УСТРОЙСТВО И СПОСОБ ДЛЯ ИЗМЕРЕНИЯ ДЕБИТА НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН
DEVICE AND METHOD FOR MEASURING THE FLOW RATE OF OIL WELLS

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для измерения дебита скважин.
Известно устройство для измерения дебита нефтяных скважин (А.с. СССР №1553661 Е21В 47/10, 30.03.1990), содержащее вертикальный цилиндрический сепаратор с гидроциклоном, два датчика давления, один из них замеряет давление жидкой фазы, установленные на разных уровнях, газовую линию с клапаном с электромагнитным приводом, впускную и выпускную жидкостные линии, микропроцессор и блок управления, успокоительные решетки, датчики давления и температуры, замеряющие параметры газовой фазы, причем выпускная жидкостная линия выполнена в виде сифона.
Недостатками аналога являются сложность и невысокая надежность конструкции, обусловленная тем, что клапан выполнен с электромагнитным приводом и управлением, а датчики давления и уровня, работающие в жидкой среде, подвержены вероятности выхода из строя по причине обрастания их слоем парафина.
Известно устройство для измерения дебита газа и жидкости нефтяных скважин (патент РФ №2426877, Е21В 47/10, 20.08.2011), содержащее вертикальную цилиндрическую емкость, входную и выходную, в виде сифона, жидкостные линии, газовую линию, датчики давления и температуры газовой фазы, счетно-решающий блок с электронными часами, гидравлический замок, сообщающую его со сборным коллектором общую линию, объемный счетчик жидкости, запорный клапан, выполненный самодействующим, перепускным, двухфазным, дискретного действия с магнитной фиксацией его крайних положений, установленный, как и счетчик, на общей линии вслед за ним перед впадением ее в сборный коллектор, при этом газовая и выходная жидкостная нисходящей ветвью сифона линии сообщены с замком, причем датчики давления и температуры установлены на газовой линии.
Недостатком аналога является отсутствие надежности и точности результатов измерения дебита скважин, обусловленное выдачей информации по расходу жидкости после закрытия запорного клапана.
Указанный недостаток известного устройства проявляется при различных видах расходомеров.
Например:
- счетчики (расходомеры) турбинные по инерции продолжают выдавать информацию по расходу жидкости после закрытия клапана регулятора расхода;
- кориолисовые расходомеры по причине дрейфа нуля при закрытом состоянии клапана (при отсутствии расхода жидкости) выдают информацию о расходе;
- ультразвуковые, вихревые, вихреакустические расходомеры при отсутствии расхода очень чувствительны к вибрации, шумам гидравлическим и при гидравлических и акустических шумах начинают выдавать информацию о расходе при отсутствии самого расхода.
Известно устройство для измерения дебита скважин (патент РФ №2513891, Е21В 47/10, 20.04.2014), содержащее вертикальную цилиндрическую емкость, входную и выходную, в виде сифона, жидкостные линии, газовую линию, датчики давления и температуры газовой фазы, счетно-решающий блок, объемный счетчик жидкости, запорный клапан, установленный, как и счетчик, на общей линии вслед за ним перед впадением ее в сборный коллектор, и при этом газовая и выходная жидкостная нисходящей ветвью сифона линии сообщены с гидравлическим замком. Датчики давления и температуры установлены на газовой линии, запорный клапан, объемный счетчик жидкости и счетно-решающий блок взаимосвязаны между собой через импульсный распределительный блок определения измеряемой рабочей среды. Запорный клапан выполнен перепускным дискретного действия с магнитной фиксацией, разгрузкой и контролем положения: «Открыто» или «Закрыто».
Недостатком аналога, в котором согласно изобретению измеряемой рабочей средой может быть газ или жидкость, является то, что в процессе работы устройства измеряется общая жидкость без разделения воды и нефти и, кроме того, измеряется только объем жидкости, в то время как, необходимо измерять массу нефти и воды и соответственно определять содержание воды и нефти в добываемой продукции нефтяной скважины.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату к заявляемому является устройство для измерения дебита нефтяных скважин (варианты), (патент РФ №2593674, Е21В 47/10, 10.08.2016). Устройство содержит: входную и выходную линии, соединенные со счетно-решающим блоком расходомер, датчики давления и температуры, запорный клапан, установленные на общей измерительной линии, сообщенной со сборным коллектором, по первому варианту на входной жидкостной линии перед сепаратором смонтирован гидроциклон, который соединен жидкостной трубой с нижней частью сепаратора и газовой трубой с верхней частью сепаратора. Внутри сепаратора в верхней его части смонтирован внутренний гидроциклон со входным патрубком и заслонкой. В нижней внутренней части сепаратора установлены два кольцевых сосуда, образующих сифон, между которыми размещен разделитель, связанный с внутренним гидроциклоном газовой трубой. Выходная жидкостная линия сепаратора соединена с каплеотбойником, внутри которого в его средней части установлен гидроциклон, в верхней части - плотномер, датчики давления и температуры, соединенные со счетно-решающим блоком. Нижняя часть каплеотбойника через задвижки соединена с общей измерительной линией, а верхняя часть - непосредственно с общей измерительной линией, на которой перед запорным клапаном, сообщенным со сборным коллектором, установлена компенсирующая емкость. По второму варианту внутри каплеотбойника в его верхней части установлен плотномер, датчики давления и температуры, соединенные со счетно-решающим блоком, в средней части - гидроциклон, кольцевые сосуды с разделителем, образующие сифон, а нижняя часть каплеотбойника через трубу и задвижки соединена со сборным коллектором. Верхняя часть каплеотбойника соединена непосредственно с общей измерительной линией, на которой перед запорным клапаном, сообщенным со сборным коллектором, установлена компенсирующая емкость.
Недостатки ближайшего аналога:
1. В процессе работы устройства в каплеотбойнике накапливается продукт нефтяной скважины, который в процессе измерения может быть не учтенным, не измеренным.
2. При поступлении большого количества газа в сепаратор происходит резкое повышение давления, в сепараторе срабатывает предохранительный клапан, защищающий сепарационную емкость (сосуд, работающий под давлением) от превышения давления и продукция нефтяной скважины сливается в атмосферу.
3. Не обеспечивается поочередная подача компонентов для измерения (жидкости и газа) измеряемой продукции нефтяной скважины по причине циклической работы запорного клапана, не обеспечивается устойчивая работа гидравлического замка для разделения жидкости и газа в широком диапазоне расходов газа.
В аспекте данного изобретения наряду с устройством предложен способ для измерения дебита нефтяных скважин.
Известен способ измерения дебита нефтяных скважин и устройство его осуществления (варианты) (патент РФ №2351757, Е21В 47/10, 10.04.2009). Устройство состоит из газосепаратора с продуктоотборником и поплавком, связанным с заслонкой на газовой линии, сообщающей газосепаратор через объемный и массовый расходомеры и клапан с общей линией. Газосепаратор также сообщен с аварийной емкостью и связан с общей линией через гравитационный сепаратор с сифонным продуктоотборником, а через объемный и массовый расходомеры и клапан жидкостной линией. Заслонка оборудована байпасом, включающим компенсационную емкость и клапан. Имеется блок вычисления, учета добычи, регистрации и анализа результатов измерения. Клапаны выполнены с фиксацией крайних положений и с возможностью открытия прохода сверх номинала. Способ включает отделение газовой фазы от жидкой, замер расхода и вычисление ее плотности, двухэтапное разделение жидкой фазы: предварительное в процессе ее накопления и окончательное гравитационной сепарацией после дросселирования отдельных капель нефти на компоненты, отбор поочередно порций каждого компонента, затем дублированный замер расходов компонентов и вычисление их плотностей. По данным замеров производят определение дебита скважин по компонентам отдельно и учет добычи.
Недостатками аналога являются:
- применение расходомеров жидкости и газа разного типа, что расширяет диапазон погрешности измерений;
- в процессе измерения расхода газа существует возможность прохождения и учета расходомером по газу капельной газожидкостной смеси;
- отсутствие калибровки показаний расходомеров по газу и жидкости между собой по погрешности их показаний в режиме их постоянной работы.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату к заявляемому является способ измерения дебита продукции нефтяных скважин (патент РФ №2541991, Е21В 47/10, 20.02.2015), содержащий подачу продукции из скважин в виде нефтеводогазовой смеси в сепаратор, разделение ее в гидроциклоне на жидкую и газовую фазы, сброс газовой фазы в общий коллектор с одновременным измерением ее давления и температуры, накопление жидкой фазы, разделение ее на компоненты отстоем в гравитационном поле, сглаживание пульсаций поля скоростей неупорядоченного перемещения жидкой фазы, определение ее объемного и массового дебитов, содержания нефти и воды в ней по известным их плотностям, затем по окончании накопления жидкой фазы до заданного уровня перекрытие сброса газовой фазы и накопление ее и, как следствие перекрытия, вытеснение жидкой фазы в общий коллектор, а по окончании его открытие сброса газовой фазы и определение ее дебита, по которому из продукции нефтяных скважин в виде нефтеводогазовой смеси выделяют чистую воду системой сифонов за счет создания гидравлического затвора для прохождения нефти и эмульсии. Накапливают прошедшие через гидравлический затвор нефти и эмульсии, переключением и созданием гидравлического затвора для прохождения чистой воды, для последующей идентификации плотномером и измерения объемным расходомером. При накоплении до соответствующего уровня жидкости создают гидравлический затвор для прохождения газа. Под действием возрастающего давления газа с открытием комбинированного регулятора расхода производят выдавливание жидкости из отстойников. С падением уровня жидкости в отстойниках гидравлический затвор ликвидируют, и начинается проход газа через комбинированный расходомер, комбинированный регулятор расхода. Замеряют давление и температуру во время сброса его в общий коллектор. Замеряют объемный расход компонентов нефти, эмульсии, воды и газа. Поддерживают давление среды в заданном интервале его значений. Рассчитывают параметры процесса измерения и дебита нефтяных скважин и при этом обеспечивают подбором сечения в трубопроводах гидрозатворов соотношения скоростей потока жидкостей или газа со скоростью всплытия пузырьков нефти и эмульсии в воде или газа в жидкости. Устройство, в котором газовая линия содержит газовый расходомер и газовый регулятор расхода. Газосепаратор в нижней части связан с общим коллектором комбинированным расходомером, комбинированным регулятором расхода и плотномером через буферную емкость, которая соединена с разделительной емкостью газовым трубопроводом и жидкостным трубопроводом. Разделительная емкость и буферная емкость, соединенные газовым трубопроводом, образуют прямой и оппозитный сифон, а соединенные жидкостным трубопроводом оппозитный сифон. Буферная емкость связана с общим коллектором измерительной линией. Разделительная емкость связана с основной газовой линией газовым трубопроводом, а с газосепаратором через вертикальный отстойник, вертикальный трубопровод и трубопроводы, образующие два прямых сифона и два оппозитных сифона. Между зоной вертикального отстойника и вертикального трубопровода в газосепараторе установлены перегородки. Микропроцессор соединен с газовым расходомером, газовым регулятором расхода, комбинированным расходомером, комбинированным регулятором расхода и плотномером.
Недостатками ближайшего аналога являются:
- отсутствие четкого разделения жидкой и газовой фазы измерения, так как существует возможность прохождения через газовый счетчик газожидкостной смеси;
- наличие погрешности в широком диапазоне измерения расхода жидкой и газовой фаз продукции при наличии разных расходомеров для жидкости и газа.
Задачей изобретения является упрощение конструкции, повышение надежности эксплуатации устройства, качества и эффективности измерения дебита нефтяных скважин.
Техническим результатом является повышение точности измерения дебита нефтяных скважин за счет того, что газовая труба в нижней части внутри сепаратора разделена по сечению на части несколькими сифонами разного сечения, расположенными по сечению последовательно от максимального сечения до минимального сечения по уровню газовой трубы снизу вверх, а окончание каждого сифона выполнено гидроциклонами, установленными по уровню снизу вверх в каплеотбойнике, который в свою очередь установлен в сепараторе вместе с сифоном, кольцевым сосудом и разделителем.
Поставленная задача решается и технический результат достигается тем, что в устройстве для измерения дебита нефтяных скважин, содержащем сепаратор, входную и выходную линии, соединенные со счетно-решающим блоком расходомер, датчики давления и температуры, запорный клапан, установленные на общей измерительной линии, сообщенной со сборным коллектором, и на входной жидкостной линии перед сепаратором смонтирован гидроциклон, соединенный жидкостной трубой с нижней частью сепаратора и газовой трубой с верхней частью сепаратора, при этом внутри сепаратора в верхней его части смонтирован внутренний гидроциклон со входным патрубком и заслонкой, а в нижней внутренней части сепаратора через газовую трубу установлен сифон, и соединенный с сепаратором каплеотбойник, с плотномером в верхней его части, соединенным со счетно-решающим блоком, при этом в каплеотбойнике в его средней части установлен гидроциклон, кольцевой сосуд с разделителем, и верхняя часть каплеотбойника через выходную линию соединена непосредственно с общей измерительной линией, на которой перед запорным клапаном, сообщенным со сборным коллектором, установлена компенсирующая емкость, нижняя часть сепаратора через задвижки соединена трубой со сборным коллектором, а верхняя часть сепаратора связана газовой линией со сборным коллектором через расходомер по газу и запорный клапан, которые соединены со счетно-решающим блоком, согласно изобретению газовая труба в нижней части внутри сепаратора разделена по сечению на части несколькими сифонами разного сечения, расположенными по сечению последовательно от максимального сечения до минимального сечения по уровню газовой трубы снизу вверх, а окончание каждого сифона выполнено гидроциклонами, установленными по уровню снизу вверх в каплеотбойнике, который в свою очередь установлен в сепараторе вместе с сифоном, кольцевым сосудом и разделителем.
Поставленная задача и технический результат достигается также тем, что по способу для измерения дебита нефтяных скважин, содержащему подачу продукции из скважин в виде нефтеводогазовой смеси в сепаратор, разделение ее в гидроциклоне на жидкую и газовую фазы, сброс газовой фазы в сборный коллектор с одновременным измерением ее давления и температуры, накопление жидкой фазы, разделение ее на компоненты отстоем в гравитационном поле, сглаживание пульсаций поля скоростей неупорядоченного перемещения жидкой фазы, определение ее объемного и массового дебитов, содержания нефти и воды в ней по известным их плотностям, затем по окончании накопления жидкой фазы до заданного уровня перекрытие сброса газовой фазы и накопление ее и, как следствие перекрытия, вытеснение жидкой фазы в сборный коллектор, а по окончании его открытие сброса газовой фазы и определение ее дебита, согласно изобретению определение дебита продукции нефтяных скважин производят поочередным измерением дебита жидкой фазы и газовой фазы перекрытием сброса газовой фазы разделением потока газовой фазы на несколько сифонов-потоков разного расхода и сечения и последовательным и поочередным их перекрытием от максимального расхода и сечения до минимального расхода и сечения, через предварительную подготовку измерения расхода каждого сифона - потока газовой фазы прохождением через гидроциклон, отделением и исключением из каждого потока газовой фазы капель жидкой фазы и осаждением их в сепараторе после гидроциклона каплеотбойника, и с увеличением уровня жидкости в сепараторе начинают последовательное и поочередное перекрытие газовой фазы жидкостной фазой путем смешения потока газовой фазы с жидкостной фазой в каждом сифоне, начиная с максимального расхода и сечения сифона, заканчивая минимальным расходом и сечением сифона газовой фазы, после чего выполняют последующую подготовку каждого потока газовой фазы, смешанного с жидкостью в сифоне для измерения расхода газовой фазы путем прохождения каждого потока через гидроциклон, в котором отделяют и исключают из процесса измерения расхода газовой фазы капли жидкой фазы, путем их осаждения в сепараторе через гидроциклон, и в дальнейшем последовательно заполняют и перекрывают жидкой фазой каждый сифон, начиная с максимального сечения сифона и расхода газовой фазы, заканчивая минимальным сечением сифона и расхода газовой фазы до полного перекрытия сброса газовой фазы жидкостной фазой, завершением формирования границы между газовой и жидкостной фазами, без газожидкостной фазы между ними и началом выдавливания из сепаратора и последующего измерения жидкой фазы, с падением уровня жидкой фазы в сепараторе и сифонах происходит прорыв газа из сепаратора через сифоны, каплеотбойник, измерительную линию в сборный коллектор, осуществляют проход газовой фазы через расходомер, запорный клапан, датчики давления и температуры во время сброса газовой фазы в сборный коллектор, определяют дебит газовой фазы с учетом давления и температуры и определяют дебит жидкости с учетом показаний плотномера.
Техническая сущность изобретения поясняется чертежом, на котором изображена схема устройства для измерения дебита нефтяных скважин.
Устройство для измерения дебита нефтяных скважин содержит сепаратор 1, входную 2 и выходную 3 линии, соединенные со счетно-решающим блоком 4, расходомер 5, датчики давления 6 и температуры 7, запорный клапан 8, установленные на общей измерительной линии 9, сообщенной со сборным коллектором 10, и на входной жидкостной линии 2.
Перед сепаратором 1 смонтирован гидроциклон 11, соединенный жидкостной трубой 12 с нижней частью сепаратора 1 и газовой трубой 13 с верхней частью сепаратора 1. При этом внутри сепаратора 1 в верхней его части смонтирован внутренний гидроциклон 14 со входным патрубком 15 и заслонкой 16, а в нижней внутренней части сепаратора 1 через газовую трубу 17 установлен сифон 18, и соединенный с сепаратором 1 каплеотбойник 19, с плотномером 20 в верхней его части соединенным со счетно-решающим блоком 4.
В каплеотбойнике 19 в его средней части установлен гидроциклон 21, кольцевой сосуд 22 с разделителем 23, и верхняя часть каплеотбойника 19 через выходную линию 3 соединена непосредственно с общей измерительной линией 9, на которой перед запорным клапаном 8, сообщенным со сборным коллектором 10, установлена компенсирующая емкость 24. Нижняя часть сепаратора 1 через задвижки 25 и 26 соединена трубой 27 со сборным коллектором 10.
Верхняя часть сепаратора 1 связана газовой линией 28 сборным коллектором 10 через расходомер по газу 29 и запорный клапан 30, которые соединены со счетно-решающим блоком 4.
При этом газовая труба 17 в нижней части внутри сепаратора 1 разделена по сечению на части несколькими сифонами разного сечения, расположенными по сечению последовательно от максимального сечения до минимального сечения по уровню газовой трубы 17 снизу вверх, а окончание каждого сифона 31, 32, 33 выполнено гидроциклонами 34, 35, 36, установленными по уровню снизу вверх в каплеотбойнике 19, который в свою очередь установлен в сепараторе 1 вместе с сифоном 37, кольцевым сосудом 22 и разделителем 23.
Устройство для измерения дебита нефтяных скважин работает следующим образом.
Продукция со скважины поступает по входной линии 2 в гидроциклон 11, с нижней части которого попадает в нижнюю часть сепаратора 1 по жидкостной трубе 12, а с верхней части гидроциклона 11 по газовой трубе 13 в сепаратор 1 поступает газ.
В сепараторе 1 происходит разделение продукции нефтяной скважины на газ и жидкость, которая в свою очередь расслаивается на чистую воду, нефть и эмульсию.
В процессе сепарации в нижней части сепаратора 1 накапливается послойно вода, эмульсия и нефть, а в верхней части сепаратора 1 собирается газ. Нижняя часть сепаратора 1 соединена трубой 27 со сборным коллектором 10 через задвижки 25 и 26.
открытия
По мере накопления перепада давления между полостью сепаратора 1 и сборным коллектором 10 происходит дальнейшее послойное разделение жидкости на воду, эмульсию и нефть, их накопление и накопление объема газа. С достижением перепада давления до величины давления Р запорного клапана 8 накопленный объем газа в сепараторе 1 через внутренний гидроциклон 14 со входным патрубком 15, заслонкой 16 поступает по газовой трубе 17 сепаратора 1 через сифоны 31, 32, 33, и гидроциклоны 34, 35, 36, по выходной линии 3 в измерительную линию 9 с плотномером 20, расходомером 5, датчиками давления 6 и температуры 7, компенсирующей емкостью 24 и запорным клапаном 8 в сборный коллектор 10.
закрытия
С достижением перепада давления между полостью сепаратора 1 и сборным коллектором 10 до величины Р запорный клапан 8 закрывает измерительную линию 9.
По мере поступления продукции нефтяной скважины в сепараторе 1 поднимается уровень чистой воды по внутренней полости кольцевого сосуда 22, а по внешней полости кольцевого сосуда 22 поднимается уровень эмульсии и нефти.
С достижением уровня воды по внутренней полости кольцевого сосуда 22 верхних кромок, кольцевой сосуд 22 начнет заполняться водой.
С достижением уровня воды в кольцевом сосуде 22 каплеотбойника 19 нижних кромок сифона 31 через гидроциклон 34 уровнем воды начинает перекрываться проход газа через сифон 31, создавая местное сопротивление через сифон 31 проходу газа и его перераспределению по расходу через сифоны 32, 33, что влечет увеличение перепада давления между сепаратором 1 и сборным коллектором 10, по причине уменьшения проходного сечения для газа, что способствует увеличению уровня воды во внутренней полости каплеотбойника 19, заполнению водой сифона 31 и его перекрытию.
Аналогично происходит процесс перекрытия сифонов 32 и 33 и полное перекрытие газовой линии 17. Процесс перекрытия сифонов 31, 32, 33 обеспечивает ступенчатое перекрытие расхода газа через газовую трубу 17, перепада давления между сепаратором 1 и сборным коллектором 10, подъем уровня во внутренней полости каплеотбойника 19, быстрое заполнение сифонов 31, 32, 33 жидкостью и перекрытие жидкостью газовой трубы 17 с минимальными переходными процессами.
После заполнения сифона 31 происходит повышение уровня воды в газовой трубе 17, через которую вместе с газом единым потоком заполняется водой сифон 32. Совместный газожидкостной поток после сифона 32 разбивается в гидроциклоне 35 на газ и жидкость, где жидкость выпадает в каплеотбойнике 19, а газ уходит через выходную линию 3, измерительную линию 9 в сборный коллектор 10.
Газожидкостный поток в сифоне 32, создавая местное сопротивление проходу газа, дополнительный перепад давления между сепаратором 1 и сборным коллектором 10 скачкообразно поднимает уровень жидкости в каплеотбойнике 19 и сифон 32 полностью заполняется жидкостью. При этом поднимается уровень жидкости в газовой трубе 17, отделение жидкости от газа в гидроциклоне 36, происходит заполнение водой сифона 33 и полное перекрытие водой газовой трубы 17.
В результате происходит выдавливание из сепаратора 1 через каплеотбойник 19 воды, эмульсии и нефти, что идентифицируется плотномером 20.
При этом порция жидкости выдавливается до нижнего уровня в сифонах 31, 32, 33, где происходит прорыв газа через каплеотбойник 19, гидроциклоны 34, 35, 36 и столб жидкости из каплеотбойника 19 сливается в сепаратор 1, обеспечивая прохождение газа через выходную линию 3, измерительную линию 9, в сборный коллектор 10.
С достижением перепада давления Р закрытия запорный клапан 8 закрывается и в дальнейшем процесс измерения повторяется.
Наличие в устройстве: нескольких сифонов 31, 32, 33 для разделения сечения газовой трубы на несколько потоков и разделение этих потоков на жидкость и газ в гидроциклонах 34, 35, 36, каплеотбойника 19 вместе с сифоном 37 кольцевым сосудом 22 и разделителем 23 внутри сепаратора 1 позволило при больших расходах газа обеспечить без аварийную работу устройства и четко разделить газ от жидкости, произвести более точное и полное измерение дебита жидкости и газа продукции нефтяной скважины, приходящей в сепаратор 1 во всех диапазонах расхода, что обеспечивает повышение точности замера дебита нефтяных скважин, упрощение конструкции и повышение надежности эксплуатации устройства.
Пример конкретной реализации способа
Счетно-решающим блоком 4 устройства по программе и параметрам датчиков давления 6 и температуры 7, расходомера по газу 29, запорного клапана 30, расходомера 5, запорного клапана 11 и плотномера 20 вычисляют массовые дебиты:
г.ф.
г.ф.
г.ф.
Газа М= Q*р;
н
н
н
=
Нефти MQ*р;
в
в
в
Воды M=Q*р;
э
э
э
Эмульсии М=Q*р, где:
г.ф.
Q- объемный дебит газовой фазы по расходомеру;
н
Q - объемный дебит нефти;
н
э
э
н
в
н
Q=Q (р - р)/(р– р);
в
Q объемный дебит воды;
в
э
н
Q=Q – Q;
э
Q - объемный дебит эмульсии по расходомеру;
г.ф.
р - плотность газовой фазы;
н
в
p- плотность нефти; р плотность воды;
э
p - плотность эмульсии.
Плотность воды, эмульсии и нефти определяют плотномером 20. Заданный интервал давления рабочей среды в устройстве при резком повышении его сверх допустимого уровня, например при прорыве газового «пузыря» из скважин, поддерживает запорный клапан 30. При этом через запорный клапан 30 сбрасывают излишки газовой фазы в сборный коллектор 10, с помощью датчиков давления 6 и температуры 7, счетно-решающего блока 4 определяют плотность и массовый дебит сбрасываемых излишков. Таким образом, осуществляют способ раздельного по компонентам измерения дебита продукции нефтяных скважин.
Предлагаемое устройство и способ для измерения дебита нефтяных скважин обеспечивает упрощение конструкции и повышение надежности эксплуатации техники измерения дебита нефтяных скважин.
Использование изобретения позволит создать простое и надежное в эксплуатации устройство и повысит точность замера дебита нефтяных скважин.