервале величин, причем чередование газовой фазы на жидкую осуществляют запиранием сброса газовой фазы жидкой, и наоборот разрушением сплошности потока жидкой фазы газовой при условии достижения максимального или минимального уровней жидкой фазой в полости измерения газосепаратора соответственно.

Техническая задача по III варианту способа подготовки и измерения дебита продукции нефтяных скважин, содержащего подготовку продукции к измерению дебита и само измерение, выполняемое в заданном порядке: подача продукции из скважин в сепаратор, разделение ее в гидроциклоне инерционным воздействием на жидкую и газовую фазы, сброс газовой фазы в общий коллектор, накопление жидкой фазы в подсети измерения, разделение ее на компоненты отстоем в гравитационном поле, сглаживание пульсаций поля скоростей неупорядоченного перемещения жидкой фазы, вычисление объемного и массового дебитов жидкой фазы и относительного содержания нефти и воды в ней по известным их плотностям измерением времени заполнения объема полости измерения и измерением массы этого объема жидкой фазы методом гидростатического взвешивания столба жидкости, затем по заполнении объема полости измерения жидкой фазой до заданного уровня перекрытие сброса газовой фазы и накопление ее с одновременным измерением давления и температуры и, как следствие этого, вытеснение жидкой фазы в общий коллектор давлением газовой фазы, вычисление дебита газовой фазы по времени вытеснения, а по окончании его открытие сброса последней, решается согласно изобретению тем, что способ включает предварительный этап подготовки, где продукцию в виде нефтеводогазовой смеси разделяют в газосепараторе на фазы десорбцией газовой фазы через свободную поверхность жидкой путем увеличения свободной поверхности дроблением на решетках потока смеси, снижением ее давления и обеспечения максимально возможного «зеркала» накапливаемого объема жидкой фазы, при этом поддержанием максимального и минимального уровней последней в газосепараторе образуют полость измерения, и окончательный этап подготовки, где жидкую фазу, поступившую с предварительного этапа подготовки, разделяют на компоненты: нефть, воду и газ из раствора интенсивной сепарацией в трехпродуктовом гидроциклоне, затем газ сбрасывают в общий коллектор, а нефть и воду по отдельности направляют в сепаратор и поочередно накапливают в его полости, которые, в свою очередь, поочередно и отдельно отбирают и направляют после определения их плотностей методом гидростатического взвешивания столба жидкости и идентифицирования жидкости по плотности, на этап измерения объемным счетчиком дебитов нефти и воды, после чего их сбрасывают в общий коллектор через клапан перепускной дискретного действия, причем газовую фазу сбрасывают в общий коллектор также через объемный счетчик и клапан перепускной дискретного действия, при этом перепускными клапанами поддерживают давление рабочей среды в заданном интервале величин.

Техническая задача по I варианту устройства для подготовки и измерения дебита продукции нефтяных скважин, содержащего вертикальный цилиндрический сепаратор с гидроциклоном, датчики уровня, давления и температуры, газовую линию с клапаном дискретного действия, впускную и выпускную жидкостные линии, успокоительные решетки и микропроцессор, решается согласно изобретению тем, что устройство включает двухкамерный газосепаратор с решетками, сообщенный с общим коллектором основной газовой линией с установленными последовательно на ее выходе: единым объемным комплексным счетчиком, единым клапаном перепускным дискретного действия двухфазным; также включает предохранительный клапан дискретного действия, установленный на основной газовой линии и сообщенный с общим коллектором, трехпродуктовый гидроциклон, сообщенный впускной жидкостной линией с газосепаратором и подключенный к гидроциклону двумя продуктовыми жидкостными линиями, сепаратор с наклонными успокоительными решетками, нефтеводяной переключатель, сообщенный с сепаратором напрямую и выпускной жидкостной линией, имеющей вертикальный мерный участок с двумя датчиками уровня по концам, с газожидкостным переключателем, в свою очередь сообщенным с основной газовой линией перед ее выходом, два вантуза (игольчатый клапан с поплавком в виде колокола), сообщенные дренажной газовой линией с общим коллектором и установленные сверху гидроциклона и сепаратора, при этом три датчика уровня, датчик давления и датчик температуры установлены на газосепараторе.

Техническая задача по II варианту устройства для подготовки и измерения дебита продукции нефтяных скважин, содержащего вертикальный цилиндрический сепаратор с гидроциклоном, датчики уровня, давления и температуры, газовую линию с клапаном дискретного действия, впускную и выпускную жидкостные линии, успокоительные решетки и микропроцессор, решается согласно изобретению тем, что устройство включает двухкамерный газосепаратор с решетками, сообщенный с общим коллектором через предохранительный клапан дискретного действия и, параллельно, основной газовой линией с объемным счетчиком через газожидкостный переключатель, также включает трехпродуктовый гидроциклон, сообщенный с газосепаратором впускной жидкостной линией и подключенный к гидроциклону двумя продуктовыми жидкостными линиями, сепаратор с наклонными успокоительными решетками, нефтеводяной переключатель, сообщенный с сепаратором напрямую и с общим коллектором выпускной жидкостной линией, с установленными на ней последовательно: объемным счетчиком в начале, вертикальным мерным участком с двумя датчиками уровня по концам, газожидкостным переключателем и единым клапаном перепускным дискретного действия двухфазным, вантузы (игольчатый клапан с поплавком в виде колокола), сообщенные дренажной газовой линией с общим коллектором и установленные сверху гидроциклона и сепаратора, на нефтеводяном переключателе и жидкостной линии, соединяющей его с верхом сепаратора, в их наивысших точках перегиба, в свою очередь сообщенных вспомогательной газовой линией с газожидкостным переключателем, при этом три датчика уровня, датчик давления и датчик температуры установлены на газосепараторе.

Техническая задача по III варианту устройства для подготовки и измерения дебита продукции нефтяных скважин, содержащего вертикальный цилиндрический сепаратор с гидроциклоном, датчики уровня, давления и температуры, газовую линию с клапаном дискретного действия, впускную и выпускную жидкостные линии, успокоительные решетки и микропроцессор, решается согласно изобретению тем, что устройство включает двухкамерный газосепаратор, оборудованный: решетками и заслонкой с поплавком, компенсационной емкостью, объемным счетчиком и клапаном перепускным дискретного действия; установленными последовательно на основной газовой линии, связывающей его с общим коллектором; также включает трехпродуктовый гидроциклон, сообщенный впускной жидкостной линией с газосепаратором, сепаратор с наклонными успокоительными решетками, сообщенный двумя продуктовыми жидкостными линиями с трехпродуктовым гидроциклоном, нефтеводяной переключатель, подключенный к сепаратору и сообщенный с общим коллектором выпускной жидкостной линией, содержащей последовательно: вертикальный мерный участок с двумя датчиками уровня по его концам, объемный счетчик, клапан перепускной дискретного действия; вантузы (игольчатый клапан с поплавком в виде колокола), сообщенные дренажной газовой линией с общим коллектором и установленные сверху гидроциклона и сепаратора, в наивысших точках перегибов нефтеводяного переключателя и жидкостной линией, соединяющий его с верхом сепаратора, при этом три датчика уровня, датчик давления и датчик температуры установлены на газосепараторе, кроме того, на газосепараторе установлен предохранительный клапан дискретного действия, сообщенный с общим коллектором.

Сущность изобретения поясняется чертежами:

Фиг.1 - Общий вид устройства I варианта исполнения;

Фиг.2 - Общий вид устройства II варианта исполнения;

Фиг.3 - Общий вид устройства III варианта исполнения.

Устройство для подготовки и измерения дебита продукции нефтяных скважин I варианта исполнения (в дальнейшем тексте - «Устройство») содержит (см. фиг.1) вертикальный цилиндрический сепаратор 1 с наклонными успокоительными решетками 2, установленными на входах потоков жидкой фазы в сепаратор 1. Перед сепаратором 1 установлен трехпродуктовый гидроциклон 3, сообщенный впускной жидкостной линией 4 с двухкамерным газосепаратором 5, оснащенным в верхней камере 6 решетками 7 дробящими поток газожидкостной смеси из скважины. Нижняя камера 8 служит для накопления и отстоя жидкой фазы. Сепаратор 1 сообщен с гидроциклоном 3 верхней и нижней продуктовыми жидкостными линиями 9, 10, имеющими тангенциальные выходы из гидроциклона 3 того же направления, что и тангенциальный вход впускной жидкостной линии 4 в гидроциклон 3. Газосепаратор 5 сообщен с общим коллектором 11 основной газовой линией 12, на выходе которой последовательно установлены: единый объемный комплексный счетчик 14, единый клапан перепускной дискретного действия двухфазный 15. С сепаратором 1 напрямую соединен нефтеводяной переключатель 16, сообщенный с газожидкостным переключателем 13 выпускной жидкостной линией 17, с вертикальным мерным участком 18 с двумя датчиками уровня 19 по его концам. Газожидкостный переключатель 13, в свою очередь, сообщен с основной газовой линией 12 перед ее выходом. На верху гидроциклона 3 установлен вантуз 20 (игольчатый клапан с поплавком в виде колокола), в качестве третьей продуктовой газовой линии, сообщенный дренажной газовой линией 21 с общим коллектором 11. На верху сепаратора 1 установлен идентичный вантуз 22, сообщенный также с общим коллектором 11.

На верхней камере 6 газосепаратора 5 установлены датчики: давления 23 и температуры 24. На уровне среза выхода впускной жидкостной линии 4 из нижней камеры 8 газосепаратора 5 установлен нижний датчик уровня 25, что соответствует крайнему нижнему положению поверхности раздела слоев воды и нефти, средний же 26 и верхний 27 установлены ниже уровня жидкой фазы. Датчики уровней 19, 25, 26 и 27 связаны компенсирующими импульсными линиями 28, 29 с газовой полостью газосепаратора 5 в верхней его камере 6.

Основная газовая линия 12 также сообщена через предохранительный клапан дискретного действия 30 с общим коллектором 11. Клапан 30 имеет только два фиксируемых положения: «Закрыто» и «Открыто». Клапан 15 имеет только три фиксируемых положения: «Закрыто», «Открыто для газа», «Открыто для жидкости».

Промежуточные состояния между фиксированными положениями клапаны 15, 30 преодолевают без остановок, с максимально возможной скоростью. Сепаратор 1 и гидроциклон 3 оснащены системами 31 и 32 удаления скопившихся загрязнений. Сепаратор 1 и нефтеводяной переключатель 16, напрямую соединенный с низом сепаратора 1, также сообщается с его верхом магистралью 33.

«Устройство» по II варианту исполнения (см. фиг.2) в отличие от I варианта - содержит объемный счетчик 34 на основной газовой линии 12, соединяющей газосепаратор 5 с газожидкостным переключателем 13, объемный счетчик 35 на выпускной жидкостной линии 17, сообщающей нефтеводяной переключатель 16 с общим коллектором 11. На выпускной жидкостной линии 17, на выходе, за счетчиком 35 последовательно установлены: газожидкостный переключатель 13, клапан перепускной дискретного действия двухфазный 15. Газожидкостный переключатель 13 выполнен в виде сосуда с разрывом проходящей транзитом через него выпускной жидкостной линии 17. Наивысшие точки перегибов нефтеводяного переключателя 16 и магистрали 33, сообщающей его с верхом сепаратора 1, сообщены с газожидкостным переключателем 13 вспомогательной газовой линией 36, в этих точках установлены вантузы 37, 38, сообщенные с общим коллектором 11.

«Устройство» по III варианту исполнения (см. фиг.3) в отличие от I варианта исполнения включает установленный в нижней камере 8 газосепаратора 5 поплавок 39, связанный с заслонкой 40 на основной газовой линии 12 и установленными последовательно на ней за заслонкой 40: компенсационной емкостью 41, объемным счетчиком 34, клапаном перепускным дискретного действия 43. Основная газовая линия 12 напрямую сообщена с общим коллектором 11.

Нефтеводяной переключатель 16 сообщен с общим коллектором 11 выпускной жидкостной линией 17, на выходе которой последовательно установлены: объемный счетчик 35, клапан перепускной дискретного действия 44. Наивысшие точки перегиба нефтеводяного переключателя 16 и магистрали 35, сообщающего его с сепаратором 1, оснащены вантузами 37, 38, сообщенными с общим коллектором 11.

Клапан 43 имеет только два фиксируемых положения: «Закрыто» и «Открыто».

Клапан 44 имеет только два фиксируемых положения: «Закрыто» и «Открыто». Промежуточные состояния между фиксируемыми положениями клапаны 43 и 44 преодолевают без остановок с максимально возможной скоростью. На газосепараторе 5 установлен предохранительный клапан дискретного действия 30 для защиты от газовых «пузырей» из скважины.

В состав «Устройства» I, II, III вариантов исполнения включен микропроцессор 45 (на фиг.1, 2, 3 условно не показан), соединенный с датчиком давления 23 и температуры 24, датчиком уровня 19, 25, 26, 27, со счетчиками: 14 в I варианте; 34 и 35 в II и III варианте.

Нефтеводяные переключатели 16 в I, II, III вариантах и газожидкостный переключатель 13 в I варианте выполнены в виде «П»-образного трубопровода.

I вариант способа подготовки и измерения дебита продукции нефтяных скважин осуществляют «Устройством» I варианта исполнения следующим образом: продукцию в виде газонефтеводяной смеси подвергают подготовке к измерению дебита на предварительном этапе, включающем подачу потока смеси в газосепаратор 5, где в его верхней камере 6 на решетках 7 поток дробят на множество отдельных струй. Этим многократно увеличивают величину площади свободной поверхности жидкой фазы, что наряду с падением давления смеси после внезапного расширения по выходе потока из подводящего его от скважины трубопровода в верхнюю камеру 6 способствует интенсивной десорбции газовой фазы из смеси. Также способствует этому процессу поддержание площади «зеркала» - F скапливаемой жидкой фазы максимально возможной величины, что обеспечивают конструкцией «Устройства». Выделившуюся газовую фазу сбрасывают в общий коллектор 11. Жидкая фаза, отделившаяся от газовой, стекает вниз и ее накапливают в нижней камере 8 и в нижней половине объема верхней камеры 6 газосепаратора 5. В «Устройствах» II и III вариантов исполнения жидкую фазу накапливают только в нижней камере 8 газосепаратора 5. Количество постоянно находящейся в накапливаемом состоянии жидкой фазы в газосепараторе 5 многократно превышает по величие порцию жидкой фазы, периодически сбрасываемой в общий коллектор 11. Поэтому жидкую фазу в газосепараторе 5 более чем достаточное время отстаивают в гравитационном поле и разделяют на воду и нефть, ассоциированную в отдельные скопления. На этот процесс не может оказать существенного негативного влияния даже вновь поступающие из скважины порции жидкой фазы. Вода из этой порции сразу проходит вниз и скапливается там, не разрушая скоплений нефти. Нефть из этой порции задерживается вверху, как в фильтре, и вступает в ассоциации с уже имеющимися скоплениями нефти.

При вытеснении жидкой фазы из газосепаратора 5 за счет располагаемого гидростатического напора ΔР_г.с., определяемого перепадом уровней жидкой фазы между газосепаратором 5 и выходом газожидкостного переключателя 13, в первую очередь вытесняют воду, вверху скапливают и отстаивают нефть, толщиной такой минимальной величины, что постоянно перекрывают верхний 27 и средний 26 датчики уровня. Располагаемый гидростатический напор - ΔР_г.с., необходим для преодоления гидравлических потерь в гидроциклоне 3, сепараторе 1 и сопутствующих им трубопроводах, возникающих при течении жидкой фазы из сепаратора 5 в общий коллектор 11, в условиях равенства величины давления газовой фазы на свободную поверхность жидкой фазы в газосепараторе 5 и в газожидкостном переключателе 13. После вытеснения всей воды поверхность раздела нефти и воды в газосепараторе 5 подходит к срезу выхода впускной жидкостной линии 4 и начинают вытеснение нефти. Вода из вновь поступивших порций жидкой фазы из скважины оттесняет нефть от среза до тех пор, пока ее не вытеснят. Возобновляется опять вытеснение нефти.

Такое чередование вытеснений порций воды и нефти продолжается до окончания процесса вытеснения. Выход впускной жидкостной линии 4 из нижней камеры 8 газосепаратора 5 следует выполнять в виде вертикального патрубка, срез которого отстоит от дна нижней камеры 8 на необходимое расстояние. Ниже среза постоянно находится вода. Затем начинают накопление слоя воды внизу и слоя нефти вверху. Общий уровень жидкой фазы растет. Верхняя поверхность слоя нефти, «Зеркало» - F, поднимается вверх до заданного уровня. Смесь воды и нефти в виде отдельных скоплений направляют на окончательный этап подготовки к измерению: вытесняют по впускной жидкостной линии 4 в трехпродуктовый гидроциклон 3, где окончательно интенсивной сепарацией разделяют на нефть, и подают ее по верхней продуктовой жидкостной линии 9 в верхнюю часть сепаратора 1, где ее накапливают и дополнительно отстаивают; и на воду, и подают ее по нижней продуктовой жидкостной линии 10 в нижнюю часть сепаратора 1. Наличие тангенциальных выходов из трехпродуктового гидроциклона 3 в верхнюю 9 и нижнюю 10 продуктовые жидкостные линии, касательных осью к окружной скорости жидкостного вихря, позволяет за счет восстановления части динамической составляющей окружной скорости жидкостного вихря в гидроциклоне 3 в гидростатический напор получить при незначительной величине располагаемого гидростатического напора ΔР_г.с. жидкой фазы на гидроциклоне 3 достаточный по величине фактор разделения гидроциклона 3, вплоть до 500 единиц. Газ, не отделившийся в газосепараторе 5 из раствора в жидкой фазе, выделяют из нее в поле центробежных ускорений жидкостного вихря и удаляют по продуктовой газовой линии, в качестве которой служит вантуз 20, и далее по дренажной газовой линии 21 в общий коллектор 11. Нефть накапливают и отстаивают вверху сепаратора 1, а воду вытесняют через нефтеводяной переключатель 16 и далее до общего коллектора 11. Поверхность раздела воды и нефти, по мере накопления последней, опускается в сепараторе 1 вниз, также вниз опускается поверхность раздела в магистрали 33, сообщающей верх сепаратора 1 с нефтеводяным переключателем 16, до тех пор, пока поверхность раздела не опустится до места соединения магистрали 33 с последним и не остановится под воздействием потока воды из нефтеводяного переключателя 16. Поверхность раздела в сепараторе 1 опускается еще ниже этого места соединения, в результате чего под воздействием гидростатического напора из-за разности плотностей воды и нефти, ранее заполненный водой, нефтеводяной переключатель 16 заполняется нефтью, а вода из него вытесняется в сепаратор 1. Начинается вытеснение в выпускную жидкостную линию 17 нефти через магистраль 33 с верха сепаратора 1. Вода поступает вниз сепаратора 1 и накапливается. Поверхность раздела воды и нефти в сепараторе 1 поднимается вверх, вверх поднимается и поверхность раздела в левой части нефтеводяного переключателя 16, напрямую сообщенной с сепаратором 1, и останавливается у места перегиба нефтеводяного переключателя 16. Поверхность раздела в сепараторе 1 поднимается еще выше до тех пор, пока под воздействием гидростатического напора из-за разности плотностей воды и нефти вода не вытеснит из нефтеводяного переключателя 16 нефть, ранее заполнявшую последний. Воду вытесняют через нефтеводяной переключатель 16 в выпускную жидкостную линию 17 и далее в общий коллектор 11, а вверху сепаратора начинают накапливать нефть. Выделившийся из нефти газ во время ее накопления и отстоя удаляют вантузом 22 в общий коллектор 11. Таким образом, из сепаратора 1 посредством нефтеводяного переключателя 16 отдельно, поочередно отбирают отстоявшиеся нефть или воду, максимально освобожденные от остатков газа.

При прохождении отдельных порций нефти и воды по мерному участку 18 высотой Н_о выпускной жидкостной линии 17 определяют с помощью микропроцессора 45 по заданной программе методом гидростатического взвешивания столба жидкости высотой Н_о, с помощью датчиков уровня 19, плотности нефти - ρ_н и воды - ρ_в, а в случае нефтеводяной эмульсии - ρ_э, по формуле:

ρ_x=ΔP_x/H_o·g,

где: ρ_х - замеряемая плотность,

ΔР_х - перепад давления, замеренный датчиками уровня 19,

g=9,81 м/сек²- ускорение свободного падения;

и на основании этих замеров идентифицируют микропроцессором 45 протекающую по мерному участку 18 жидкость. Идентификацию осуществляют фиксацией постоянных в течение достаточно длительного времени значений величин плотности жидкости по признакам: минимальное значение соответствует плотности нефти - ρ_н, максимальное - воды - ρ_в, промежуточное между минимальным и максимальным значениями - эмульсии - ρ_э.

Время прохождения порции идентифицированной жидкости через единый объемный комплексный счетчик 14 фиксируют и измеряют от момента начала прохождения - t_н до момента завершения прохождения - t_з. Момент t_н вычисляют по формуле:

t_н=t₁+((t₂-t₁)·(H_o+L))/H_o,

где: t₁ - момент начала изменения значения величины плотности предыдущей порции идентифицированной жидкости, - что соответствует достижению поверхностью раздела между предыдущей и рассматриваемой порциями жидкостей нижнего из датчиков уровня 19 мерного участка 18;

t₂ - момент достижения значения величины плотности рассматриваемой порции идентифицированной жидкости, что соответствует достижению поверхностью раздела верхнего из датчиков уровня 19;

L - длина сопутствующих трубопроводов от верхнего датчика 19 до единого объемного комплексного счетчика 14.

t_з соответствует t_н последующей порции жидкости Δt=t_з-t_н - время замера дебита порции идентифицированной жидкости.

После окончательного этапа подготовки жидкую фазу в виде отдельных и поочередных порций отстоявшихся нефти и воды подают на этап измерения через газожидкостный переключатель 13 в единый объемный комплексный счетчик 14 и замеряют дебиты нефти - и воды - и далее сбрасывают через единый клапан перепускной дискретного действия двухфазный 15 в общий коллектор 11.

Таким же образом замеряют дебит эмульсии - , которую также подают отдельной порцией от нефти, поскольку эмульсию в силу того, что ее плотность больше плотности нефти и меньше плотности воды ρ_в>ρ_э>ρ_н - накапливают и отстаивают в слое выше воды и ниже слоя нефти. Эмульсию как и нефть отдельно и вслед за нефтью отбирают, подают порцией на этап измерения перед подачей порции воды.

Газожидкостный переключатель 13 работает следующим образом: во время подготовительного этапа подготовки продукции к измерению жидкую фазу в сепараторе 5 накапливают от нижнего минимального уровня - Z_мин до максимального уровня - Z_макс, при этом происходит естественная сепарация отстоем в поле гравитации жидкой фазы и десорбция газовой фазы из жидкой; газовую фазу при этом сбрасывают через газожидкостный переключатель 13, который заполнен жидкой фазы только в левой его части, напрямую сообщенной с выпускной жидкостной линией 17, уровень последней ко