устройство для измерения количества нефти и нефтяного газа

Формула изобретения

1. Устройство для измерения количества нефти и нефтяного газа, содержащее емкость, сепарационное устройство и трубопроводы подвода водонефтегазовой смеси, отвода нефтяного газа и водонефтяной эмульсии, отличающееся тем, что емкость выполнена в виде колонны, заглушенной с торцов, ось колонны расположена перпендикулярно или наклонно горизонтальной поверхности, трубопровод подвода водонефтегазовой смеси подсоединен к сепарационному устройству, делящему колонну на верхнюю и нижнюю части, связанные или не связанные между собой, трубопровод отвода водонефтяной эмульсии подсоединен к нижней части колонны, трубопровод отвода нефтяного газа подсоединен к верхней части колонны, трубопровод отвода нефтяного газа оснащен устройством для измерения количества нефтяного газа, в колонне расположен один или более датчиков, при этом диаметры верхней и нижней частей выполнены равными или неравными, длины частей выполнены равными или неравными.

2. Устройство для измерения количества нефти и нефтяного газа по п.1, отличающееся тем, что при наклонном расположении оси колонны к горизонтальной поверхности углы наклона осей частей к горизонтальной поверхности выполнены равными или неравными, оси частей расположены в одной или в разных плоскостях, перпендикулярных горизонтальной поверхности, а каждая часть выполнена из одной прямолинейной трубы или из нескольких прямолинейных труб, имеющих разные углы наклона к горизонтальной поверхности.

3. Устройство для измерения количества нефти и нефтяного газа по п.1 или 2, отличающееся тем, что сепарационное устройство соединено с нижней частью колонны посредством патрубка, причем вход и выход патрубка расположены соответственно между выходом трубопровода подвода водонефтегазовой смеси и входом трубопровода отвода водонефтяной эмульсии.

4. Устройство для измерения количества нефти и нефтяного газа по п.3, отличающееся тем, что часть патрубка расположена вне колонны.

5. Устройство для измерения количества нефти и нефтяного газа по п.1, отличающееся тем, что сепарационное устройство оснащено блоком для равномерного распределения смеси.

6. Устройство для измерения количества нефти и нефтяного газа по п.1, отличающееся тем, что один или более датчиков выполнены с возможностью осевого и/или радиального перемещения.

7. Устройство для измерения количества нефти и нефтяного газа по п.3, отличающееся тем, что в нижней части колонны выше выходного отверстия патрубка расположен успокоительный элемент.

8. Устройство для измерения количества нефти и нефтяного газа по п.1, отличающееся тем, что часть трубопровода отвода нефтяного газа выполнена соприкасающейся с колонной.

9. Устройство для измерения количества нефти и нефтяного газа по п.1, отличающееся тем, что колонна, сепарационное устройство, а также трубопроводы подвода водонефтегазовой смеси и отвода водонефтяной эмульсии и нефтяного газа выполнены полностью или частично теплоизолированными.

10. Устройство для измерения количества нефти и нефтяного газа по п.1, отличающееся тем, что предусмотрено устройство для удаления асфальтосмолопарафиновых отложений.

11. Устройство для измерения количества нефти и нефтяного газа по п.1, отличающееся тем, что колонна оснащена рамой.

12. Устройство для измерения количества нефти и нефтяного газа по п.1, отличающееся тем, что сепарационное устройство выполнено в виде усеченного конуса.

13. Устройство для измерения количества нефти и нефтяного газа по п.1, отличающееся тем, что устройство для измерения количества нефтяного газа выполнено в виде расходомера с диафрагмой.

14. Устройство для измерения количества нефти и нефтяного газа по п.1, отличающееся тем, что в колонне расположены один или более датчиков или уровня, или перепада давления, или гидростатического давления, или расходомер жидкости, или счетчик импульсов при возможном использовании калиброванного отверстия.

15. Устройство для измерения количества нефти и нефтяного газа по п.5, отличающееся тем, что блок для равномерного распределения смеси выполнен в виде изогнутой кольцом трубки со щелями.

16. Устройство для измерения количества нефти и нефтяного газа по п.7, отличающееся тем, что успокоительный элемент выполнен в виде перфорированной пластины, полностью или частично перекрывающей поперечное сечение колонны.

17. Устройство для измерения количества нефти и нефтяного газа по п.1, отличающееся тем, что предусмотрен ввод реагентов против образования асфальтосмолопарафиновых отложений.

Описание изобретения к патенту

Заявляемое изобретение относится к нефтедобыче, а именно к устройствам для измерения количества нефти и нефтяного газа, извлекаемых из недр, и может быть использовано для оперативного учета дебитов продукции нефтяных и газоконденсатных скважин (как отдельных, так и кустов) и лицензионных участков в системах герметизированного сбора.

Известно устройство для измерения количества нефти и нефтяного газа, содержащее измерительную емкость, газовый трубопровод и трубопроводы подвода и отвода водонефтегазовой смеси, в котором выполнено устройство определения времени наполнения измерительной емкости фиксированного объема частично отсепарированной от нефтяного газа водонефтяной эмульсии при открытом на коллектор газовом трубопроводе и закрытом патрубке отвода водонефтегазовой смеси, устройства измерения избыточного давления, температуры, скорости вытеснения содержимого емкости после закрытия газового трубопровода и открытия патрубка отвода водонефтегазовой смеси /Свидетельство на полезную модель №22179, МПК⁷ Е21В 47/10, опубликовано 2002. Бюллютень №7/.

Недостатками известного устройства являются:

- низкая точность и нестабильность измерений при повышенном пенообразовании и высоких дебитах скважин, а также при большом количестве растворенного нефтяного газа;

- значительное время измерений из-за необходимости вытеснения содержимого емкости после закрытия газового трубопровода;

- сложность эксплуатации в зимнее время, так как высока вероятность замерзания кранов при высокой обводненности водонефтяной эмульсии или простое скважин.

Известно устройство для измерения количества нефти и нефтяного газа, содержащее измерительную емкость, газовый трубопровод и трубопроводы подвода и отвода водонефтегазовой смеси, в котором заполнение измерительной емкости калиброванного объема выполнено при открытом на коллектор газовом трубопроводе и закрытом трубопроводе отвода водонефтегазовой смеси, датчика измерения гидростатического давления при известной высоте столба жидкости, избыточного давления, температуры, скорости вытеснения содержимого емкости после закрытия газового трубопровода и открытия патрубка отвода продукции скважин на коллектор, время наполнения измерительной емкости, а также устройства измерения высоты столба жидкости и гидростатического давления /Патент РФ №2220282, МПК ⁷ Е21В 47/10, опубликовано 27.12.2003. Бюллютень №36/.

Недостатками известного устройства являются:

- низкая точность и нестабильность измерений, обусловленные необходимостью выдерживания продукции скважины, содержащуюся в измерительной емкости, до состояния полного отсутствия пузырькового газа и оседания пены, что значительно осложняет измерения, особенно при средне- и высокопенистых нефтях, а также сложность измерений при большом давлении водонефтегазовой смеси;

- значительное время измерений из-за необходимости такой выдержки;

- сложность эксплуатации в зимнее время, так как высока вероятность замерзания кранов при высокой обводненности или простое скважин;

- сложность управления из-за необходимости открытия и закрытия газового трубопровода и патрубка отвода продукции скважин на коллектор.

Известно устройство для измерения количества нефти и нефтяного газа, содержащее колонну, заглушенную сверху и выполненную из трубы, с трубопроводами подвода водонефтегазовой смеси и отвода водонефтяной эмульсии и нефтяного газа, в которой колонна расположена в скважине, низ колонны открыт, ось колонны совпадает с осью скважины, трубопровод подвода водонефтегазовой смеси подсоединен к верхней части колонны тангенциально /Патент РФ №2252312, МПК⁷ Е21В 43/38, опубликовано 20.05.2005. Бюллютень №14/.

Недостатками известного устройства являются:

- недостаточная точность измерений, так как для осуществления сепарации водонефтегазовой смеси на водонефтяную эмульсию и нефтяной газ требуется сложная настройка в зависимости от расхода водонефтегазовой смеси, газового фактора и т.д., поэтому при изменении режима работы и/или изменении режима добычи точность измерений ухудшается;

- большая длительность измерений, так как для их осуществления необходимо полностью заполнить скважину водонефтяной эмульсией; при большой длительности происходит разрушение водонефтяной эмульсии на нефть и воду, поэтому плотность водонефтяной эмульсии становится неравномерной;

- недостаточная надежность, так как необходима сложная настройка для каждой скважины или куста скважин, которая может легко быть нарушена, например при изменении режима добычи, числа добывающих скважин и т.п.;

- сложность использования, так как его можно использовать только в скважине, оборудованной пакером.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является устройство для измерения количества нефти и нефтяного газа, содержащее емкость, сепарационное устройство и трубопроводы подвода водонефтегазовой смеси, отвода нефтяного газа и водонефтяной эмульсии, которое содержит калиброванную измерительную емкость для водонефтяной эмульсии, расположенную перпендикулярно горизонтальной поверхности и оснащенную датчиками уровня (наполнения), гидростатического и избыточного давлений, термометром и таймером, а также переключателем потока, сепарационное устройство выполнено в виде объемного газового сепаратора, соединение газовых линий объемного газового сепаратора и калиброванной измерительной емкости осуществлено посредством переключателя потока, а датчик уровня калиброванной измерительной емкости выполнен аналоговым с возможностью отслеживания любого уровня жидкости /см. RU 2220282 С1, кл. Е21В 47/10, 27.12.2003, 7 с./.

Недостатками известного устройства для измерения количества нефти и нефтяного газа являются:

- низкая точность и нестабильность измерений, обусловленные необходимостью выдерживания продукции скважины, содержащейся в калиброванной измерительной емкости, до состояния полного отсутствия пузырькового газа и оседания пены, что значительно осложняет измерения, особенно при средне- и высокопенистых нефтях, а также сложность измерений при большом давлении водонефтегазовой смеси;

- значительное время измерений из-за необходимости такой выдержки;

- сложность эксплуатации в зимнее время, так как высока вероятность замерзания кранов в случае высокой обводненности и/или простое скважин;

- сложность управления из-за необходимости открытия и закрытия переключателя потока, соединяющего газовые линии объемного газового сепаратора и калиброванной измерительной емкости;

- значительные габариты устройства из-за наличия калиброванной измерительной емкости и объемного газового сепаратора, причем с ростом газового фактора (содержание газа, приходящееся на единицу объема нефти) габариты растут;

- сложность изготовления калиброванной измерительной емкости;

- расположение калиброванной измерительной емкости только перпендикулярно горизонтальной поверхности сужает возможность применения на ограниченных по габаритам площадках и/или при необходимости расположения среди существующего оборудования;

- содержание в газе взвешенных частиц нефти, вызванное отсутствием газовой части, так как после объемного газового сепаратора газ вместе со взвешенными частицами нефти (в виде капель брызг и пены) сразу поступает в газовую линию и поэтому взвешенные частицы не успевают осесть;

- большое количество датчиков и необходимость использования только датчиков уровня (наполнения), гидростатического и избыточного давлений, а также термометра и таймера, что исключает возможность применения для другого способа измерений количества нефти и газа, основанного на измерении какого-либо другого параметра, кроме уровня, гидростатического и избыточного давлений, а также температуры и времени.

Предлагаемое изобретение направлено на повышение точности измерений и сокращение их времени, повышение надежности эксплуатации и упрощение использования.

Это достигается тем, что в устройстве для измерения количества нефти и нефтяного газа, содержащем сепарационное устройство и трубопроводы подвода водонефтегазовой смеси, отвода нефтяного газа и водонефтяной эмульсии, емкость выполнена в виде колонны, заглушенной с торцов, ось колонны расположена перпендикулярно или наклонно горизонтальной поверхности, трубопровод подвода водонефтегазовой смеси подсоединен к сепарационному устройству, делящему колонну на верхнюю и нижнюю части, связанные или не связанные между собой, трубопровод отвода водонефтяной эмульсии подсоединен к нижней части колонны, трубопровод отвода нефтяного газа подсоединен в верхней части колонны, трубопровод отвода нефтяного газа оснащен устройством для измерения количества нефтяного газа оснащен устройством для измерения количества нефтяного газа, в колонне расположен один или более датчиков, при этом диаметры верхней и нижней частей выполнены равными или неравными, длины частей выполнены равными или неравными, при этом при наклонном расположении оси колонны к горизонтальной поверхности углы наклона осей частей к горизонтальной поверхности выполнены равными или неравными, оси частей расположены в одной или разных плоскостях, перпендикулярных горизонтальной плоскости, а каждая часть выполнена из одной или из нескольких прямолинейных труб, имеющих разные углы наклона к горизонтальной поверхности. Кроме того, сепарационное устройство соединено с нижней частью колонны посредством патрубка, причем вход и выход патрубка расположены соответственно между выходом трубопровода подвода водонефтегазовой смеси и входом трубопровода отвода водонефтяной эмульсии. Кроме того, в некоторых случаях часть патрубка расположена вне колонны, а сепарационное устройство оснащено блоком для равномерного распределения. При этом один или более датчиков выполнены с возможностью осевого и/или радиального перемещения, в нижней части колонны выше выходного отверстия патрубка расположен успокоительный элемент, часть трубопровода отвода нефтяного газа может быть выполнена соприкасающейся с колонной, а колонна, сепарационное устройство, а также трубопроводы подвода водонефтегазовой смеси и отвода водонефтяной эмульсии и нефтяного газа выполнены полностью или частично теплоизолированными. Кроме того, предусмотрено устройство для удаления асфальтосмолопарафиновых отложений, колонна может быть оснащена рамой, сепарационное устройство выполнено в виде усеченного конуса, устройство для измерения количества нефтяного газа выполнено в виде расходомера с диафрагмой, в колонне могут быть расположены один или более датчиков или уровня, или перепада давления, или гидростатического давления, или расходомер жидкости, или счетчик импульсов при возможном использовании калиброванного отверстия, блок для равномерного распределения может быть выполнен в виде изогнутой кольцом трубки со щелями, а успокоительный элемент выполнен в виде перфорированной пластины, полностью или частично перекрывающей поперечное сечение колонны. Кроме того, может быть предусмотрен ввод реагентов против образования асфальтосмолопарафиновых отложений.

Выполнение колонны заглушенной снизу позволяет уменьшить количество водонефтяной эмульсии, необходимой для измерения ее количества, а также количества нефти. Заглушка колонны может быть выполнена, например, в форме конуса или усеченного конуса, направленного острием вниз.

Колонна устанавливается так, чтобы ее ось была перпендикулярна или наклонна к горизонтальной поверхности. Наклон колонны нужен в некоторых случаях для увеличения поверхности раздела «водонефтяная эмульсия - нефтяной газ». Если ось колонны, выполненной из прямолинейной трубы, перпендикулярна горизонтальной поверхности, то поперечное сечение ее в плоскости, параллельной горизонтальной поверхности, представляет круг площадью

где D - диаметр колонны.

Если ось колонны, выполненной из прямолинейной трубы, наклонена к горизонтальной поверхности, то поперечное сечение ее в плоскости, параллельной горизонтальной поверхности, представляет эллипс площадью

где - угол наклона к поверхности.

Сравнение формул (1) и (2) показывает, что S >S при всех <90°, так как в этом случае sin <1.

Как известно, чем больше поверхность раздела «водонефтяная эмульсия - нефтяной газ», тем интенсивнее происходит выделение растворенного в водонефтяной эмульсии нефтяного газа. Поэтому колонну не обязательно устанавливать вертикально (перпендикулярно) горизонтальной поверхности, иногда ее можно устанавливать наклонно, если требуется увеличить поверхность раздела «водонефтяная эмульсия - нефтяной газ».

Подсоединение трубопровода подвода водонефтегазовой смеси к сепарационному устройству, например, в виде усеченного конуса позволяет разделить водонефтегазовую смесь на водонефтяную эмульсию и нефтяной газ, что позволяет повысить интенсивность сепарации и тем самым уменьшить размеры устройства, сократить время измерений и повысить их точность. Сепарационное устройство может иметь поперечный размер или меньше, или равный, или больше диаметра колонны в зависимости от параметров водонефтегазовой смеси и физико-химических свойств нефти, нефтяного газа и воды. Сепарационное устройство может полностью или частично перекрывать поперечное сечение колонны.

Деление колонны на верхнюю и нижнюю части позволяет собирать водонефтяную эмульсию в нижней части колонны, а нефтяной газ - в верхней части колонны, уменьшив тем самым возможность смешивания их, что ведет к повышению точности измерений. Дополнительно верхнюю и нижнюю части можно сделать из труб разного диаметра, длины и угла наклона в зависимости от параметров водонефтегазовой смеси и физико-химических свойств нефти, нефтяного газа и воды.

Выполнение верхней и нижней частей связанными или не связанными между собой зависит от качества сепарации водонефтегазовой смеси в сепарационном устройстве, а также от параметров водонефтегазовой смеси и физико-химических свойств нефти, нефтяного газа и воды. Если обеспечивается качественное выделение всего нефтяного газа, то верхнюю и нижнюю части лучше выполнить несвязанными, так как это исключает возможность перемешивания водонефтяной эмульсии и нефтяного газа, что обеспечивает повышение точности измерений. В противном случае связь между верхней и нижней частями осуществляется, например, путем перекрытия сепарационным устройством части поперечного сечения колонны или использования для связи между ними специальных перемычек, которые могут быть расположены как внутри, так и вне колонны.

Подсоединение трубопровода отвода водонефтяной эмульсии к нижней части колонны требуется для обеспечения слива водонефтяной эмульсии из колонны.

Подсоединение трубопровода отвода нефтяного газа в верхней части колонны требуется для обеспечения отвода нефтяного газа из колонны.

Оснащение трубопровода отвода нефтяного газа устройством для измерения количества нефтяного газа, например расходомером с диафрагмой, требуется для измерения количества нефтяного газа. Отметим, что трубопровод отвода нефтяного газа до и после устройства для измерения количества нефтяного газа должен быть прямым и обеспечивать установившееся течение нефтяного газа. Обычно длина прямого участка до устройства для измерения количества нефтяного газа составляет не менее 20 калибров и после - не менее 5 калибров.

Расположение в колонне одного или более датчиков, например уровня, давления, гидростатического давления и т.д., необходимо для измерения количества нефти. При этом существенным признаком является число датчиков, а не их тип. Используя разные датчики и методики выполнения измерений, можно определить или измерить количество водонефтяной эмульсии и количество нефти.

Тип и число устанавливаемых в колонне датчиков зависит от выбранной методики проведения измерений. Ниже приведено несколько вариантов того, как, используя разные датчики, можно измерить (определить) количество нефти.

Перед началом измерений берется проба водонефтегазовой смеси. В лабораторных условиях определяются плотности нефти _н и воды _в (например, путем сепарации водонефтяной эмульсии на нефть и воду на центрифуге и последующего взвешивания образцов нефти и воды) и химический состав нефтяного газа и концентрации его компонент (например, методами хромотографии).

Плотность водонефтяной эмульсии _э определяется так:

где n_в - обводненность, т.е. объемная доля воды [безразмерная величина] в водонефтяной эмульсии; n_н - объемная доля нефти [безразмерная величина] в водонефтяной эмульсии.

Вариант 1.

Перед входом в трубопровод отвода водонефтяной эмульсии устанавливается переходник с расположенным внутри него устройством для измерения количества водонефтяной эмульсии, например турбинкой, так, чтобы водонефтяная эмульсия могла попасть в трубопровод отвода водонефтяной эмульсии только через переходник. Выше входа в переходник устанавливается датчик уровня. Измеряется объем части колонны между датчиком уровня и входом в переходник [м³] и обводненность водонефтяной эмульсии. Сечения берутся в плоскостях, параллельных поверхности. Начинается подача водонефтегазовой смеси в колонну с количеством водонефтяной эмульсии, например объемным расходом водонефтяной эмульсии [м³/с]. Когда уровень водонефтяной эмульсии достигнет входа в переходник, водонефтяная эмульсия начинает вытекать через переходник. Количество водонефтяной эмульсии, например объемный расход водонефтяной эмульсии [м³/с], измеряются устройством для измерения количества водонефтяной эмульсии. Одновременно начинается отсчет времени [с].

Если наполнения колонны выше уровня входа в переходник не происходит, то это означает, что , и таким образом измеряется количество водонефтяной эмульсии.

Если вся поступающая в колонну водонефтяная эмульсия не успевает вытечь через нее, то

Когда водонефтяная эмульсия достигнет датчика уровня, отсчет времени прекращается, время - запоминается. Тогда разность объемных (4) расходов поступающей в колонну и вытекающей из нее водонефтяной эмульсии определим по отношению:

Затем из формул (4) и (5) определим объемный расход поступающей в колонну водонефтяной эмульсии.

Количество нефти, а именно объемный расход нефти Q_н , найдем как произведение объемного расхода водонефтяной эмульсии, поступающей в колонну, на объемную долю нефти (3):

Вариант 2.

Трубопровод отвода водонефтяной эмульсии выполнен с возможностью перекрытия. Выше входа в трубопровод отвода водонефтяной эмульсии устанавливается датчик уровня. Измеряется объем части колонны между датчиком уровня и входом в переходник [м³] и обводненность водонефтяной эмульсии. Сечения берутся в плоскостях, параллельных поверхности. Начинается подача водонефтегазовой смеси в колонну и одновременно отсчет времени . Когда водонефтяная эмульсия достигнет датчика уровня, отсчет времени прекращается, время - запоминается. Тогда объемный расход поступающей в колонну водонефтяной эмульсии определим как отношение объема к времени его заполнения:

Количество нефти, а именно объемный расход нефти Q_н, найдем из выражения (6).

Вариант 3.

В колонне устанавливается датчик измерения высоты (верхнего уровня) H_э [м] столба водонефтяной эмульсии, например линейка. Измеряются площадь поперечного сечения трубопровода отвода водонефтяной эмульсии F_вых [м ²] и обводненность водонефтяной эмульсии. Начинается подача водонефтегазовой смеси в колонну. Высота столба водонефтяной эмульсии устанавливается на каком-либо уровне и замеряется. Объемный расход водонефтяной эмульсии определим по широко известной формуле

где - коэффициент расхода, g - ускорение свободного падения, [м/с²].

Количество нефти, а именно объемный расход нефти Q_н, найдем из выражения (6).

Вариант 4.

На входе в трубопровод отвода нефти устанавливается пробка с калиброванным отверстием. Остальные операции проводятся аналогично варианту 3.

Вариант 5.

Аналогичен вариантам 3 и 4, только для измерения уровня жидкости используется датчик гидростатического давления, установленный в нижней части колонны. Гидростатическое давление Р _ст [Па] водонефтяной эмульсии и высота столба водонефтяной эмульсии связаны между собой так:

После того как гидростатическое давление установится постоянным, по формуле (9) определим высоту столба водонефтяной эмульсии. Объемный расход водонефтяной эмульсии найдем из (8), а объемный расход нефти - из (6).

В некоторых случаях, особенно при больших давлениях водонефтегазовой смеси, для уменьшения погрешности измерений вместо датчика гидростатического давления может быть использован датчик перепада давления.

Вариант 6.

Если колонна - прямая труба, то количество водонефтяной эмульсии и нефти можно определить так. Устанавливается датчик гидростатического давления. Закрывается трубопровод отвода водонефтяной эмульсии. Замеряется гидростатическое давление в моменты времени ₁ и ₂. Тогда изменение высоты столба H водонефтяной эмульсии определим из (9) так:

Тогда объемный расход водонефтяной эмульсии определим как отношение произведения площади поперечного сечения колонны в плоскости, параллельной поверхности (1) или (2), на изменение высоты столба водонефтяной эмульсии (10) к времени изменения:

Объемный расход нефти определим из (6).

Вариант 7.

Перед входом в патрубок отвода водонефтяной эмульсии устанавливается переливной клапан. Замеряется объем водонефтяной эмульсии V_э, отводимой при каждом открытии переливного клапана. На переливном клапане расположен счетчик импульсов, срабатывающий, например, при каждом открытии или закрытии переливного клапана. Замеряется число срабатываний счетчика импульсов N за время . Тогда объемный расход водонефтяной эмульсии оставит:

Объемный расход нефти определим из (6).

Можно привести и другие варианты определения количества нефти и водонефтяной эмульсии. Из вариантов 1-7 видно, что достичь желаемого результата - измерения (определения) количества (объемного расхода) водонефтяной эмульсии и нефти - можно путем использования одного или более разных датчиков, а именно:

- датчика объемного расхода (например, турбинки) и датчика уровня (вариант 1);

- датчика уровня (вариант 2);

- датчика высоты - линейки (вариант 3);

- датчика высоты - линейки и калиброванного отверстия (вариант 4);

- датчика гидростатического давления или датчика перепада давления и калиброванного отверстия (вариант 5);

- датчика гидростатического давления (вариант 6);

- счетчика импульсов (вариант 7).

Отсюда следует, что существенным признаком является число используемых датчиков, а не их тип.

Выполнение диаметров верхней и нижней частей равными или неравными зависит от параметров водонефтегазовой смеси и физико-химических свойств нефти, нефтяного газа и воды. Очевидно, что чем больше диаметр, тем больше вместимость единицы длины. Изменение диаметра нужно для обеспечения требуемой точности измерений при минимально возможной высоте колонны.

Выполнение углов наклона осей частей к горизонтальной поверхности равными или неравными зависит от параметров водонефтегазовой смеси и физико-химических свойств нефти, нефтяного газа и воды. Из формул (1) и (2) видно, что чем больше угол наклона, тем больше при прочих равных условиях вместимость по высоте. Изменение угла наклона нужно для обеспечения требуемой точности измерений при минимально возможной высоте колонны. Это относится как к верхней, так и нижней частям колонны.

Расположение осей частей в одной или в разных плоскостях, перпендикулярных горизонтальной поверхности, позволяет при сохранении точности измерений вписывать колонну в существующее оборудование. Это обеспечивает уменьшение занимаемой устройством площади.

Выполнение каждой части из одной прямолинейной трубы или из нескольких прямолинейных труб, имеющих разные углы наклона к горизонтальной поверхности, зависит от параметров водонефтегазовой смеси и физико-химических свойств нефти, нефтяного газа и воды. Это определяется требуемой для сохранения точности измерений вместимостью единицы длины, а также для обеспечения возможности вписывания устройства в существующее оборудование, что упростит его эксплуатацию, в частности, за счет сокращения зоны обслуживания.

Соединение сепарационного устройства патрубком с нижней частью колонны между выходом трубопровода подвода водонефтегазовой смеси и входом трубопровода отвода водонефтяной эмульсии позволяет заполнять нижнюю часть колонны путем подачи водонефтяной эмульсии в течение большей части процесса ниже уровня водонефтяной эмульсии, что значительно уменьшает возможность пено- или брызгообразования. Это ведет к повышению точности измерений, а также позволяет уменьшить колебания и волны на поверхности водонефтяной эмульсии в нижней части колонны, а также повысить интенсивность выделения растворенного нефтяного газа.

Расположение части патрубка вне колонны позволяет уменьшить асфальтосмолопарафиновые отложения на патрубке, что даст уменьшение их влияния на точность измерений, например, текущего объема нижней части колонны, так как по мере роста асфальтосмолопарафиновых отложений этот объем уменьшается.

Оснащение сепарационного устройства блоком для равномерного распределения, например изогнутой кольцом трубкой со щелями, позволяет более полно и равномерно использовать всю рабочую поверхность сепарационного устройства, что ведет к повышению интенсивности и качества сепарации. Это дает повышение точности измерений и уменьшение габаритов установки.

Выполнение одного или более датчиков с возможностью осевого и/или радиального перемещения позволяет в зависимости от параметров водонефтегазовой смеси и геометрии внутренней части колонны сократить время проведения измерений при сохранении их точности.

Расположение в нижней части колонны выше выходного отверстия патрубка успокоительного элемента, например, в виде перфорированной пластины, полностью или частично перекрывающего поперечное сечение колонны, позволяет уменьшить колебания поверхности водонефтяной эмульсии, что ведет к повышению точности измерений.

Выполнение части трубопровода отвода нефтяного газа соприкасающейся с нижней частью колонны позволяет повысить надежность измерений при отрицательных температурах атмосферного воздуха путем обогрева от нижней части колонны, так как температура водонефтяной эмульсии в практическом большинстве случаев положительная (на месторождениях Западной Сибири температура добытой водонефтяной эмульсии часто составляет 50°С и выше).

Дополнительно для уменьшения теплообмена устройства для измерения количества нефти и нефтяного газа с окружающей средой можно полностью или частично (в зависимости от условий эксплуатации, конструкции и т.д.) теплоизолировать колонну, сепарационное устройство, а также трубопроводы подвода водонефтегазовой смеси и отвода водонефтяной эмульсии и нефтяного газа. Это обеспечит повышение точности измерений, так как в противном случае при отрицательных температурах окружающей среды возможно замерзание воды, изменение плотности нефти, воды и нефтяного газа, изменение коэффициента выделения растворенного нефтяного газа и т.д.

Использование устройства против образования асфальтосмолопарафиновых отложений позволяет уменьшить образование асфальтосмолопарафиновых отложений в колонне и на ее элементах. Это ведет к повышению точности измерений. В качестве такого устройства можно использовать, например:

- ввод реагента, препятствующего образованию асфальтосмолопарафиновых отложений (в водонефтегазовую смесь или водонефтяную эмульсию), посредством устройства для ввода реагента;

- защитное покрытие от асфальтосмолопарафиновых отложений внутренней поверхности и элементов колонны;

- размещение внутри колонны сменного блока (пластикового, матерчатого, металлического и т.д.) для сбора асфальтосмолопарафиновых отложений;

- выполнение колонны или ее части с возможностью подогрева, например, электронагревателем до температуры плавления асфальта, и/или смолы, и/или парафина;

- расположение внутри колонны чистящих элементов (скребков, ершей и т.п.), выполненных с возможностью осевого и/или радиального перемещения.

Оснащение колонны рамой позволяет повысить надежность эксплуатации устройства, особенно при расположении на болотистых местах и при таянии снега, так как при этом возможно смещение почвы. Дополнительно на раме можно установить защитное ограждение (как антивандальное, так и от метеорологических осадков), ограждение в зависимости от потребностей может защищать все устройство для измерения количества нефти и нефтяного газа или наиболее важные элементы.

В некоторых случаях вход в трубопровод отвода водонефтяной эмульсии может быть оснащен пробкой с калиброванным отверстием и/или запорным устройством, например клапаном. Это позволит изменять время нахождения водонефтяной эмульсии в нижней части, что обеспечит повышение точности измерений и расширение диапазона работы.

Для повышения надежности работы при отключении электропитания клапан нужно использовать нормально открытый.

Трубопровод подвода водонефтегазовой смеси подсоединен к сепарационному устройству, например, прямо или тангенциально, что обеспечит равномерное распределение водонефтегазовой смеси по сепарационному устройству в зависимости от параметров водонефтегазовой смеси. На внутренней поверхности сепарационного устройства могут быть расположены элементы для интенсификации сепарации нефтяного газа, например штыри или закручивающие элементы, направление закрутки которых совпадает с направлением закрутки водонефтегазовой смеси.

Для увеличения времени нахождения нефтяного газа в верхней части колонны входное отверстие в трубопровод отвода нефтяного газа может быть расположено в наиболее удаленной точке от сепарационного устройства.

Вычислительное устройство и источник питания, в случае их использования для обработки и хранения результатов измерений, могут быть расположены в земле ниже глубины промерзания почвы. Для обогрева их иногда можно использовать тепло водонефтегазовой смеси, так как температура продукции нефтедобывающих скважин в подавляющем большинстве случаев положительная.

Устройство для измерения количества нефти и нефтяного газа показано на фиг.1. Вариант устройства для измерения количества нефти и нефтяного газа, обеспечивающий равномерное распределение водонефтегазовой смеси и уменьшение пенообразования, показан на фиг.2.

Устройство для измерения количества нефти и нефтяного газа включает трубопровод для продукции скважины 1 с клапаном 2. К трубопроводу для подвода продукции скважины 1 подсоединен трубопровод подвода водонефтегазовой смеси 3 с клапаном 4, соединенный с сепарационным устройством 5. Сепарационное устройство 5 расположено внутри колонны 6 и делит ее на нижнюю 7 и верхнюю 8 части. Нижняя 7 и верхняя 8 части колонны 6 в показанном случае имеют равные диаметры и углы наклона оси к горизонтальной поверхности, но разные длины. К нижней части колонны 7 подсоединен трубопровод отвода водонефтяной эмульсии 9 с клапаном 10. К трубопроводу отвода водонефтяной эмульсии 9 подключен аварийный патрубок 11 с переливным клапаном 12. Трубопровод отвода водонефтяной эмульсии 9 и аварийный патрубок 11 соединены с трубопроводом для продукции скважины 1. К верхней части 8 колонны 6 подсоединен трубопровод для отвода нефтяного газа 13, соединенный с трубопроводом для продукции скважин 1. Трубопровод для отвода нефтяного газа содержит устройство для измерения количества нефтяного газа 14 и клапан 15. В нижней части 7 расположен датчик верхнего уровня 16. Сепарационное устройство 5 частично перекрывает поперечное сечение колонны 6. Для равномерного распределения поступающей водонефтегазовой смеси по сепарационному устройству 5 предназначен блок для равномерного распределения 17. К сепарационному устройству 5 подсоединен патрубок 18.

Устройство для измерения количества нефти и нефтяного газа работает следующим образом. Отбирается проба водонефтегазовой смеси с помощью пробоотборника, которым должно быть оснащено устьевое оборудование каждой скважины. По данной пробе замеряются плотности нефти _н и воды _в, а также обводненность водонефтяной эмульсии n_в. Измеряется вместимость нижней части 7 колонны 6 до датчика верхнего уровня 16. Закрывается клапан 2 и открываются клапаны 4 и 15, одновременно начинается отсчет времени заполнения _э. Клапаны 10 и 12 остаются закрытыми. Из трубопровода для подвода продукции скважины 1 водонефтегазовая смесь по трубопроводу для подвода водонефтегазовой смеси 3 начинает поступать в сепарационное устройство 5, где происходит ее деление на водонефтяную эмульсию и нефтяной газ. Под действием силы тяжести из сепарационного устройства 5 водонефтяная эмульсия поступает в нижнюю часть 7 колонны 6, а нефтяной газ - в верхнюю часть 8. Водонефтяная эмульсия собирается в нижней части 7 колонны 6. Когда водонефтяная эмульсия достигнет высоты срабатывания датчика верхнего уровня 16, отсчет времени прекращается. Объемный расход водонефтяной эмульсии определяется как отношение вместимости к времени заполнения по формуле (7), а количество нефти (объемный расход нефти) - по формуле (6). Из верхней части 8 колонны 6 нефтяной газ отводится по трубопроводу отвода нефтяного газа 13, в котором и осуществляется замер количества нефтяного газа с помощью устройства для измерения количества нефтяного газа 14. После завершения измерений клапан 10 открывается и водонефтяная эмульсия сливается из нижней части 7 колонны 6 по трубопроводу для отвода водонефтяной эмульсии 9. При нештатных ситуациях, например при повышении давления в колонне 6 выше расчетного, срабатывает (открывается) переливной клапан 12, и водонефтегазовая смесь отводится из колонны 6 по аварийному патрубку 11.

Для того чтобы равномерно распределять водонефтегазовую смесь по сепарационному устройству 5 и обеспечить его более эффективное использование, предназначен блок для равномерного распределения 17. Отвод водонефтяной эмульсии из сепарационного устройства 5 в некоторых случаях может производиться по патрубку 18, что позволит уменьшить возможность пенообразования.

Отметим, что в некоторых случаях вместо датчика верхнего уровня 16 можно использовать какой-либо другой датчик или датчики (как показано выше в вариантах 1-7), например датчик гидростатического давления. В случае установки такого датчика (гидростатического давления) после установления постоянной высоты столба водонефтяной эмульсии измерения производятся по варианту 7.

Таким образом, заявляемое изобретение позволяет повысить точность измерений и сократить время, потребное для их проведения, а также повысить надежность эксплуатации при упрощении использования.