RU2007118117A - Способ измерения продукции нефтяных скважин и устройство для его осуществления - Google Patents

Claims (12)

1. Способ измерения продукции нефтяных скважин, включающий сепарацию газожидкостной продукции скважины путем направления ее в сепарационную емкость, отделение газа от жидкости и направление его в верхний патрубок сепаратора с последующим сбросом в газовую линию и измерением его количества измерителем, а сброс жидкости производят через нижний патрубок сепаратора в измерительную линию жидкости, обеспечивая прохождение ее через измерительное устройство порциями при заданных перепадах давления начала и конца прохождения каждой порции, создавая турбулентный режим течения жидкости в измерительном устройстве, и определяют величины порций по времени прохождения их через измерительное устройство с учетом тарировочного коэффициента измерительного устройства, отличающийся тем, что, с целью повышения точности, определения величины порций производят с учетом измеренного среднего перепада давления на измерителе за время прохождения каждой порции жидкости.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что определение количества выделившегося в сепараторе газа производят путем направления его в измерительное устройство порциями при заданных пределах перепада давления на измерительном устройстве начала и конца прохождения порции, причем начало прохождения порции газа производят при перепаде давления меньшим заданного перепада давления прекращения прохождения порции жидкости.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что измерение величины (массы) и определение состава (содержание нефти и воды) порций жидкости производят двумя типами измерителей массы и объема, в том числе, например, измерителем с сужающим устройством и турбинным измерителем, и результатом измерений считают средние показания измерителей за установленное время измерения, а состав жидкости определяют с учетом данных о плотности нефти и воды в продукции скважины.

4. Способ по п.1, отличающийся тем, что количество свободного газа в жидкости определяют по данным измерения объема и массы жидкости с учетом величины давления и температуры в измерительной линии, а также плотности воды и нефти, содержащихся в измеряемой жидкости.

5. Способ по п.1, отличающийся тем, что количество добываемого газа измеряемой скважины определяют по полученным результатам измерений о количестве добытой нефти и величине газового фактора для нефти измерямой скважины.

6. Способ по п.1, отличающийся тем, что поверке при эксплуатации могут подвергаться только узлы регулирования (без корпуса) измерителя массы, измерителя количества газа и узел измерения турбинного измерителя.

7. Устройство для измерения продукции нефтяных скважин, содержащее газосепаратор с выкидным патрубком, расположенным в верхней части и связанным с газовой линией, в которой размещены газовая заслонка и измеритель количества выделившегося газа, причем заслонка связана с поплавковым устройством и выкидным патрубком, расположенным в нижней части газосепаратора, связанным с жидкостной линией, в которой установлен измеритель массы жидкости, датчики давления и температуры, связанные с вычислительным устройством, отличающееся тем, что измеритель массы и объема с сужающим устройством выполнен в виде регулятора перепада давления, включающего корпус, в котором размещен узел регулирования, состоящий из цилиндра с входным отверстием в нижней его части и выходным калиброванным отверстием (соплом) в боковой стенке с размещенными внутри цилиндра с возможностью перемещения вдоль его оси, клапаном, разделительным поршнем, пружиной и постоянным магнитом, закрепленными на штоке, причем верхняя над поршнем полость цилиндра сообщена отверстием в стенке цилиндра с полостью выкидного коллектора через зазор между цилиндром и корпусом, а при закрытом положении клапана полость над поршнем также соединена с полостью выкидного коллектора через калиброванное отверстие, а узел регулирования снабжен датчиком открытого положения клапана, связанным с вычислительным устройством.

8. Устройство по п.7, отличающееся тем, что пределы перепада давления на открытие и закрытие клапана измерителя массы и объема жидкости выбирают равными 1,2-1,5 кгс/см² на открытие и 0,3-0,5 кгс/см² на закрытие.

9. Устройство по п.7, отличающееся тем, что измеритель количества выделившегося в сепараторе газа выполнен в виде обратного клапана, в корпусе которого размещен узел регулирования, состоящий из цилиндра с входным отверстием в нижней его части и выходным отверстием (соплом) в боковой стенке с размещенными внутри цилиндра с возможностью перемещения вдоль его оси клапаном, разделительным поршнем и постоянным магнитом, закрепленными на штоке, причем разделительный поршень и цилиндр выполнены с минимальным зазором между собой, а поршень выполнен с выемкой для размещения груза, увеличивающего его вес, и цилиндр снабжен датчиком верхнего положения клапана.

10. Устройство по п.7, отличающееся тем, что оно дополнительно снабжено вторым измерителем объема и массы, например, турбинным счетчиком, снабженным датчиками давления до и после него.

11. Устройство по пп.7 и 8, отличающееся тем, что в узлах регулирования измерителя массы жидкости и измерителя количества газа отношение площади отверстия клапана к площади выходного калиброванного отверстия (сопла) выбирают из соотношения F_к/F_c=3,2-2,2, а отношение диаметров отверстия клапанов и диаметров разделительных поршней выбирают из соотношения D_п/D_к=1,3-1,2.

12. Устройство по п.7, отличающееся тем, что узлы регулирования измерителя массы, измерителя количества газа и узел измерения турбинного счетчика выполнены взаимозаменяемыми и снабжены пломбирующими устройствами, блокирующими крышки узлов регулирования и узла измерения.