УСТРОЙСТВО ДЛЯ ИЗМЕРЕНИЯ ДЕБИТА НЕФТЯНОЙ СКВАЖИНЫ
OIL WELL GAGING DEVICE

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при измерениях количества жидкостной составляющей скважинной продукции.
Известно устройство для измерения дебита скважин, содержащее газосепаратор с патрубком отбора продуктов разделения (продуктоотборником) и поплавком, связанным с заслонкой на газовой линии, сообщенный с общей линией через продуктоотборник жидкостной и через заслонку газовой линиями, включающее также счетчики жидкости и газа, пневматически связанный с газовой линией мембранный клапан со штоком на жидкостной линии, выполненный с возможностью установки его в двух крайних фиксированных положениях, при этом устройство снабжено установленными на газовой линии, параллельно заслонке дополнительным мембранным клапаном со штоком, выполненным также с возможностью установки в двух крайних фиксированных положениях, и дросселем перед ним по потоку, причем подмембранная полость дополнительного мембранного клапана соединена с газовой линией до дросселя, а надмембранная полость соединена с газовой линией после него и дросселя (Авторское свидетельство СССР №1530765, от 23.12.1989).
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является устройство для измерения дебита скважин, содержащее газосепаратор с патрубком отбора продуктов разделения (продуктоотборником) и поплавком, связанным с заслонкой на газовой линии, сообщенный через продуктоотборник жидкостной и через заслонку газовой линиями с общей линией, включающее также счетчик жидкости, подпружиненный клапан со штоком, седло клапана, шайбу из магнитного материала, укрепленную на штоке и расположенную между кольцевыми магнитами, установленными в магнитопроводах, жестко прикрепленных к корпусу, взаимодействующими с шайбой при перемещении штока, и фиксирующие ее в крайних положениях, дроссель, установленный в проходном сечении седла клапана и жестко соединенный со штоком последнего (Патент РФ №2199662 от 29.05.2001 - прототип)
Общим недостатком известных устройств является невысокая точность определения жидкостной составляющей скважинной продукции.
В предложенном изобретении решается задача повышения точности определения жидкостной составляющей скважинной продукции.
Задача решается тем, что устройство для измерения дебита нефтяной скважины включает корпус в виде колонны с соотношением диаметра корпуса к его высоте менее 1/3, вертикальный патрубок ввода скважинной продукции в крышке корпуса, снабженный отверстиями в нижней части, колпак, размещенный под крышкой корпуса и перекрывающий сечение вертикального патрубка ниже отверстий, размещенные на колпаке неподвижные лопатки напротив отверстий вертикального патрубка, выполненные округлой формы с изменением направления лопатки от начала к концу на 90 градусов и установленные не доходящими до крышки и стенок корпуса, газоотводную трубку, проходящую внутри вертикального патрубка под колпак, поплавок под колпаком, установленный с возможностью перекрытия торца газоотводной трубки, патрубок в нижней части корпуса для отвода жидкости с размещенными на конце патрубка массомером, обратным клапаном, смесителем с присоединенной к нему газоотводной трубкой, при этом соотношение площадей сечений патрубка ввода скважинной продукции и суммы отверстий в нижней части колпака составляет 1:(0,6-1).
Сущность изобретения
Определение количественного состава продукции нефтедобывающей скважины вызывает определенные трудности вследствие неполного разделения на жидкую и газообразную составляющие. Существующие технические решения не в полной мере решают этот вопрос. В предложенном изобретении решается задача наиболее полного разделения продукции скважины на жидкую и газообразную составляющие и, вследствие этого, повышения точности определения жидкостной составляющей скважинной продукции. Задача решается устройством, представленном на фиг.1 и 2.
На фиг.1 и 2 устройство для измерения дебита нефтяной скважины включает корпус 1 в виде колонны с соотношением диаметра корпуса «D» к его высоте «Н» менее 1/3, вертикальный патрубок 2 ввода скважинной продукции в крышке 3 корпуса 1, снабженный отверстиями 4 в нижней части и заглушкой 5 в верхней части, колпак 6, размещенный под крышкой 3 корпуса 1 и перекрывающий сечение вертикального патрубка 2 ниже отверстий 4, размещенные на колпаке 6 неподвижные лопатки 7 напротив отверстий 4 вертикального патрубка 2, выполненные округлой формы с изменением направления лопатки 7 от начала 8 к концу 9 на 90 градусов и установленные не доходящими до крышки 3 и стенок 10 корпуса 1, газоотводную трубку 11, проходящую внутри вертикального патрубка 2 с герметичным соединением в заглушке 5 под колпак 6, поплавок 12 под колпаком 6, установленный с возможностью перекрытия торца газоотводной трубки 11, патрубок 13 в нижней части корпуса 1 для отвода жидкости с размещенными на конце патрубка массомером 14, обратным клапаном 15, смесителем 16 с присоединенной к нему газоотводной трубкой 11. В нижней части колпака 6 размещен ограничитель 17 перемещения поплавка 12. Между поплавком 12 и газоотводной трубкой 11 имеется зазор 18. Соотношение площадей сечений патрубка ввода скважинной продукции 2 и суммы отверстий 4 в нижней части колпака 6 составляет 1:(0,6-1). Корпус 1 выполнен в виде колонны с соотношением диаметра корпуса к его высоте менее 1/3.
Устройство работает следующим образом.
Продукцию скважин в виде смеси нефти, воды и нефтяного газа подают в вертикальный патрубок 2, откуда смесь поступает через отверстия 4 на лопатки 7, где происходит резкое изменение направления и скорости потока, осаждение жидкости и отделение нефтяного газа. Газ проходит между лопатками 7, крышкой 3 и стенками 10 корпуса1 и поступает в корпус 1, собирается в верхней части под колпаком 6. При этом поплавок 12 опускается вниз и открывает торец газоотводной трубки 11. Газ проходит между поплавком 12 и колпаком 6 и через зазор 18 между поплавком 12 и газоотводной трубкой 11 и открытый торец газоотводной трубки 11 поступает в газоотводную трубку 11.
Жидкость после лопаток 7 поступает между лопатками 7, крышкой 3 и стенками 10 корпуса 1 в корпус 1 и собирается в нижней части. По достижении уровня жидкости поплавка 12 последний поднимается вверх, перекрывает торец газоотводной рубки 11. В корпусе увеличивается давление и жидкость вытекает через патрубок 13 в нижней части корпуса 1, проходит массомер 14, где происходит замер массы жидкости, проходит обратный клапан 15 и смеситель 16. К смесителю 16 в узком сечении присоединена газоотводная трубка 11. В смесителе 16 происходит смешение жидкости и газа, после чего его подают в сборный трубопровод продукции скважин (не показан). Смеситель 16 выполнен как гидроструйный насос, работающий по принципу Вентури с подсосом газа из газоотводной трубки 11.
Таким образом, в устройстве происходит разделение смеси на газ и жидкость, замер свойств жидкости и снова смешение жидкости и газа и подачу смеси в сборный трубопровод.
При низком уровне жидкости в корпусе 1 ограничитель 17 перемещения поплавка 12 препятствует выпадению поплавка 12 из колпака 6.
Выполнение корпуса 1 в виде колонны с соотношением диаметра корпуса «D» к его высоте «Н» менее 1/3 предопределяет дополнительное отделение газа от жидкости при нахождении в корпусе.
Каждая лопатка 7 размещена напротив отверстия 4 таким образом, что поток, выходящий из отверстия 4, сначала входит в лопатку по касательной к ее стенке, а затем меняет направление, перемещаясь вдоль лопатки 7. Выполнение неподвижных лопаток 7 округлой формы с изменением направления лопатки 7 от начала 8 к концу 9 на 90 градусов способствует не только изменению направления потока продукции скважины, но и завихрению, созданию турбулентного потока и, в конечном счете, дегазации смеси. Размещение лопаток 7 установленные не доходящими до крышки 3 и стенок 10 корпуса1 приводит к выходу потока в разных направлениях под разными углами, что дополнительно способствует турбулизации потока и выделению газа.
Количество лопаток 7 и соответственно отверстий 4 может быть от 2 до максимально возможного по конструктивным соображениям.
Соотношение площадей сечений патрубка ввода скважинной продукции 2 и суммы отверстий 4 в нижней части колпака 6 составляет 1:(0,6-1). Такое соотношение позволяет сохранить скорость потока или даже увеличить его для обеспечения более полного отделения газа от жидкости.
В результате применения предложенного устройства удается полностью отделить газ от жидкости, провести и точно замерить массу жидкости.
Применение предложенного устройства позволит повысить точность определения жидкостной составляющей скважинной продукции.