СПОСОБ ДИФФЕРЕНЦИРОВАННОГО ИЗМЕРЕНИЯ ДЕБИТА НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ (ВАРИАНТЫ)
METHOD OF DIFFERENTIATED MEASUREMENT OF FLOW RATE OF OIL WELLS AND DEVICE FOR ITS IMPLEMENTATION (VERSIONS)

Изобретение относится к технике, используемой в нефтедобывающей промышленности, для замера и учета продукции нефтяных скважин, и имеет целью повышение точности и качества измерения дебита нефтяных скважин по отдельным компонентам их продукции, в том числе и эмульсии.
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 измерения дебита продукции заключается в том, что в процессе сепарации нефтеводогазовой смеси из скважины, путем дробления ее потока, смесь разделяют на две фазы (продукты разделения): газовую и жидкую; затем 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 компонентов неопределенной величины объема, что не способствует качественной подготовке ее 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 его 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 и микропроцессор.
Способ измерения дебита включает подачу нефтеводогазовой смеси из нефтяных скважин на сепарацию, разделение ее в гидроциклоне на жидкую и газовую фазы, сброс газовой фазы в общий коллектор, накопление жидкой фазы и разделение ее при этом на компоненты отстоем в гравитационном поле, сглаживание пульсаций поля скоростей ее неупорядоченного перемещения, определение ее объемного и массового дебитов, относительного 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 этого, вытеснение жидкой фазы в общий коллектор, затем, по окончании вытеснения, открывают сброс газовой фазы, кроме того способ включает определение дебита газовой фазы и замер ее давления и температуры.
Известные способ и устройство имеют ряд недостатков:
- вытеснение жидкой фазы в общий коллектор в виде неупорядоченной последовательности чередующихся порций компонентов неопределенной величины объема, что не способствует последующей качественной подготовке ее перед подачей в товарный парк;
- нет непосредственного замера плотностей воды, газа, нефти и эмульсии, текущие значения величин которых необходимы для расчета микропроцессором дебита компонентов и эмульсии продукции скважины;
- не учитывается при определении дебита газовой фазы изменение давления и температуры ее за время процесса вытеснения;
- не стабилизируется величина давления рабочей среды.
Известные способ и устройство наиболее близки к заявляемому изобретению по технической сути и достигаемым результатам.
Технической задачей заявляемого изобретения является исчерпывающе полное, с повышенным качеством и эффективностью, измерение дебита продукции нефтяных скважин по компонентам и эмульсии, ее составляющим, за счет интенсификации процесса сепарации нефтеводогазовой смеси из скважин на компоненты и эмульсию, непосредственного замера плотности компонентов и эмульсии жидкой фазы и идентификации их по плотности, поочередного отбора отдельно взятой порции каждого компонента и эмульсии жидкой фазы, замера их дебитов, в том числе и газовой фазы с определением ее плотности по результатам замера параметров путем расчета на микропроцессоре, и поочередного сброса их по отдельности в общий коллектор, стабилизации давления рабочей среды. Решение технической задачи достигается путем многоэтапной сепарации смеси, сброса отсепарированной газовой фазы в общий коллектор, гидростатического взвешивания столба определенной высоты компонентов и эмульсии жидкой фазы, поочередно и отдельно отобранных из отсепарированной смеси, и вытеснения их в общий коллектор в виде упорядоченной последовательности чередующихся порций отстоявшихся компонентов и эмульсии определенной величины объема, а также путем замера давления и температуры газовой 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.
Техническая задача по I варианту способа дифференцированного измерения дебита нефтяных скважин, содержащего подачу продукции из скважин 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, относительного 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, решается согласно изобретению тем, что способ включает предварительный этап сепарации, где нефтеводогазовую смесь разделяют в газосепараторе на фазы: жидкую и газовую; десорбцией газовой фазы через свободную поверхность жидкой, путем резкого снижения давления смеси и обеспечения максимально возможного «зеркала» накапливаемого объема жидкой фазы поддержанием максимального и минимального уровней последней в газосепараторе, и окончательный этап сепарации, где жидкую фазу, поступившую с предварительного этапа, разделяют на компоненты: нефть, воду, эмульсию и газ из раствора; сепарацией в гидроциклоне, затем газ подают на измерение дебита, а нефть, воду и эмульсию направляют в сепаратор и накапливают в его полости, отдельными слоями путем отстоя, которые, в свою очередь, поочередно и отдельно отбирают и направляют, после определения их плотностей методом гидростатического взвешивания столба жидкости и идентифицирования ее по плотности, на измерение единым объемным комбинированным счетчиком дебитов, измеряющим также дебит газа, который поочередно с одной из жидкостей (нефть, вода, эмульсия) сбрасывают в общий коллектор через единый клапан перепускной дискретного действия двухфазный, поддерживающий давление рабочей среды в заданном интервале величин, причем чередование подачи жидкой фазы с подачей газовой и наоборот в сепаратор из газосепаратора осуществляют запиранием жидкой фазой потока газовой или освобождением его при условии достижения жидкой фазой максимального или минимального уровней накопления в газосепараторе соответственно, а чередование подачи из сепаратора одной из порций нефти, воды или эмульсии с подачей газа из гидроциклона и наоборот для измерения их дебитов осуществляют также запиранием потока газа одной из жидкостей или освобождением его при соблюдении или несоблюдении соответственно условия: накопление данной жидкости до заданной и более толщины слоя и достижение этим слоем заданного уровня в сепараторе, кроме того при резком повышении давления газовой фазы ее излишки сбрасывают в общий коллектор через объемный счетчик и предохранительный клапан дискретного действия.
Техническая задача по II варианту способа дифференцированного измерения дебита нефтяных скважин, содержащего подачу продукции из скважин 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 жидкой фазы и относительного 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 перекрытие, вытеснение жидкой фазы в общий коллектор, а по окончании его открытие сброса газовой фазы и определение ее дебита, решается согласно изобретению тем, что способ включает предварительный этап сепарации, где нефтеводогазовую смесь разделяют в газосепараторе на фазы: жидкую и газовую; десорбцией газовой фазы через свободную поверхность жидкой, путем резкого снижения давления смеси и обеспечения максимально возможного «зеркала» накапливаемого объема жидкой фазы поддержанием максимального и минимального уровней последней в газосепараторе, и окончательный этап сепарации, где жидкую фазу, поступившую с предварительного этапа, разделяют на компоненты: нефть, воду, эмульсию и газ из раствора; сепарацией в гидроциклоне, затем газ подают на измерение его дебита объемным счетчиком и далее на сброс в общий коллектор через единый клапан перепускной дискретного действия двухфазный, а нефть, воду и эмульсию по направляют в сепаратор и накапливают в его полости отдельными слоями путем отстоя, которые, в свою очередь, поочередно и отдельно отбирают и направляют после определения их плотностей методом гидростатического взвешивания столба жидкости и идентифицирования ее по плотности, на измерение объемным счетчиком дебитов нефти, воды и эмульсии, которые сбрасывают в общий коллектор в ряду последовательности чередующихся порций нефти, воды, эмульсии и газа через единый клапан перепускной дискретного действия двухфазный, поддерживающий давление рабочей среды в заданном интервале величин, причем чередование подачи газовой фазы с подачей жидкой и наоборот из газосепаратора в сепаратор осуществляют запиранием потока газовой фазы жидкой, или освобождением его при условии достижения максимального или минимального уровней накопления жидкой фазы в газосепараторе соответственно, а чередование подачи из сепаратора одной из порций нефти, воды или эмульсии с подачей газа из гидроциклона и наоборот для сброса в общий коллектор осуществляют запиранием потока газа одной из жидкостей и освобождением его при соблюдении или несоблюдении соответственно условия: накопление данной жидкости до заданной и более толщины слоя и достижение этим слоем заданного уровня в сепараторе, кроме того при резком повышении давления газовой фазы ее излишки сбрасывают в общий коллектор через объемный счетчик и предохранительный клапан дискретного действия.
Техническая задача по I варианту устройства для дифференцированного измерения дебита 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 газосепаратор, сообщенный с общим коллектором основной газовой линией через установленные последовательно на ее выходе: объемный счетчик, датчики давления и температуры, предохранительный клапан дискретного действия; сепаратор с гидроциклоном, сообщенный впускной жидкостной линией через последовательно установленные на ней: входной газожидкостный затвор, сообщенный также с основной газовой линией, заборное, в форме порога, устройство; с газосепаратором, выпускную жидкостную линию, сообщенную с верхом сепаратора и через последовательно установленные: выходной газожидкостный затвор, сообщенный вспомогательной газовой линией с гидроциклоном, единый объемный комбинированный счетчик, датчики давления и температуры, единый клапан перепускной дискретного действия двухфазный; с общим коллектором, при этом на вспомогательной газовой линии предусмотрен вертикальный мерный участок с датчиками уровня по концам, связанные импульсной уравнительной линией с гидроциклоном, причем на выходе гидроциклона в сепаратор установлена вихревая труба с круговой успокоительной решеткой и дефлектором на конце, установленным взамен второй успокоительной решетки, кроме того выпускная жидкостная линия сообщена с сепаратором тремя параллельно установленными по высоте сливами в форме сифонов, два нижних из которых имеют на входе барьерные гидрозапоры.
Техническая задача по II варианту устройства для дифференцированного измерения дебита 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 газосепаратор, сообщенный с общим коллектором основной газовой линией через последовательно установленные: объемный счетчик, датчики давления и температуры, предохранительный клапан дискретного действия; сепаратор с гидроциклоном, сообщенный впускной жидкостной линией через последовательно установленные на ней: входной газожидкостный затвор, сообщенный также с основной газовой линией, заборное устройство в форме порога; с газосепаратором, выпускную жидкостную линию, сообщенную с верхом сепаратора и через горизонтально-вертикальную перемычку с установленным на ней жидкостным объемным счетчиком, с общим коллектором через последовательно установленные на ней: выходной газожидкостный затвор, сообщенный с верхом сепаратора дополнительной газовой линией и также вспомогательной газовой линией и установленным на ней объемным газовым счетчиком с гидроциклоном, датчики давления и температуры, единый клапан перепускной дискретного действия двухфазный, при этом на выходе выпускной жидкостной линии предусмотрен вертикальный мерный участок с датчиками уровня по концам, связанные импульсной уравнительной линией с гидроциклоном, причем на выходе гидроциклона в сепаратор установлена вихревая труба с круговой успокоительной решеткой и дефлектором, в качестве второй успокоительной решетки, на конце, кроме того выпускная жидкостная линия сообщена с сепаратором тремя параллельно установленными по высоте сливами в форме сифонов, два нижних из которых имеют на входе барьерные гидрозапоры.
Сущность изобретения поясняется чертежами.
Фиг.1 - общий вид устройства I варианта исполнения.
Фиг.2 - общий вид устройства II варианта исполнения.
Фиг.3 - фрагмент общего вида устройства I варианта исполнения.
Фиг.4 - фрагмент общего вида устройства II варианта исполнения.
Фиг.5 - выноска А с фиг.1.
Фиг.6 - сечение Б-Б с фиг.1.
1
Устройство для дифференцированного измерения дебита нефтяных скважин I варианта исполнения (в дальнейшем тексте - «Устройство») содержит (см. фиг.1) газосепаратор 1, сообщенный с общим коллектором 2 основной газовой линией 3, с последовательно установленными на ней объемным газовым счетчиком 4, датчиками давления 5 и температуры 6 и предохранительным клапаном дискретного действия 7, не имеющим устойчивых промежуточных положений кроме фиксированных крайних: «Закрыто» и «Открыто». С газосепаратором 1 сообщен впускной жидкостной линией 8 сепаратор 9 с гидроциклоном 10. Впускная жидкостная линия 8 связана через тангенциальный вход с гидроциклоном 10 и через входной газожидкостный затвор 11, сообщенный также отводом 12 и с основной газовой линией 3, с заборным устройством 13, в форме порога высотой - h, газосепаратора 1. Гидроциклон 10 на выходе в сепаратор 9 оборудован вихревой трубой 14 с круговой успокоительной решеткой 15 и дефлектором 16, в качестве второй успокоительной решетки, на конце. Дефлектор 16. открыт сверху и снизу. Сепаратор 9 сверху сообщен выпускной жидкостной линией 17, с установленными на ней последовательно: выходным газожидкостным затвором 18, единым объемным комбинированным счетчиком 19, датчиками давления 20 и температуры 21, единым клапаном перепускным дискретного действия двухфазным 22; с общим коллектором 2.
о
2
3
4
5
6
Единый клапан перепускной дискретного действия двухфазный 22 не имеет устойчивых промежуточных положений, кроме фиксированных среднего и двух крайних: «Закрыто», «Открыто для газа», «Открыто для жидкости». Такая особенность позволяет избежать резких изменений перепада давления на клапане 22 при смене фаз. Возможно применение другого варианта клапана 22, имеющего только два фиксированных: крайнее и среднее; и одно нефиксированное положения: «Закрыто», «Открыто номинально для газа» и «Открыто сверх номинала для жидкости». Выходной газожидкостный затвор 18 сообщен с верхом гидроциклона 10 вспомогательной газовой линией 23, имеющей вертикальный мерный участок 24 с двумя датчиками уровня 25 и 26 по концам, связанные импульсной уравнительной линией 27 с гидроциклоном 10. Датчики давления 25 и 26 разнесены по высоте на расстояние Н. Выпускная жидкостная линия 17 (см. фиг.1 и 2) сообщена, кроме того, с сепаратором 9 тремя параллельно установленными по высоте сливами в форме сифонов: - верхний 28 с высотой сифона - h, средний 29 с высотой сифона - h; нижний 30 с высотой сифона - h. Средний 29 и нижний 30 сливы имеют также барьерные гидрозапоры: средний 31 с высотой барьера - h и нижний 32 с высотой барьера - h. «Устройство» включает также микропроцессор 33 (условно не показан на фиг.1 и 2) и связанный с датчиками давления 5, 20, температуры 6, 21, датчиками уровня 25 и 26.
7
Устройство для дифференцированного замера дебита нефтяных скважин II варианта исполнения в отличие от «Устройства» I варианта исполнения включает, за исключением единого объемного комбинированного счетчика 19, дополнительно горизонтально-вертикальную перемычку 34 высотой - h, с установленным на ней объемным жидкостным счетчиком 35, встроенную в выпускную жидкостную линию 17 перед выходным газожидкостным затвором 18, сообщенным с верхом сепаратора 9 дополнительной газовой линией 36. На вспомогательной газовой линии 23 установлен объемный газовый счетчик 37. На выходе выпускной жидкостной линии 17 перед датчиками давления 20 и температуры 21 и единым клапаном перепускным дискретного действия двухфазным 22 имеется вертикальный мерный участок 24 с двумя датчиками уровня 25 и 26 по концам, связанные импульсной уравнительной линией 27 с гидроциклоном 10.
«Устройство» I варианта исполнения работает следующим образом:
мин
ср
г.ф.
г.ф
г.ф.
г.ф.
г.ф.
г.ф.
1
продукцию нефтяных скважин в виде нефтегазовой смеси подают в газосепаратор 1, где ее подвергают предварительному этапу сепарации, разделяя на жидкую и газовую фазы десорбцией газовой через свободную поверхность жидкой, путем резкого снижения давления смеси при внезапном расширении ее потока на выходе из подводящего трубопровода от скважины в полость газосепаратора 1. Возможно дробление потока смеси на решетках, что еще более увеличивает величину свободной поверхности. Жидкая фаза стекает в низ газосепаратора 1, где ее накапливают, обеспечивая там максимально возможное «зеркало» накапливаемого объема жидкой фазы, поддержанием ее максимального и минимального уровней, также способствуют процессу десорбции газовой фазы. Газовую фазу подают по отводу 12 из основной газовой линии 3 через входной газожидкостный затвор 11 по впускной жидкостной линии 8 и гидроциклон 10, где газовая фаза окончательно освобождается от остатков жидкой, далее по вспомогательной газовой линии 23 через выходной газожидкостный затвор 18, единый объемный комбинированный счетчик 19, датчики давления 20 и температуры 21 и единый клапан перепускной дискретного действия двухфазный 22, на сброс в общий коллектор 2. Клапан 22 настраивают на заданный интервал величин перепада давления на нем: ΔP÷ΔP; что соответствует фиксированным крайнему и среднему положениям его: «Закрыто» и «Открыто для газа». Счетчиком 19 измеряют объемный дебит газовой фазы - . Датчиками давления 20 и температуры 21 измеряют давление и температуру сбрасываемой газовой фазы: P и T. Микропроцессор 33 по этим параметрам и заложенной в него программе, по известному уравнению газового состояния определяют плотность газовой фазы - ρ. Далее вычисляют массовый дебит газовой фазы - M=Q·ρ. Максимальный и минимальный уровни накапливаемой внизу газосепаратора 1 жидкой фазы задают высотой - h порога заборного устройства 13. По достижении максимального уровня жидкая фаза свободно переливается из заборного устройства 13 во входной газожидкостный затвор 11, заполняет его и запирает поток газовой фазы из отвода 12. Сброс газовой фазы в общий коллектор 2 перекрыт, начинают вытеснение жидкой фазы из газосепаратора 1 давлением газовой.
макс
н
э
в
г.ст.
o
в
v
v
v
Жидкую фазу за время накопления разделяют отстоем в гравитационном поле на компоненты: нефть и воду и на водонефтяную эмульсию. Жидкая фаза в виде чередующихся скоплений воды, эмульсии, нефти через заборное устройство 13, далее через входной газожидкостный затвор 11 по впускной жидкостной линии 8 направляют в гидроциклон 10, на окончательный этап сепарации, где окончательно отделяют газовую фазу от жидкой и, в том числе газ из раствора, сбрасывают ее по вспомогательной газовой линии 23 через выходной газожидкостный затвор 18, по выпускной жидкостной линии 17 в общий коллектор 2. Жидкую фазу: воду, нефть и эмульсию сливают в сепаратор 9 по вихревой трубе 14, на выходе которой в круговой успокоительной решетке 15 вращательное движение жидкой фазы (V - вектор окружной скорости, α - угол атаки, R - вектор радиальной скорости. См. фиг.5) спрямляют и дефлектором 16 переводят в осевое движение вверх и вниз. Жидкую фазу накапливают и отстаивают в сепараторе 9 слоями жидкостей сверху вниз: слой нефти, слой эмульсии и слой воды, из которых их поочередно, отдельно отбирают через соответствующие сливы: слив 28 - нефть, слив 29 - эмульсия, слив 30 - вода; и направляют по выпускной жидкостной линии 17 через выходной газожидкостный затвор 18, единый объемный комбинированный счетчик 19 и единый клапан перепускной дискретного действия двухфазный 22 на сброс в общий коллектор 2. Клапан 22 настраивают на перепад давления на нем - ΔP, что соответствует его положению: «Открыто для жидкости». Одновременно измеряют объемный дебит счетчиком 19 одной из отбираемых и сбрасываемых жидкостей: Q  - нефти; Q  - эмульсии; Q  - воды. Это осуществляют следующим образом: отобранная, например из слоя воды, сливом 30 вода (см. фиг.3) по выпускной жидкостной линии 17 заполняет выходной газожидкостный затвор 18 и часть вспомогательной газовой линии 23 на высоту, соответствующую верху слива 30. Отбор газа из гидроциклона 10 перекрыт и начинают сброс воды в общий коллектор 2. Течение воды по сливу 30 и в выпускной жидкостной линии 17 равномерное, безнапорное за счет сифонного действия комплекса: слив 30 и выпускная жидкостная линия 17. На мерном участке 24 по перепаду давления - ΔP между датчиком уровня 25 и 26 методом гидростатического взвешивания столба жидкости заданной высоты - H определяют плотность воды - ρ по уравнению:
в
г.ст.
o
2
ρ=ΔP/(H·g), где g=9,81 м/сек - ускорение свободного падения.
в
н
э
в
н
н
н
н
в
в
в
э
э
э
v
v
v
Аналогично определяют плотность нефти и эмульсии. Фактические установочные значения величин плотностей определяют идентификацией их устойчивых значений в ряду последовательности текущих значений величин за время установочного измерения: плотность воды - ρ - максимальное значение, плотность нефти - ρ - минимальное значение, плотность эмульсии - ρ - промежуточное значение между значениями ρ и ρ. Массовые дебиты составят: M= Q ·ρ - нефти, M=Q ·ρ - воды, M=Q ·ρ - эмульсии. При окончании сброса воды уровень ее во вспомогательной газовой линии 23, а также в выпускной жидкостной линии 17, опускается до выхода в нее слива 30, сифонное действие комплекса: слив 30 и выпускная жидкостная линия 17, за счет нарушения сплошности потока воды газом, прерывается, течение воды из слива 30 прекращается, остатки воды в нисходящей к выходу ветви слива 30 за счет его «сифонного» эффекта втягиваются в сепаратор 9. Остатки в выходном газожидкостном затворе 18 и в комплементарных линиях 17 и 23 сбрасывают в общий коллектор 2. Аналогично отбирают и сбрасывают нефть и эмульсию. Уровень жидкой фазы в сепараторе 9, понизившийся при отборе воды, начинает повышаться за счет вытеснения и притока ее из газосепаратора 1. Отбор газа из гидроциклона 10 по вспомогательной газовой линии 23 и сброс его в общий коллектор возобновляют.
На фиг.1 видно, что при дальнейшем повышении уровня жидкой фазы в сепараторе 9 нефть преодолеет верх слива 28 и по выпускной жидкостной линии 17 заполнит выходной газожидкостный затвор 18. Отбор газа из гидроциклона 10 будет перекрыт и начнут отбор и сброс нефти аналогично отбору и сбросу воды. По показаниям датчиков уровня 25 и 26 на мерном участке 24 микропроцессор 33 идентифицируют нефть и произведут замер ее дебита счетчиком 19. Аналогично (см. фиг.3) при дальнейшем повышении уровня жидкой фазы в сепараторе 9 после сброса воды произведут отбор и сброс эмульсии через слив 29 или нефти через слив 28, в зависимости от того, какой компонент или эмульсия раньше наберут необходимые толщину слоя и уровень в сепараторе 9 относительно соответствующих сливов 28 и 29.
Для предотвращения отбора легких компонентов: вместо тяжелых: нефти через слив 29 и 30 или эмульсии через слив 30; предусмотрены: в сливе 29 барьерный гидрозапор 31, в сливе 30 барьерный гидрозапор 32.
При понижении жидкой фазы в газосепараторе 1 до минимального уровня прекращают вытеснение и сброс ее и возобновляют сброс газовой фазы.
Клапан 22 поддерживает заданный интервал давления рабочей среды в «Устройстве», при резком повышении его сверх допустимого уровня, например при прорыве газового «пузыря» из скважин, предохранительным клапаном дискретного действия 7 сбрасывают излишки газовой фазы в общий коллектор 2, с помощью датчиков давления 5 и температуры 6 определяют плотность и массовый дебит сбрасываемых излишков. Таким образом, осуществляют способ дифференцированного (раздельного по компонентам и эмульсии) измерения дебита продукции нефтяных скважин.
«Устройство» II варианта исполнения в отличие от I варианта работает следующим образом: отбор и сброс жидкой фазы в общий коллектор 2 осуществляют аналогично I варианту, замер дебитов компонентов и эмульсии производят объемным жидкостным счетчиком 35, установленным в перемычку 34, замер дебита газовой фазы производят объемным газовым счетчиком 37. После окончания отбора и сброса очередной порции одного из компонентов или эмульсии, а также после прекращения вытеснения жидкой фазы из сепаратора 1, перемычка остается заполненной жидкой фазой, препятствующей обсыханию счетчика 35 и течению газа через него. По показаниям датчиков уровня 25, 26 мерного участка 24 выпускной жидкостной линии 17, микропроцессором 33 производят определение плотности и идентификации компонентов или эмульсии, протекающих по мерному участку 24 при их отборе и сбросе в общий коллектор 2.
Использование изобретения позволит осуществлять эффективное, без потерь, высококачественное измерение дебита нефтяных скважин.