устройство для поочередного отбора нефти и воды из нефтяной скважины и способ измерения устройством ее дебита (варианты)

Формула изобретения

1. Устройство для поочередного отбора нефти и воды из нефтяной скважины, включающее два подводящих патрубка, входы которых расположены на разных уровнях и направлены в противоположные стороны по вертикали, а выходы сообщены с соединительным приспособлением, в виде трубки, имеющей нижний и верхний «U»-образные участки, последний из которых верхней частью присоединен к приемному патрубку насоса, установленного в эксплуатационной колонне скважины на колонне насосно-компрессорных труб, отличающееся тем, что подводящие патрубки, установленные вертикально, и соединительное приспособление, выполненное в виде вертикального ствола, имеющего по концам нижний и верхний прямые отводы, перпендикулярные стволу и развернутые вокруг его оси на 60° относительно друг друга, сообщающие выходы подводящих патрубков с соединительным приспособлением, образуют комплекс из нормального и оппозитного сифонов, имеющих вертикальный ствол в качестве общего короткого колена, а подводящие патрубки в качестве длинных колен сифонов: подводящий патрубок, направленный входом вниз - длинное колено нормального сифона, подводящий патрубок, направленный входом вверх - длинное колено оппозитного сифона, кроме того, устройство включает две диафрагмы, установленные на входах длинных колен сифонов и направленные острыми кромками каждая к соответствующему сифону, внутренний диаметр которых связан с внутренним минимальным диаметром приемного патрубка насоса зависимостью:

D=(1,5÷2,5) d,

где D - внутренний диаметр колен нормального и оппозитного сифонов;

d - внутренний минимальный диаметр приемного патрубка насоса.

2. Устройство по п.1, отличающееся тем, что включает поплавковый клапан, установленный на входе длинного колена оппозитного сифона.

3. Устройство для поочередного отбора нефти и воды из нефтяной скважины, включающее два подводящих патрубка, входы которых расположены на разных уровнях и направлены в противоположные стороны по вертикали, а выходы сообщены с соединительным приспособлением, в виде трубки, имеющей нижний и верхний «U»-образные участки, последний из которых, верхней частью присоединен к приемному патрубку насоса, установленного в эксплуатационной колонне скважины на колонне насосно-компрессорных труб, отличающееся тем, что соединительное приспособление совместно с подводящими патрубками выполнено в виде компактной конструкции из трех вертикальных коаксиальных труб, из которых средняя труба заглушена с верхнего торца и посредством заглушки соединена с приемным патрубком насоса, внутренняя труба закреплена в средней трубе пилонами, а наружная труба, заглушенная с нижнего торца, закреплена посредством заглушки на нижнем конце внутренней трубы, при этом полость внутренней и свободная полость средней труб образуют нормальный сифон, свободные полости наружной и средней труб образуют оппозитный сифон, причем свободная полость средней трубы является общим коротким коленом сифонов, свободная полость наружной трубы является длинным коленом оппозитного сифона, а полость внутренней трубы является длинным коленом нормального сифона, который в верхней точке сообщен с приемным патрубком насоса, вместе с тем размеры труб связаны с внутренним минимальным диаметром приемного патрубка насоса зависимостями:

D_вн-2t_вн=(1,5÷2,5)·d; D_cp-2t_cp-D_вн=(1,5÷2,5)·d;

D_н-2t_н-D_cр=(1,5÷2,5)·d,

где d - внутренний минимальный диаметр приемного патрубка насоса;

D_вн, t_вн, D_cp , t_cp, D_н, t_н - наружные диаметры и толщины стенок внутренней, средней, наружной труб соответственно; кроме того, величины осевых зазоров между торцом внутренней трубы и заглушкой средней трубы - S₁, между торцом средней трубы и заглушкой наружной трубы - S₂ зависят от размеров труб:

4. Устройство по п.3, отличающееся тем, что на входах длинных колен сифонов установлены сменные диафрагмы, обращенные по потоку острыми кромками к средней трубе.

5. Устройство по п.3, отличающееся тем, что на входе длинного колена оппозитного сифона установлен поплавковый клапан.

6. Устройство для поочередного отбора нефти и воды из нефтяной скважины, включающее два подводящих патрубка, входы которых расположены на разных уровнях и направлены в противоположные стороны по вертикали, а выходы сообщены с соединительным приспособлением, выполненным в виде трубки, имеющей нижний и верхний «U»-образные участки, последний из которых верхней частью присоединен к приемному патрубку насоса, установленного в эксплуатационной колонне скважины на колонне насосно-компрессорных труб, отличающееся тем, что соединительное приспособление совместно с подводящими патрубками выполнен в виде компактной конструкции из трех вертикальных коаксиальных труб, из которых средняя труба заглушена с верхнего торца и посредством заглушки соединена с приемным патрубком насоса, внутренняя труба закреплена в средней трубе пилонами, а наружная труба, заглушенная с нижнего торца, закреплена посредством заглушки на нижнем конце внутренней трубы, при этом полость внутренней и свободная полость средней труб образуют нормальный сифон, свободные полости наружной и средней труб образуют оппозитный сифон, причем свободная полость средней трубы является общим коротким коленом сифонов, свободная полость наружной трубы является длинным коленом оппозитного сифона, а полость внутренней трубы является длинным коленом нормального сифона, который в верхней точке сообщен с приемным патрубком насоса, вместе с тем размеры труб связаны с внутренним минимальным диаметром приемного патрубка насоса зависимостями:

D _вн-2t_вн=(1,5÷2,5)·d; D_cp -2t_cp-D_вн=(1,5÷2,5)·d;

D_н-2t_н-D_cр=(1,5÷2,5)·d,

где d - внутренний минимальный диаметр приемного патрубка насоса;

D_вн, t_вн, D_cp , t_cp, D_н, t_н - наружные диаметры и толщины стенок внутренней, средней, наружной труб соответственно; кроме того, величины осевых зазоров между торцом внутренней трубы и заглушкой средней - S₁, между торцом средней трубы и заглушкой наружной трубы - S₂ зависят от размеров труб:

;

7. Устройство по п.6, отличающееся тем, что на входах длинных колен сифонов установлены сменные диафрагмы, обращенные по потоку острыми кромками к средней трубе.

8. Устройство по п.6, отличающееся тем, что на входе длинного колена оппозитного сифона установлен поплавковый клапан.

9. Устройство по п.6, отличающееся тем, что включает дифманометр, установленный на вертикальном участке колонны насосно-компрессорных труб, по выходе ее из скважины, замеряющий перепад гидростатического давления в колонне в пределах базы измерения Н_о, блок вычисления, регистрации, учета показаний дифманометра, с которым он связан, а также эхолокатор, определяющий уровень жидкой фазы в полости эксплуатационной колонны.

10. Способ измерения устройством для поочередного отбора нефти и воды из нефтяной скважины ее дебита, включающий разделение нефтеводогазовой смеси на газовую и жидкую фазы, сброс газовой фазы, накопление жидкой фазы и сброс ее порцией заданной величины с одновременным измерением дебита, отличающийся тем, что разделение нефтеводогазовой смеси на газовую и жидкую фазы, а затем жидкой фазы на нефть и воду осуществляют в полости эксплуатационной колонны методом отстоя в гравитационном поле, затем газовую фазу сбрасывают из полости в утилизирующую магистраль, а нефть и воду накапливают в полости в отдельных интегрированных слоях, откуда отбирают их поочередно порциями постоянных величин объема в процессе постоянно повторяющегося цикла отбора, включающего вначале отбор воды в объеме - V _в=[(1+m)/m]·V_o, затем нефти в объеме - V_н=(1+m)·V_o, и подают общей порцией постоянного объема - V =V_в+V_н=V_o·(m ²+2m+1)/m в общий коллектор, причем V определяют опытным путем при запуске в эксплуатацию методом прямого замера объема; m=V_н/V_в - коэффициент относительного содержания нефти в жидкой фазе - определяют опытным путем методом прямого замера при определении V ; V_o=V ·m/(m+₂m+1) - тарированный объем части полости эксплуатационной колонны; при этом определяют вычислением мгновенную плотность жидкости в порции, протекающей в колонне насосно-компрессорных труб в пределах базы измерения Н_о путем взвешивания столба жидкости высотой Н_о методом измерения перепада гидростатического давления по формуле:

_х= Р_ж/Н_o·g,

где _х - плотность жидкости;

Р_ж - перепад гидростатического давления;

Н_о - высота столба жидкости;

g - ускорение силы тяжести,

после чего фиксируют по скачкам градиента величины плотности начало и конец подачи общей порции, учитывают количество поданных общих порций в учетный отрезок времени и вычисляют дебит скважины в целом и, в том числе, отдельно по нефти и воде.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано в скважинных насосных установках для откачки поочередно нефти и воды из нефтяных скважин с целью предотвращения образования во время откачки стойкой нефтеводяной эмульсии. Изобретение может быть также использовано для замера дебита скважины.

Известна скважинная насосная установка (SU; авт. свид. № 1211460 А от 15.02.1986; F04D 13/10), содержащая насос, установленный в эксплуатационной колонне скважины, оборудованной пакером на колонне насосно-компрессорных труб, и размещенную соосно последней дополнительную колонну труб, образующую две межтрубные полости отстоя продукции скважины на продукты разделения, приемный патрубок насоса, магнитный переключатель потока механогидравлического действия для поочередного сообщения обеих полостей отстоя с приемом насоса и с полостью скважины, связанный с мембраной, встроенной в отверстие дополнительной колонны труб.

Недостаток известной установки заключается в том, что наличие движущихся элементов в магнитном переключателе потоков снижает надежность его работы в условиях повышенного содержания парафина в продукции. Это объясняется высокой вероятностью стопорения переключателя и его негерметичностью вследствие обрастания движущихся элементов слоем парафина.

Известно входное устройство скважинного насоса (SU; патент № 1782294 A3, от 15.12.1992; F04D 13/12), установленного в эксплуатационной колонне скважины на колонне насосно-компрессорных труб, содержащее два подводящих патрубка, входы которых расположены на разных уровнях и направлены в противоположные стороны по вертикали, а выходы сообщены с приемным патрубком насоса через соединительное приспособление, выполненное в виде трубки, имеющей нижний и верхний «U»-образные участки, последний из которых верхней точкой присоединен к приемному патрубку насоса.

Недостатками известного устройства являются:

- отсутствие средств, предотвращающих сообщение входа подводящего патрубка, направленного вверх, с полостью скважины над уровнем жидкой фазы, заполненной газовой средой, приводящее к срыву работы насоса, а в случае электроцентробежного насоса к выводу его из строя;

- значительное гидравлическое сопротивление устройства, установленного на входе в насос, резко ограничивает потенциальный напор насоса. Величина гидравлического сопротивления определяется функционально обоснованными большими реальными размерами устройства по длине. Объясняется это следующим образом: как известно из технической литературы, плотность нефти достигает 93% плотности воды, вязкость же нефти превышает вязкость воды в 40-100 и более раз. Для обеспечения эффективной работы устройства необходимо, чтобы гидравлические сопротивления подводящих патрубков с комплементарными им частями соединительного приспособления до места соединения его с приемным патрубком насоса были равны. Но это возможно при равных диаметрах, а это видно из описания аналога, и значительной разнице вязкостей воды и нефти, лишь в одном случае, если длина патрубка, обращенного входом вниз, в воду, во много раз превышает длину патрубка, обращенного входом вверх, в нефть. Иначе динамический напор воды, текущей вверх по патрубку, обращенному входом в воду, превысит гидростатический напор, созданный незначительной разницей плотностей нефти и воды, и в приемный патрубок насоса пойдет только вода. Работа устройства нарушится. Кроме того, гидростатический напор должен быть сравним по величине с гидравлическим сопротивлением патрубков, что возможно осуществить при незначительной разнице плотностей нефти и воды, лишь значительным увеличением высоты гидростатических столбов жидкости, то есть длины патрубков. Как видно из описания известного изобретения, длина устройства достигает 70 м при условном проходе его, равном 26 мм, что противоречит нормам и правилам, определяющим размеры входных устройств насосов;

- даже при сравнительно достигнутом равенстве гидростатического напора и гидравлического сопротивления динамический напор потока жидкости, вызванного работой насоса, при сравнимом по величине диаметре устройства с диаметром приемного патрубка насоса, может вызвать серьезные нарушения процесса смены отбора нефти на воду и наоборот;

- громоздкость устройства.

Данное устройство является наиболее близким по технической сущности и достигаемым результатам к заявляемому изобретению.

Известен способ измерения дебита скважин, осуществляемый устройством (RU; патент на изобретение № 2199662 С2, от 29.05.2001; Е21В 47/10), включающий разделение нефтеводогазовой смеси из скважины на газовую и жидкую фазы, сброс газовой фазы в общую линию, накопление и сброс жидкой фазы порцией заданной величины в общую линию с одновременным измерением ее расхода счетчиком.

Недостатком известного способа является измерение только дебита жидкой фазы в целом. Дебиты компонентов: нефти и воды, по отдельности остаются неизвестными.

Данный способ наиболее близок по технической сущности и достигаемым результатам к заявляемому изобретением способу.

Технической задачей изобретения является устройство, осуществляющее качественный и эффективный отбор поочередно нефти и воды из нефтяной скважины, оказывающее минимальное гидравлическое сопротивление потоку жидкости на входе в насос, предотвращающее срыв работы насоса или поломку его по причине сообщения устройства с полостью скважины, заполненной газовой средой, а также технической задачей является использование возможностей устройства для замера дебита скважины, отдельно по компонентам: нефть и вода.

Техническая задача по I-му варианту устройства для поочередного отбора нефти и воды из нефтяной скважины, включающему два подводящих патрубка, входы которых расположены на разных уровнях и направлены в противоположные стороны по вертикали, а выходы сообщены с соединительным приспособлением, выполненным в виде трубки, имеющей нижний и верхний «U»-образные участки, последний из которых верхней частью присоединен к приемному патрубку насоса, установленного в эксплуатационной колонне скважины на колонне насосно-компрессорных труб, решается согласно изобретению тем, что подводящие патрубки, установленные вертикально, и соединительное приспособление, выполненное в виде вертикального ствола, имеющего по концам нижний и верхний прямые отводы, перпендикулярные стволу и развернутые вокруг его оси на 60° относительно друг друга, сообщающие выходы подводящих патрубков с соединительным приспособлением, образуют нормальный и оппозитный сифоны, имеющие вертикальный ствол в качестве общего короткого колена, а подводящие патрубки в качестве длинных колен сифонов: подводящий патрубок, направленный входом вниз, - длинное колено нормального сифона, подводящий патрубок, направленный входом вверх, - длинное колено оппозитного сифона, кроме того, устройство включает две диафрагмы, установленные на входах длинных колен сифонов и направленные острыми кромками каждая к соответствующему сифону, внутренний диаметр которых связан с внутренним минимальным диаметром приемного патрубка насоса зависимостью:

D=(1,5÷2,5)·d,

где D - внутренний диаметр нормального и оппозитного сифонов;

d - внутренний минимальный диаметр приемного патрубка насоса;

а также устройство включает поплавковый клапан, установленный на входе длинного колена оппозитного сифона.

Техническая задача по II-му варианту устройства для поочередного отбора нефти и воды из нефтяной скважины, включающему два подводящих патрубка, входы которых расположены на разных уровнях и направлены в противоположные стороны по вертикали, а выходы сообщены с соединительным приспособлением, выполненным в виде трубки, имеющей нижний и верхний «U»-образные участки, последний из которых верхней частью присоединен к приемному патрубку насоса, установленного в эксплуатационной колонне скважины на колонне насосно-компрессорных труб, решается согласно изобретению тем, что соединительное приспособление совместно с подводящими патрубками выполнено в виде компактной конструкции из трех вертикальных коаксиальных труб, из которых средняя труба заглушена с верхнего торца и, посредством заглушки, соединена с приемным патрубком насоса, а внутренняя труба закреплена в средней трубе пилонами, наружная же труба, заглушенная с нижнего торца, закреплена, посредством заглушки, на нижнем конце внутренней трубы, при этом полость внутренней и свободная полость средней труб образуют нормальный сифон, а свободные полости наружной и средней труб образуют оппозитный сифон, причем свободная полость средней трубы является общим коротким коленом сифонов, свободная полость наружной трубы является длинным коленом оппозитного сифона, а полость внутренней трубы является длинным коленом нормального сифона, который в верхней точке сообщен с приемным патрубком насоса, помимо этого размеры труб связаны с внутренним минимальным диаметром приемного патрубка насоса зависимостями:

D_вн-2t_вн =(1,5÷2,5)·d; D_cp-2t_cp-D _вн=(1,5÷2,5)·d;

D_н-2t _н-D_cр=(1,5÷2,5)·d,

где d - внутренний минимальный диаметр приемного патрубка насоса,

D_вн, t_вн, D_cp, t _cp, D_н, t_н - наружные диаметры и толщины стенок внутренней, средней, наружной труб соответственно: причем величины осевых зазоров: между торцом внутренней трубы и заглушкой средней - S₁, между торцом средней трубы и заглушкой наружной трубы - S₂; зависят от размеров труб:

кроме этого на входах внутренней и наружной труб установлены сменные диафрагмы, обращенные по потоку острыми кромками к средней трубе, а на входе наружной трубы кроме диафрагмы установлен поплавковый клапан.

Техническая задача по III-му варианту устройства для поочередного отбора нефти и воды из нефтяной скважины, включающему два подводящих патрубка, входы которых расположены на разных уровнях и направлены в противоположные стороны по вертикали, а выходы сообщены с соединительным приспособлением, выполненным в виде трубки, имеющей нижний и верхний «U»-образные участки, последний из которых верхней частью присоединен к приемному патрубку насоса, установленного в эксплуатационной колонне скважины на колонне насосно-компрессорных труб, решается согласно изобретению тем, что соединительное приспособление совместно с подводящими патрубками выполнены в виде компактной конструкции из трех вертикальных коаксиальных труб; из которых средняя труба заглушена с верхнего торца и, посредством заглушки, соединена с приемным патрубком насоса, а внутренняя труба закреплена в средней трубе пилонами, наружная же труба, заглушенная с нижнего торца, закреплена, посредством заглушки, на нижнем конце внутренней трубы, при этом полость внутренней и свободная полость средней труб образуют нормальный сифон, а свободные полости наружной и средней труб образуют оппозитный сифон, причем свободная полость средней трубы является общим коротким коленом сифонов, свободная полость наружной трубы является длинным коленом оппозитного сифона, а полость внутренней трубы является длинным коленом нормального сифона, который в верхней точке сообщен с приемным патрубком насоса, помимо этого размеры труб связаны с внутренним минимальным диаметром приемного патрубка насоса зависимостями:

D_вн-2t_вн =(1,5÷2,5)·d; D_cp-2t_cp-D _вн=(1,5÷2,5)·d;

D_н-2t _н-D_cр=(1,5÷2,5)·d,

где d - внутренний минимальный диаметр приемного патрубка насоса,

D_вн, t_вн, D_cp, t _cp, D_н, t_н - наружные диаметры и толщины стенок внутренней, средней, наружной труб соответственно: причем величины осевых зазоров: между торцом внутренней трубы и заглушкой средней - S₁, между торцом средней трубы и заглушкой наружной трубы - S₂; зависят от размеров труб:

; ;

кроме этого на входах внутренней и наружной труб установлены сменные диафрагмы, обращенные по потоку острыми кромками к средней трубе, а на входе наружной трубы кроме диафрагмы установлен поплавковый клапан. Устройство также включает дифманометр, установленный на вертикальном участке колонны насосно-компрессорных труб, по выходе ее из скважины, замеряющий перепад гидростатического давления в колонне в пределах базы измерения Н₀, блок вычисления, регистрации, учета показаний дифманометра - с которым он связан, а также эхолокатор, определяющий уровень жидкой фазы в полости эксплуатационной колонны.

Техническая задача по способу измерения устройством для поочередного отбора нефти и воды из нефтяной скважины ее дебита, включающему разделение нефтеводогазовой смеси на газовую и жидкую фазы, сброс газовой фазы, накопление жидкой фазы и сброс ее порцией заданной величины с одновременным измерением расхода, решается согласно изобретению тем, что разделение нефтеводогазовой смеси на газовую и жидкую фазы, а затем жидкой фазы на нефть и воду осуществляют в полости эксплуатационной колонны методом отстоя в гравитационном поле, затем газовую фазу сбрасывают из полости в утилизирующую магистраль, а нефть и воду накапливают в полости в отдельных интегрированных слоях, откуда отбирают их поочередно порциями постоянных величин объема в процессе постоянно повторяющегося цикла отбора, включающего вначале отбор воды в объеме - V_в=[(1+m)/m]·V _o, затем нефти в объеме - V_н=(1+m)·V _o, и подают общей порцией постоянного объема - V =V_в+V_н=V_o·(m ²+2m+1)/m в общий коллектор, причем V определяют при запуске в эксплуатацию опытным путем, методом прямого замера объема; m=V_н/V_в - коэффициент относительного содержания нефти в жидкой фазе - определяют опытным путем, методом прямого замера при определении V ; V_o=V ·m/(m+₂m+1) - тарированный объем части полости эксплуатационной колонны; при этом определяют вычислением мгновенную плотность жидкости в порции, протекающей в колонне насосно-компрессорных труб в пределах базы измерения Н₀ путем взвешивания столба жидкости высотой Н₀ методом измерения перепада гидростатического давления по формуле:

_х= Р_ж/Н₀·g,

где _х - плотность жидкости,

Р_ж - перепад гидростатического давления,

Н_о - высота столба жидкости,

g - ускорение силы тяжести;

после чего фиксируют по скачкам градиента величины плотности начало и конец подачи общей порции, учитывают количество поданных общих порций в учетный отрезок времени и вычисляют дебит скважины в целом и, в том числе, отдельно по нефти и воде.

Сущность изобретения поясняется чертежами:

фиг.1 - схема установки устройства,

фиг.2 - схема устройства в момент начала смены отбора с воды на нефть,

фиг.3 - схема устройства в момент отбора нефти,

фиг.4 - схема устройства в момент начала смены отбора с нефти на воду,

фиг.5 - схема устройства с поплавковым клапаном,

фиг.6 - схема компактной конструкции устройства,

фиг.7 - схема поплавкового клапана,

фиг.8 - вид А на устройство снизу;

на фиг.2, 3, 4 клапаны условно не изображены.

Устройство по I-му варианту (см. фиг.5) для поочередного отбора нефти и воды из нефтяной скважины, в дальнейшем тексте «Устройство», включает два вертикальных подводящих патрубка: патрубок 1, направленный входом вверх, и патрубок 2, направленный входом вниз; выходы подводящих патрубков 1 и 2 сообщены с соединительным приспособлением 3, выполненным в виде вертикального ствола 4, имеющего по концам прямые отводы - нижний 5 и верхний 6, перпендикулярные стволу 4 и развернутые вокруг его оси на 60° относительно друг друга (см. фиг.8). Разворот отводов 5, 6 на 60° относительно друг друга сделан с целью уменьшения поперечного габарита «Устройства». На фиг.2, 3, 4, 5 «Устройство» изображено в развернутом виде для удобства пояснения конструкции. Верхний отвод 6 присоединен к приемному патрубку 7 насоса 8, смонтированному на колонне 9 насосно-компрессорных труб, установленной в эксплуатационной колонне 10 нефтяной скважины. На входах подводящих патрубков 1 и 2 установлены диафрагмы 11 и 12, острыми кромками направленные по потоку к соединительному приспособлению 3. Диафрагмы 11 и 12 создают гидравлические сопротивления потоку жидкости в направлении от соединительного приспособления 3 в 1,5÷2 раза больше, чем потоку в противоположном направлении. На входе подводящего патрубка 1 установлен поплавковый клапан 13 в перфорированном корпусе 14. Для уменьшения влияния динамического напора потока жидкости, вызванного работой насоса 8 и текущего по подводящим патрубкам 1 и 2 к соединительному приспособлению 3, на процесс смены отбора нефти на воду или наоборот, происходящему под воздействием гидростатического напора, созданного разностью плотностей нефти и воды, необходимо уменьшить насколько возможно скорость этого потока. Для чего увеличены диаметры рассматриваемых каналов. Скорость потока определяется работой насоса 8. Чтобы обеспечить скорость жидкости в приемном патрубке 7 в нормативных пределах, подбирают его внутренний минимальный диаметр оптимальным по величине. Этот диаметр обычно определяет диаметр подводящих каналов на входе в насос 8. С другой стороны, диаметры подводящих каналов и габариты входных устройств ограничиваются величиной внутреннего диаметра эксплуатационной колонны 10. Исходя из информации о насосах 8 и эксплуатационных колоннах 10 конструктивно принимаем: диаметр D подводящих патрубков 1 и 2 и соединительного приспособления 3 превышает в n раз внутренний минимальный диаметр d приемного патрубка 7 насоса 8. Величина n взята в пределах 1,5÷2,5. Внутренний диаметр эксплуатационной колонны 10 из труб отечественного сортамента может измениться по величине в 2÷3 раза, насос 8 же подбирается не столько по этой величине, а по продуктивности нефтяной скважины. Сочетание может быть различным. Поэтому нужен разбег величины n для оптимального выбора. Динамический напор потока жидкости в подводящих каналах по сравнению с динамическим напором потока в приемном патрубке 7 ослабляется, в соответствии с известными соотношениями между диаметром канала, скоростью потока в нем и динамическим напором, в n⁴ раз. В нашем случае в 5÷39 раз. Таким образом, течение в каналах «Устройства» будет в основном определяться гидростатическим напором, создаваемым разностью плотностей нефти и воды. Длина подводящих патрубков 1 и 2, уравнивание их гидравлических сопротивлений друг с другом и гидростатическим напором от разницы плотностей нефти и воды достигается подбором диафрагм 11 и 12 по величине их коэффициента гидравлического сопротивления. Общее гидравлическое сопротивление «Устройства» на входе насоса 8 уменьшается по сравнению с прототипом как минимум в 5 раз и более. Сокращаются его габаритные размеры по длине, и оно становится компактным и не громоздким, насос 8 защищен от возможного сообщения с газовой средой клапаном 13. Конструкция «Устройства» образует комплекс из двух сифонов: нормального 15 и оппозитного 16; имеющих общее короткое колено 17. Нормальный сифон 15 образован подводящим патрубком 2, верхним отводом 6 и вертикальным стволом 4. Оппозитный сифон 16 образован подводящим патрубком 1, нижним отводом 5 и вертикальным стволом 4. Подводящий патрубок 1 является длинным коленом 18 оппозитного сифона 16, подводящий патрубок 2 является длинным коленом 19 нормального сифона 15, а вертикальный ствол 4 соединительного приспособления 3 является общим коротким коленом 17 сифонов 15 и 16. Размер H₁ определяет длину общего короткого колена 17.

Таким образом, диафрагмы 11, 12 установлены на входах длинных колен 18, 19 сифонов 15, 16.

Сифоном, в классическом представлении, называется трубопровод, течение жидкости в котором вызывается гидростатическим напором, направленным от верхней точки (точки перегиба) сифона к входу длинного колена сифона. В данном случае гидростатический напор вызван разницей в плотностях нефти и воды и направлен в нормальном сифоне 15 вниз, при смене отбора воды на отбор нефти, в оппозитном сифоне 16, с полным на то основанием так названным, напор направлен вверх при смене отбора нефти на отбор воды.

«Устройство» во II-м варианте (фиг.6) исполнения выполнено в виде компактной конструкции из трех вертикальных коаксиальных труб, из которых средняя труба 20 заглушена с верхнего торца и посредством заглушки 21 соединена с приемным патрубком 7 насоса 8, внутренняя труба 22 на пилонах 23 закреплена в средней трубе 20, наружная труба 24 заглушена с нижнего торца и посредством заглушки 25 закреплена, с возможностью демонтажа, на внутренней трубе 22, причем свободный конец наружной трубы 24 фиксируется от радиального смещения пилонами 26. Внутренняя труба 22, средняя труба 20 и заглушка 21 вместе образуют нормальный сифон 27. Наружная труба 24, средняя труба 20 и заглушка 25 вместе образуют оппозитный сифон 28. Кольцевой канал между внутренней трубой 22 и средней трубой 20 является аналогом вертикального ствола 4 соединительного приспособления 3 основного исполнения «Устройства» или же общим коротким коленом 29 нормального 27 и оппозитного 28 сифонов. Внутренняя труба 22 является длинным коленом 30 нормального сифона 27, свободная полость наружной трубы 24 является длинным коленом 31 оппозитного сифона 28. На входе длинного колена 30 установлена сменная диафрагма 32, на входе длинного колена 31 установлена сменная диафрагма 33. Острые кромки диафрагм 32 и 33 обращены к сифонам 27 и 28 соответственно.

Конструкция мест установки диафрагм 32 и 33 позволяет устанавливать вместо единичных пакеты диафрагм, что обеспечивает свободу в выборе их гидравлических характеристик. Диафрагма 32 подперта накидной гайкой 34 к дистанционной втулке 35. Разделив втулку 34 на необходимое количество отрезков, можно установить пакет диафрагм 32. Установив необходимое количество дистанционных шайб (на чертежах условно не показаны) между диафрагмами 33, можно набрать нужный пакет диафрагм 33.

На входе длинного колена 31 установлен поплавковый клапан 36, перемещающийся поступательно по приемному патрубку 7, как по направляющей, и содержащий поплавок 37, приклеенное к нему защитное кольцо 38 с уплотняющим круглым кольцом из эластомера 39, сопрягаемым с уплотняемым конусом на входе длинного колена 31. На фиг.6 условно не показан поплавковый клапан 36.

Зазор между поплавком 37 и приемным патрубком 7 уплотняется сопряжением конуса 40 манжетой 41.

Размеры внутренней 22, средней 20 и наружной 24 труб связаны с внутренним минимальным диаметром - d приемного патрубка 7 насоса 8 зависимостями:

D_вн-2t_вн=(1,5÷2,5)·d; D_cp -2t_cp-D_вн=(1,5÷2,5)·d;

D_н-2t_н-D_cр=(1,5÷2,5)·d,

где D_вн, t_вн, D_cp , t_cp, D_н, t_н - наружные диаметры и толщины стенок внутренней 22, средней 20 и наружной 24 труб, соответственно. Осевые зазоры: между торцом внутренней трубы 22 и заглушкой 21 - S₁, между торцом средней трубы 20 и заглушкой 25 - S₂; зависят от размеров труб:

Размеры эти получаются из рассмотрения зависимости размеров проходных сечений длинных колен 30, 31 и общего короткого колена 29 от внутреннего минимального диаметра приемного патрубка 7 насоса 8. Зависимость эта аналогична зависимости: D=(1,5÷2,5)·d, выраженной в основном исполнении «Устройства».

Зависимость размера проходного сечения длинного колена 30 нормального сифона 27 - внутренней трубы 22 - выражается: D_вн-2t_вн=(1,5÷2,5)·d.

Проходные сечения длинного колена 31 оппозитного сифона 26 и общего короткого колена 29 - кольцевые - поэтому их размеры выражаются гидравлическим диаметром:

D_г=4F/П=(1,5÷2,5)·d,

где F - площадь кольцевого сечения,

П - периметр «смоченный» - равен сумме периметров внутреннего и наружного диаметров кольцевого канала.

Зависимость размера проходного сечения длинного колена 31 выражается следующим образом:

после преобразования получаем:

D_н-2t_н-D_cp=(1,5÷2,5)·d;

аналогично зависимость размера проходного сечения общего короткого колена 29 выражается следующим образом:

D_сp-2t_cp-D_вн=(1,5÷2,5)·d.

Размеры S₁ и S₂ получены из рассмотрения условий сохранения величины проходной площади каналов не ниже общего уровня. Например, сравнивая площадь зазора S ₁-F₁: F₁=П_вн·S ₁, где П_вн - периметр по внутреннему диаметру внутренней трубы 22;

F₁= ·(D_вн-2t_вн)·(D_вн -2t_вн)/2= ·(D_вн-2t_вн)²/2

с площадью F₂ - длинного колена 30: F ₂= ·(D_вн-2t_вн)²/4<F ₁ видим, что величина S₁ достаточна даже с учетом того, что зазор S₁ - это место поворота потока жидкости.

III-й вариант «Устройства» (фиг.1) для осуществления способа замера дебита нефтяной скважины дополнительно к I-му или II-му вариантам включает: на вертикальном участке колонны 9 насосно-компрессорных труб, по выходе ее из скважины, установлен дифманометр 42 с базой измерения перепада гидростатического давления столба жидкости высотой Н₀ и, связанный с ним блок 43 регистрации,

вычисления, анализа и учета. В состав оборудования скважины включен эхолот для измерения расстояния от устья до поверхности жидкой фазы.

«Устройство» по I-му варианту исполнения работает следующим образом: нефтеводогазовая смесь поступает из пласта в полость эксплуатационной колонны 10, где отстаивается в поле гравитационных сил и естественным образом сепарируется на две фазы: жидкую и газовую. Газовая фаза удаляется из полости на утилизацию. Жидкая фаза разделяется на нефть и воду, которые собираются в отдельные интегрированные слои; нефть над водой. Эхолотом, имеющимся в наборе оборудования скважины, замеряют расстояние от устья до поверхности уровня жидкой фазы и регулированием производительности насоса 8 добиваются постоянства ее уровня. Тем самым уравнивают производительность насоса 8 с дебитом скважины.

Нефть и воду поочередно отбирают «Устройством» из их отдельных интегрированных слоев и подают из скважины по колонне насосно-компрессорных труб 9 насосом 8 в общий коллектор. Когда отбирают воду, нефть постепенно накапливается, слой толстеет и, при постоянном уровне жидкой фазы, граница 44 раздела слоев нефти и воды в полости опускается. Когда отбирают нефть, постепенно накапливается вода и граница 44 раздела слоев поднимается. За подъемом или опусканием границы 44 раздела следует с запозданием граница 45 раздела слоев нефти и воды в длинных коленах 18, 19 и в общем, коротком колене 17 сифонов 15, 16. Запаздывание объясняется гидравлическими сопротивлениями, оказываемыми диафрагмами 11 и 12 перемещению жидкости. Поскольку динамическое воздействие потока жидкости в указанных каналах, вызванное работой насоса 8, на всю массу жидкости в сифонах 15, 16 сильно ослаблено или практически устранено, то течение жидкости в сифонах 15, 16 является по сути безнапорным и определяется только гидростатическим неравновесием, вызванным разностью плотностей нефти и воды. Нефть в каналах устройства обозначена растушевкой, в полости эксплуатационной колонны 10 частой штриховкой.

Разберем случай, представленный на фиг.2. Отбирают воду. Граница 45 раздела нефти и воды в длинном колене 18 оппозитного сифона 16 опустилась к началу общего короткого колена 17, т.е. к нормальному сифону 15 и дальнейшее перемещение ее замедляется. Перемещение жидкости идет под воздействием только гидростатического напора, вызываемого неравновесием столбов нефти и воды высотой Н₂: граница 44 раздела опустилась ниже короткого колена 17 на величину Н ₂;

Н₂·g·( _в- _н) P₁,

где _в, _н - плотности воды и нефти,

P₁ - суммарное гидравлическое сопротивление диафрагм 11 и 12,

g=9,81 м/с - ускорение силы тяжести;

и срабатывает нормальный сифон 15, воду из общего короткого колена 17 и длинного колена 19 вытесняют в слой воды в полости эксплуатационной колонны 10 и на ее место втягивают нефть (см. фиг.3). Начинают отбор из слоя нефти над водой по длинному колену 18 оппозитного сифона 16. Произошла смена отбора воды на отбор нефти, которая возможна лишь при опускании границы раздела 44 ниже общего короткого колена 17 на величину - H₂.

Разберем случай, представленный на фиг.4.

Отбирают нефть. Граница раздела 45 поднялась в длинном колене 19 нормального сифона 15 к началу общего короткого колена 17, т.е. к оппозитному сифону 16 и дальнейшее перемещение ее замедляется. Перемещение жидкости идет под воздействием гидростатического напора, вызываемого неравновесием столбов нефти и воды высотой Н₃:

H₃·g·( _в- _н) Р₂,

где Н₃ - неравновесные столбы нефти и воды,

P₂ - суммарное гидравлическое сопротивление диафрагм 11 и 12;

граница раздела 44 поднялась выше короткого колена 17 на величину - Н₃.

Срабатывает оппозитный сифон 16. Нефть вытесняют из общего короткого колена 17 и длинного колена 18 в слой нефти над водой в полости эксплуатационной колонны 10, на ее место втягивают воду. Начинают отбор из слоя воды по длинному колену 19 нормального сифона 15. Произошла смена отбора нефти на отбор воды (см. фиг.2). Смена отбора нефти на отбор воды и наоборот происходит только при достижении границы раздела 44 слоев нефти и воды крайних положений верхнего и нижнего, то есть, выше отвода 6 и ниже отвода 5, соответственно.

Применение диафрагм 11 и 12, имеющих коэффициент гидравлического сопротивления потоку жидкости в одном направлении, навстречу острым кромкам, в 1,5÷2 раза больше, чем в противоположном, и их установка острыми кромками навстречу потоку нефти или воды, вытекающему из длинных колен 18 и 19 при смене отбора, позволяет увеличить Н₂ и Н₃, что дает рост объема отбираемой постоянной порции жидкости в полости эксплуатационной колонны 10. В то же время потоку жидкости, втекающему в длинные колена 18, 19 сифонов 15, 16 при отборе ее, гидравлическое сопротивление оказывается в 1,5÷2 раза меньше. Это повышает эффективность работы «Устройства».

Так осуществляют поочередный отбор нефти и воды из нефтяной скважины постоянными порциями. Это поясняется следующим образом:

Объем - V_o участка полости эксплуатационной колонны 10, ограниченного крайними положениями, верхним и нижним, границы 44 раздела слоев нефти и воды, т.е. высотой - Н₄=H ₁+Н₂+Н₃, (см. фиг.4), величина постоянная, присущая только для конкретного «Устройства», поскольку высота участка полости: Н₄=Const; является суммой постоянных величин: H₁ - конструктивный размер «Устройства» - длина общего колена 17 сифонов 15 и 16, Н₂, Н ₃ - высоты неравновесных столбов нефти и воды, определяющие гидростатический напор, приводящий в работу сифоны 15, 16 и зависящие только от постоянных величин коэффициентов гидравлического сопротивления диафрагм 11, 12. Течение жидкости в сифонах 15, 16 безнапорное, определяется только гидростатическим напором, т.е. величиной, Н₂ и Н₃, которые зависят в свою очередь только от положения границы 44 раздела слоев нефти и воды в полости эксплуатационной колонны 10 относительно сифонов 15, 16. Объем - V_o, таким образом, является тарированным объемом участка полости. Начинается отбор нефти, накопившийся при предыдущем отборе воды, из тарированного объема - V_o полости эксплуатационной колонны 10. Место отобранной нефти занимает вода, с которой дополнительно поступает нефть, так же отбираемая. Граница 44 раздела поднимается с крайнего нижнего положения до верхнего крайнего положения на высоту Н₄. Произошла смена отбора нефти на отбор воды. За время отбора нефти ее забрали в объеме:

где V_н - отобранный объем нефти,

- коэффициент относительного содержания нефти в жидкой фазе, величина постоянная при стабильном функционировании скважины,

V_в - объем забираемой при отборе воды.

Начинается отбор воды. Нефть, поступающая с водой, вытесняет воду из тарированного объема - V_o полости и занимает ее место. Это возможно лишь при условии постоянства уровня жидкой фазы, обеспечиваемого равенством дебита скважины и производительности насоса 8. Граница раздела 44 опустилась на высоту H₄ до крайнего нижнего положения. Произошла смена отбора воды на отбор нефти. За время отбора воду забрали в объеме

Таким образом, объемы отбираемых порций:

нефти - и

воды -

постоянны и неизменны при стабильном функционировании скважины. Объем - V общей порции воды и нефти, забираемой за цикл отбора, включающий: отбор воды в объеме - V_в и отбор нефти в объеме - V_н постоянен и неизменен при стабильном функционировании скважины и равен: V =V_н+V_в; подставив значения V_н и V_в из уравнений (1) и (3), имеем:

В случае опускания общего уровня жидкой фазы ниже допустимого уровня, поплавковый клапан 13 садится в седло и перекрывает под собственным весом длинное колено 18 оппозитного сифона 16, предотвращая тем самым сообщение насоса 8 с газовой средой над поверхностью жидкой фазы в полости эксплуатационной колонны 10.

Работа «Устройства» по II-му варианту исполнения осуществляется подобным же образом, что и по I-му варианту.

Способ замера дебита нефтяной скважины осуществляют «Устройством» по III-му варианту исполнения следующим образом: нефтеводогазовую смесь, поступившую в полость эксплуатационной колонны 10, отстаивают в гравитационном поле, разделяют на две фазы: жидкую и газовую; газовую фазу затем удаляют из полости на утилизацию, жидкую фазу разделяют на нефть и воду, накапливают их в отдельных интегрированных слоях. Нефть и воду из слоев поочередно отбирают «Устройством» и подают в коллектор общими за цикл отбора порциями постоянной величины объема - V , который определяют опытным путем при запуске устройства в эксплуатацию, методом прямого замера, а также величину коэффициента - m, тоже прямым замером после полной сепарации общей порции после замера ее объема.

Дифманометром 42 определяют мгновенную плотность жидкости в общей порции цикла отбора, протекающей по колонне 9 насосно-компрессорных труб, на ее вертикальном участке по выходе из устья скважины. Плотность замеряют путем взвешивания столба жидкости высотой Н₀ - базой измерения дифманометра 42 методом измерения перепада гидростатического давления на длине Н₀.

Данные дифманометра 42 передают в блок 43, где их регистрируют и вычисляют плотность жидкости по формуле:

где _х - замеряемая плотность протекающей жидкости,

Р_ж - перепад гидростатического давления,

Н_о - высота столба жидкости,

g - ускорение силы тяжести.

Общая порция цикла отбора подается в общий коллектор по вертикально расположенной колонне 9 насосно-компрессорных труб в следующем порядке расположения составляющих компонентов: слой воды, затем слой нефти, за которой следует слой воды общей порции следующего цикла отбора, общие порции следуют поочередно друг за другом.

За время перемещения жидкости от насоса 8 до устья скважины граница раздела между слоем воды сверху и слоем нефти снизу в общей порции размывается, в основном, за счет всплывания нефти отдельными скоплениями в слое воды, которые присоединяются снизу к слою нефти предыдущей общей порции, и выделяющимся из нефти газом. Верхняя граница общей порции, слой воды снизу и слой нефти сверху, отделяющая общую порцию от предыдущей, постоянно подвергается размыву со стороны всплывающих в слое воды отдельных скоплений нефти и присоединяющихся к слою нефти предыдущей общей порции. Также верхняя граница общей порции подвергается размыву со стороны всплывающих в жидкости пузырьков газа, выделяющихся из нефти по мере подъема жидкости по колонне 9 насосно-компрессорных труб вверх. Процессу размыва противостоит превалирующий по интенсивности процесс сепарации нефти от воды в гравитационном поле. В итоге верхняя граница общей порции остается четко выделенной. Такой же процесс происходит на нижней границе общей порции, слой нефти сверху и слой нефти снизу. Границы общей порции, нижняя и верхняя, отстают от общего движения жидкости вверх за счет добавления всплывающих в слое воды отдельных скоплений нефти к слою нефти общей порции, но расстояние между ними остается постоянным, определяющим постоянный объем общей порции воды и нефти

подаваемой «Устройством» за цикл отбора. Промежуточная граница, слой воды сверху и слой нефти снизу, общей порции, размытая в ходе подъема жидкости, также отстает от общего движения жидкости вверх, но остается на прежнем месте по отношению к верхней и нижней границам. Скачок градиента величины плотности на месте границ, то есть между слоем нефти сверху и слоем воды снизу, между общими порциями больше, чем скачок градиента величины плотности на месте размытой промежуточной границы раздела между слоем воды сверху и слоем нефти снизу в общей порции. Такое положение справедливо вплоть до равномерного перемешивания порции нефти и воды в полости колонны 9, что маловероятно, поскольку для осуществления этого нужно создать специальные условия, что, в свою очередь, полностью противоречит логике и положениям технологии нефтедобычи.

По максимальному значению скачка градиента величины плотности _х жидкости, протекающей по базе измерения Н ₀, фиксируют начало и конец прохождения общей порции, учитывают количество общих порций нефти и воды, поданных в общий коллектор в учетный отрезок времени и, зная постоянные объемы отдельных порций нефти и воды в общей порции, вычисляют дебит скважины, в том числе, отдельно по нефти и воде, используя уравнения (1) и (3):

для чего определяют величину V_o по уравнению (4):

Кроме того, измеряют отрезок времени, потребный для осуществления цикла отбора общей порции, с целью контроля стабильности функционирования скважины, в случае изменения величины которого, принимают меры по уточнению величин: V , m.

Использование изобретения позволит предотвратить образование стойкой нефтеводяной эмульсии, произвести замер дебита скважины, в том числе отдельно по нефти и воде. Несложность конструкции устройства и простота способов замера дебита обеспечит широкое применение изобретению.