Способ измерения дебита продукции нефтяных скважин в системах герметизированного сбора и устройство для его осуществления "мера-охн"

Изобретение относится к нефтедобыче и может быть использовано для оперативного учета дебитов продукции нефтяных и газоконденсатных скважин в системах герметизированного сбора. Техническим результатом изобретения является повышение точности и стабильности измерений, а также снижение материалоемкости устройства. Способ заключается в том, что измерительную емкость (ИЕ) калиброванного объема после продувки продукцией скважины (ПС) наполняют частично отсепарированной ПС в течение предварительно назначенного с учетом максимальной производительности устройства времени при открытой на коллектор газовой и закрытой сливной жидкостной линиях (ЖЛ). По истечении назначенного времени поступление ПС в ИЕ прекращают. Частично отсепарированную ПС, содержащуюся в ИЕ, выдерживают до состояния полного отсутствия пузырькового газа и оседания пены. Затем измеряют высоту столба жидкости, гидростатическое давление и температуру, производят расчет производительности по жидкости, нефти и воде. Одновременно с закрытием газовой и открытием ЖЛ на коллектор возобновляют поступление продукции скважины в ИЕ и, определив скорость опорожнения ИЕ и избыточное давление, производят расчет производительности по газу. Находящуюся в резервуаре уровнемера ПС обрабатывают химреагентами и нагревают. При этом при расчете производительности учитывают то количество жидкости, которое остается в системе сепаратор - ИЕ после ее "продувки" ПС перед началом процедуры замера, определив эту величину, например, методом интерполяции по нескольким базовым значениям, полученным при проектировании и испытании измерительного устройства, или измерив ее для каждой скважины после одновременного прекращения подачи ПС в сепаратор и слива ее из ИЕ. Устройство содержит обвязанные трубопроводной арматурой горизонтальный газовый сепаратор и вертикальную калиброванную ИЕ с размещенным в сообщающемся с ИЕ резервуаре уровнемером, выполненным с возможностью отслеживать любой уровень жидкости, датчиками гидростатического и избыточного давлений и термометром, а также таймер и переключатель потока, соединяющий газовые линии сепаратора и ИЕ, коллектор и сливную ЖЛ из ИЕ. Трубопроводная арматура выполнена с возможностью переключать поток из входа со скважины на коллектор и обратно. Дополнительно устройство оснащено дозатором подачи химреагентов в резервуар уровнемера и системой подогрева содержимого резервуара уровнемера. 2 с. и 7 з.п. ф-лы, 3 ил.

 

Изобретение относится к нефтедобыче и может быть использовано для оперативного учета дебитов продукции нефтяных и газоконденсатных скважин в системах герметизированного сбора.

Известен способ учета продукции нефтяных скважин [1], согласно которому наполняют калиброванный объем измерительной емкости несепарированной продукцией скважины при открытой газовой и закрытой сливной жидкостной линиях, определяют время наполнения, нагревают содержимое измерительной емкости, вводят в него химреагенты и выдерживают до состояния полного отсутствия пузырькового газа и оседания пены, затем измеряют высоту столба жидкости, гидростатическое давление и температуру, а потом производят расчет производительности по жидкости, нефти и воде на основе полученных данных и известных плотностях нефти и пластовой воды, содержащихся в продукции скважины. Производительность по газу определяют при помощи газового счетчика, расположенного на газовой линии, идущей на факел. После окончания цикла замера отсепарированную жидкость перекачивают в коллектор специальным насосом.

Известно устройство [1] в виде передвижной установки для неавтоматизированного осуществления указанного способа, содержащее обвязанную трубопроводной арматурой калиброванную измерительную емкость, оснащенную датчиком уровня, насосом откачки отсепарированной жидкости в коллектор, датчиками гидростатического и избыточного давлений, термометром и визуальным уровнемером, а также газовый счетчик на газовой линии и таймер, при этом трубопроводная арматура выполнена с возможностью переключать поток из входа со скважины на коллектор и обратно, а измерительная емкость выполнена с возможностью подогрева и оснащена устройством дозирования химреагентов.

Недостатками этого решения (способа и устройства) являются значительные затраты средств и времени, связанные с необходимостью нагрева и обработки химреагентами всего содержимого измерительной емкости, необходимость подготовки газа для работы газового счетчика при измерении производительности по газу, а также низкая точность измерения на скважинах с высоким газовым фактором, обусловленная невозможностью достоверно определять момент завершения наполнения измерительной емкости несепарированной продукцией скважины, и вызванный этим неконтролируемый унос капельной жидкости в газовую линию.

Наиболее близким техническим решением является способ измерения дебита продукции нефтяных скважин в системах герметизированного сбора [2], заключающийся в том, что измерительную емкость калиброванного объема после продувки продукцией скважины наполняют частично отсепарированной продукцией скважины в течение предварительно назначенного с учетом максимальной производительности устройства времени при открытой на коллектор газовой и закрытой сливной жидкостной линиях, по истечении назначенного времени поступление продукции скважины в измерительную емкость прекращают, частично отсепарированную продукцию скважины, содержащуюся в измерительной емкости, выдерживают до состояния полного отсутствия пузырькового газа и оседания пены, затем измеряют высоту столба жидкости, гидростатическое давление и температуру, производят расчет производительности по жидкости, нефти и воде на основе полученных данных и известных плотностях нефти и пластовой воды, содержащихся в продукции скважины, а потом одновременно с закрытием газовой и открытием жидкостной линий на коллектор возобновляют поступление продукции скважины в измерительную емкость и, определив скорость опорожнения измерительной емкости и избыточное давление, производят расчет производительности по газу.

На этом принципе основана работа устройства [2] в виде модуля железнодорожного габарита, которое содержит обвязанные трубопроводной арматурой горизонтальный газовый сепаратор и вертикальную калиброванную измерительную емкость с уровнемером, выполненным с возможностью отслеживать любой уровень жидкости, датчиками гидростатического и избыточного давлений и термометром, а также таймер и переключатель потока, соединяющий газовые линии сепаратора и измерительной емкости, коллектор и сливную жидкостную линию измерительной емкости, при этом трубопроводная арматура выполнена с возможностью переключать поток из входа со скважины на коллектор и обратно.

К недостаткам известного способа и устройства относятся: значительная длительность цикла измерений при большом пенообразовании и высоких дебитах скважин; отсутствие учета жидкости, оставшейся после продувки измерительной емкости продукцией скважины; невозможность производить профилактическую промывку измерительной емкости без привлечения специальных технических средств; невозможность проводить прямое измерение обводненности; непредставительность содержимого измерительной емкости и некорректность замеров в случаях расслоения продукции скважины в измерительной емкости на воду и нефть в период ее наполнения (например, при малых дебитах и большой обводненности); значительная материалоемкость устройства.

Задачами предлагаемого технического решения являются: повышение точности и стабильности измерений за счет обеспечения нечувствительности к пенообразованию, учета жидкости, оставшейся после продувки измерительной емкости продукцией скважины, обеспечения представительности содержимого измерительной емкости и корректности замеров в случаях расслоения продукции скважины в измерительной емкости на воду и нефть в период ее наполнения (например, при малых дебитах и большой обводненности), обеспечения возможности проводить прямое измерение обводненности, сокращения длительности цикла измерения, создания возможности производить профилактическую промывку измерительной емкости без привлечения специальных технических средств, а также снижение материалоемкости устройства.

Предложен способ измерения дебита продукции нефтяных скважин в системах герметизированного сбора, заключающийся в том, что измерительную емкость калиброванного объема после продувки продукцией скважины наполняют частично отсепарированной продукцией скважины в течение предварительно назначенного с учетом максимальной производительности устройства времени при открытой на коллектор газовой и закрытой сливной жидкостной линиях, по истечении назначенного времени поступление продукции скважины в измерительную емкость прекращают, частично отсепарированную продукцию скважины, содержащуюся в измерительной емкости, выдерживают до состояния полного отсутствия пузырькового газа и оседания пены, затем измеряют высоту столба жидкости, гидростатическое давление и температуру, производят расчет производительности по жидкости, нефти и воде, а потом одновременно с закрытием газовой и открытием жидкостной линий на коллектор возобновляют поступление продукции скважины в измерительную емкость и, определив скорость опорожнения измерительной емкости и избыточное давление, производят расчет производительности по газу, согласно изобретению, продукцию скважины, находящуюся в резервуаре уровнемера измерительной емкости, обрабатывают химреагентами и нагревают, при этом при расчете производительности учитывают то количество жидкости, которое остается в системе сепаратор - измерительная емкость после ее "продувки" продукцией скважины перед началом процедуры замера, определив эту величину, например, методом интерполяции по нескольким базовым значениям, полученным при проектировании и испытании измерительного устройства, или измерив ее для каждой скважины после одновременного прекращения подачи продукции скважины в сепаратор и слива ее из измерительной емкости.

Жидкость, содержащуюся в резервуаре уровнемера измерительной емкости, выдерживают до состояния расслоения на нефть и воду, и затем по взаиморасположению линий раздела сред жидкость-газ и вода-нефть судят об объемном значении обводненности, а массовое соотношение вода-нефть определяют, применяя либо известные плотности воды или нефти, либо измеренную в резервуаре уровнемера измерительной емкости плотность воды и плотность нефти, рассчитанную по измеренным значениям плотности жидкости, воды и объемной обводненности.

В случаях, когда первый замер показывает дебит по жидкости, существенно меньший максимальной производительности устройства, то для последующих замеров на этой скважине время наполнения измерительной емкости увеличивают, например, настолько, насколько значение дебита по жидкости, полученное в первом замере, меньше максимальной производительности устройства.

Предложено устройство в виде модуля железнодорожного габарита для осуществления указанного способа, содержащее обвязанные трубопроводной арматурой горизонтальный газовый сепаратор и вертикальную калиброванную измерительную емкость с размещенным в сообщающемся с измерительной емкостью резервуаре уровнемером, выполненным с возможностью отслеживать любой уровень жидкости, датчиками гидростатического и избыточного давлений и термометром, а также таймер и переключатель потока, соединяющий газовые линии сепаратора и измерительной емкости, коллектор и сливную жидкостную линию измерительной емкости, при этом трубопроводная арматура выполнена с возможностью переключать поток из входа со скважины на коллектор и обратно, согласно изобретению, оно оснащено дозатором подачи химреагентов в резервуар уровнемера и системой подогрева содержимого резервуара уровнемера.

Устройство оснащено системой приоритетного минимума подачи, состоящей, например, из расположенной в измерительной емкости вертикальной трубы с воронкой, и размещенных на нижнем сепарационном лотке газового сепаратора патрубка отбора потока и барьера, выполненных с возможностью при любых дебитах обеспечивать гарантированное поступление определенного количества продукции скважины на дно измерительной емкости в зону, где происходит переток продукции скважины в резервуар уровнемера, при этом элементы системы приоритетного минимума подачи имеют расчетную ограниченную пропускную способность и организованы так, что избыток потока переливается, например, через барьер и воронку и движется согласно общей схеме сепарации.

Уровнемер выполнен с возможностью определять положение линий раздела сред жидкость-газ и вода-нефть.

Резервуар уровнемера в нижней части снабжен датчиком перепада давления для измерения плотности воды, выделившейся из продукции скважины после отстоя, нагрева и обработки ее химреагентами.

Устройство выполнено в виде полнопрофильного модуля железнодорожного габарита типа "саркофаг", газовый сепаратор и измерительная емкость сориентированы в одной продольной вертикальной плоскости по центру модуля, а газовый сепаратор размещен на балках, опирающихся на силовые элементы, интегрированные в каркас модуля.

На линии, соединяющей измерительную емкость и нижний патрубок резервуара уровнемера, установлен насос, который в неработающем состоянии не препятствует перетоку жидкости, например вибрационный или центробежный.

Нагрев содержимого не всей измерительной емкости, а только резервуара ее уровнемера, введение в него химреагентов для ускоренной дегазации и расслоения дегазированной продукции скважины на нефть и воду, и определение положения линий раздела сред жидкость-газ и вода-нефть позволяет: значительно сократить длительность измерений при большом пенообразовании, стойких эмульсиях и высоких дебитах скважин; снизить требования к качеству сепарации и материалоемкость устройства; проводить прямое измерение обводненности; а также существенно уменьшить технологические издержки.

Учет при расчете производительности (по жидкости, воды и нефти) того количества жидкости, которое остается в системе сепаратор - измерительная емкость после ее "продувки" продукцией скважины перед началом процедуры замера, определяемого, например, методом интерполяции по нескольким базовым значениям, полученным при проектировании и испытании измерительного устройства, или измерением на каждой скважине после одновременного прекращения подачи продукции скважины в сепаратор и слива ее из измерительной емкости способствует повышению достоверности расчетов.

Увеличение времени наполнения измерительной емкости для последующих замеров на одной скважине в случаях, когда первый замер показывает дебит по жидкости существенно меньший максимальной производительности устройства, например, настолько, насколько значение дебита по жидкости, полученное в первом замере, меньше максимальной производительности устройства, позволяет полнее использовать возможности устройства и повысить точность измерений.

Наличие системы приоритетного минимума подачи предотвращает расслоение продукции скважины в измерительной емкости на воду и нефть в период ее наполнения и, следовательно, обеспечивает представительность содержимого резервуара уровнемера, где происходят все измерения и который наполняется через патрубок, расположенный на дне измерительной емкости.

Снабжение резервуара уровнемера датчиком перепада давления, расположенным в его нижней части, дает возможность прямо измерять плотность воды, выделившейся из продукции скважины после ее нагрева, обработки химреагентами и отстоя, и повысить точность измерений для скважин с большой обводненностью.

Выполнение устройства в виде полнопрофильного модуля железнодорожного габарита типа "саркофаг", ориентация газового сепаратора и измерительной емкости по центру модуля в одной продольной вертикальной плоскости, размещение газового сепаратора на балках, опирающихся на силовые элементы, интегрированные в каркас модуля, позволяет рационально использовать пространство, повысить ремонтопригодность, уменьшить занимаемую площадь и снизить материалоемкость.

Установка на линии, соединяющей измерительную емкость и нижний патрубок резервуара уровнемера, насоса, который в неработающем состоянии не препятствует перетоку жидкости, например вибрационного или центробежного, дает возможность производить профилактическую промывку измерительной емкости без привлечения специальных технических средств. Кроме того, в случае особо активного расслоения продукции скважины в измерительной емкости на воду и нефть в период ее наполнения (например, при очень малых дебитах и очень большой обводненности) работа насоса поможет обеспечить представительность содержимого измерительной емкости и корректность замеров.

На фиг.1 изображена схема устройства, реализующего предложенный способ; на фиг.2 - поперечное сечение помещения модуля железнодорожного габарита, в котором размещены компоненты устройства; на фиг.3 - вид сверху на нижний лоток газового сепаратора.

Устройство содержит газовый сепаратор 1, измерительную емкость 2, уровнемер 3, систему подогрева 4 содержимого резервуара уровнемера 3, дозатор подачи химреагентов 5 в резервуар уровнемера 3, вибрационный или центробежный насос 6, датчик перепада давлений 7 по всей высоте уровнемера 3, датчик перепада давлений 8 по той высоте уровнемера 3, которая соответствует не менее чем 40% обводненности жидкой фазы, датчик температуры 9, переключатели потока 10 и 11, датчик избыточного давления 12, сливную жидкостную линию 13, газопровод 14, вход из скважины 15, выход в коллектор 16, выход в дренаж 17, клапан обратный 18, отстойники конденсата 19 и 20, предохранительный клапан 21, входной осевой завихритель 22, сепарационные лотки 23 и 24, фланцевое соединение 25 газового сепаратора 1 и измерительной емкости 2, воронку 26 системы приоритетного минимума подачи, патрубок отбора потока 27 системы приоритетного минимума подачи, нижний сепарационный лоток 28, каплеуловитель 29, барьер 30 системы приоритетного минимума подачи, трубу 31 системы приоритетного минимума подачи, запорную арматуру (задвижки и вентили) 32, 33, 34, 35, 36, 37, 38 и 39, ограждающие конструкции 40 полнопрофильного модуля железнодорожного габарита типа "саркофаг", поперечную опорную балку 41 для газового сепаратора 1, вертикальные стойки 42, интегрированные в каркас модуля, линии раздела сред жидкость-газ 43 и вода-нефть 44.

Система приоритетного минимума подачи, состоящая из патрубка отбора потока 27, трубы 31 с расположенной сверху воронкой 26 и барьера 30, при любых дебитах обеспечивает гарантированное поступление определенного количества продукции скважины на дно измерительной емкости 2 в зону, где происходит переток продукции скважины в резервуар уровнемера 3. Элементы системы приоритетного минимума подачи имеют расчетную ограниченную пропускную способность и организованы так, что избыток потока переливается через барьер 30 и воронку 26 и движется согласно общей схеме сепарации. При этом, если производительность скважины близка к нижнему пределу измерений устройства, то практически весь поток проходит через систему приоритетного минимума подачи, но когда производительность скважины велика, то, напротив, большая часть потока движется согласно общей схеме сепарации.

Способ реализуется следующим образом.

В принцип работы устройства заложен гидростатический метод измерения массы, основанный на зависимости гидростатического давления ΔР столба жидкости высотой Н от плотности жидкости ρ: ΔР=ρgH, где: g - ускорение свободного падения.

Перед началом работы измерительного устройства в его управляющий компьютер вводят значения плотности нефти и пластовой воды, определенные лабораторным путем. Калибруют измерительную емкость 2 путем определения соответствия объема жидкости с показаниями уровнемера 3.

При проектировании и испытании измерительного устройства определяют несколько (два - три) базовых значений Q_Жо - того количества жидкости, которое остается в системе сепаратор - измерительная емкость после ее продувки продукцией скважины перед началом процедуры замера. Эта величина зависит от дебита скважины и может быть измерена после одновременного прекращения подачи и слива продукции скважины при помощи переключателей потока 11 и 10. В дальнейшем по этим базовым данным интерполируют уточненное значение Q_Жо для конкретной скважины. Значения Q_Жо одинаковы для всех измерительных устройств, изготовленных по единой документации.

Назначают время τ₁ наполнения измерительной емкости 2, в течение которого переключатель потока 11 обеспечивает соединение входа из скважины 15 с газовым сепаратором 1 при закрытой сливной жидкостной линии 13. За это время самая высокодебитная скважина, на которую рассчитано замерное устройство, при закрытой сливной жидкостной линии 13 не должна переполнять своей жидкостью калиброванный объем измерительной емкости 2.

Перед началом процедуры замера производят "продувку" системы, при этом переключатели потока 11 и 10 обеспечивают свободное истечение продукции скважины через систему емкостей в коллектор.

В начале процедуры замера переключатель потока 10 ставят в положение "наполнение", начинают отсчет времени наполнения, и продукция скважины через газовый сепаратор 1 поступает в измерительную емкость 2. При этом переключателем потока 10 газопровод 14 соединен с коллектором 16, а сливная жидкостная линия 13 перекрыта. Одновременно с наполнением измерительной емкости 2 резервуар уровнемера 3 нагревают системой подогрева (например, горячей жидкостью) 4 и в поток жидкости, идущий в этот резервуар снизу, при помощи дозатора подачи химреагентов 5 вводят деэмульгатор и пеногаситель. В конце отсчета времени наполнения переключатель потока 11 ставят в положение "отстой", вход из скважины 15 соединяется с выходом в коллектор 16, наполнение прекращается, а продукция скважины начинает отстаиваться в измерительной емкости 2 до состояния полного отсутствия пузырькового газа, оседания пены и расслоения жидкости на нефть и воду. Отстой продолжают до момента прекращения изменений показаний уровнемера 3, который регистрирует одновременно положение линий раздела сред жидкость-газ 43 и вода-нефть 44.

По окончании отстоя измеряют уровень жидкости H_i, и если дебит скважины значительно меньше максимальной возможности измерительного устройства, обводненность высокая и требования к точности измерений повышены, то описанные выше действия повторяют, увеличив при этом время наполнения измерительной емкости τ₁ настолько, во сколько измеренный уровень жидкости Н_i меньше уровня H_max, соответствующего максимальной возможности измерительного устройства:

τ=τ₁H_max/H_i.

Снова измеряют уровни жидкости H_i и воды H_iB, а также их гидростатические давления ΔР_i и ΔР_iB (значения выходного тока J_i и J_iB датчиков разности давлений 7 и 8) при известных соответствующих им высотах столбов жидкости и воды. На основании этих замеров определяют плотности, например:

ρ_ж - плотность жидкости в продукции скважины (определяют по показанию датчика гидростатического давления 7 в интервале уровнемера 3) по формуле:

где:

J_i - показание датчика гидростатического давления 7, соответствующее столбу жидкости H_i;

K_П2 - коэффициент пропорциональности интервала уровнемера 3, т/мА;

V_i - объем измерительной емкости 2 в интервале уровнемера 3 (соответствующий столбу жидкости H_i).

Дебит скважины по жидкости определяется по следующей формуле:

где:

К_П - коэффициент пропорциональности, м³/мА, определенный при градуировке замерной установки. Учитывает всю налитую за время τ жидкость, в том числе и ту, которая находится ниже "нуля по жидкости" уровнемера 3. "Ноль по жидкости" - это уровень нижнего патрубка уровнемера 3.

Объемное содержание воды:

Для определения дебита по газу переключатели потолка 10 и 11 одновременно ставят в положение, когда вход из скважины 15 соединен с газовым сепаратором 1, а сливная жидкостная линия 13 соединена с коллектором 16, при этом газопровод 14 перекрыт. В таком положении жидкость начинает вытесняться из измерительной емкости 2 поступающим из скважины газом.

Для измерения объемного расхода газа используется метод замещения -"метод PVT" (давление×объем×температура).

Объемы измерительной емкости 2 V_i соответствуют значениям интервала H₀-H_i и определены при настройке установки.

В процессе вытеснения газом объема V_i жидкости фиксируется время вытеснения τ_г и среднее значение избыточного давления Р и температуры газа t°.

Дебит скважины по газу определяется по следующему алгоритму:

где:

V_i - объем измерительной емкости 2 между "нулевой по жидкости" отметкой уровнемера 3 и положением линии раздела сред жидкость-газ, зарегистрированной уровнемером 3 после отстоя продукции скважины;

Р - среднее значение избыточного давления газа в измерительной емкости 2, измеренного датчиком 12;

t° - температура газа С°;

К_α - коэффициент сжимаемости.

Дебит скважины по нефти:

где:

ρ_В - плотность воды в продукции скважины (известная величина);

ρ_Н - плотность нефти в продукции скважины (известная величина).

При обводненности до 40-50% используют значения ρ_В и ρ_Н, взятые из геологической базы данных и введенные в память управляющего компьютера. Однако для получения более достоверных результатов при обводненности свыше 40-50% можно применить расчет плотности, основанный на прямых измерениях плотности воды, например:

где:

J_iB - показание датчика гидростатического давления 8, соответствующее столбу жидкости H_iB;

K_П3 - коэффициент пропорциональности водяного интервала уровнемера 3, т/мА;

V_ib - объем измерительной емкости 2 в интервале уровнемера 3 (соответствующий столбу жидкости H_iB).

И, зная по показаниям уровнемера 3 объемное соотношение воды и нефти, можно вычислить плотность нефти:

.

Дебит скважины по воде: Q_B=Q_Ж-Q_H, т/сут.

Предлагаемые способ и устройство позволяют повысить точность, достоверность и стабильность измерений, понизить затраты энергии, уменьшить время каждого цикла измерения, производить прямое измерение обводненности, а также за счет снижения требований к качеству сепарации создать компактное устройство для измерения дебитов широкого диапазона скважин, в том числе таких, где пенистая нефть и высокий газовый фактор.

1. Способ измерения дебита продукции нефтяных скважин в системах герметизированного сбора, заключающийся в том, что измерительную емкость калиброванного объема после продувки продукцией скважины наполняют частично отсепарированной продукцией скважины в течение предварительно назначенного с учетом максимальной производительности устройства времени при открытой на коллектор газовой и закрытой сливной жидкостной линиях, по истечении назначенного времени поступление продукции скважины в измерительную емкость прекращают, частично отсепарированную продукцию скважины, содержащуюся в измерительной емкости, выдерживают до состояния полного отсутствия пузырькового газа и оседания пены, затем измеряют высоту столба жидкости, гидростатическое давление и температуру, производят расчет производительности по жидкости, нефти и воде, а потом одновременно с закрытием газовой и открытием жидкостной линий на коллектор возобновляют поступление продукции скважины в измерительную емкость и, определив скорость опорожнения измерительной емкости и избыточное давление, производят расчет производительности по газу, отличающийся тем, что продукцию скважины, находящуюся в резервуаре уровнемера измерительной емкости, обрабатывают химреагентами и нагревают, при этом при расчете производительности учитывают то количество жидкости, которое остается в системе сепаратор - измерительная емкость после ее "продувки" продукцией скважины перед началом процедуры замера, определив эту величину, например, методом интерполяции по нескольким базовым значениям, полученным при проектировании и испытании измерительного устройства, или измерив ее для каждой скважины после одновременного прекращения подачи продукции скважины в сепаратор и слива ее из измерительной емкости.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что жидкость, содержащуюся в резервуаре уровнемера измерительной емкости, выдерживают до состояния расслоения на нефть и воду и затем по взаиморасположению линий раздела сред жидкость-газ и вода-нефть судят об объемном значении обводненности, а массовое соотношение вода-нефть определяют, применяя либо известные плотности воды или нефти, либо измеренную в резервуаре уровнемера измерительной емкости плотность воды и плотность нефти, рассчитанную по измеренным значениям плотности жидкости, воды и объемной обводненности.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что в случаях, когда первый замер показывает дебит по жидкости, существенно меньший максимальной производительности устройства, то для последующих замеров на этой скважине время наполнения измерительной емкости увеличивают, например, настолько, насколько значение дебита по жидкости, полученное в первом замере, меньше максимальной производительности устройства.

4. Устройство для измерения дебита продукции нефтяных скважин в системах герметизированного сбора в виде модуля железнодорожного габарита, содержащее обвязанные трубопроводной арматурой горизонтальный газовый сепаратор и вертикальную калиброванную измерительную емкость с размещенным в сообщающемся с измерительной емкостью резервуаре уровнемером, выполненным с возможностью отслеживать любой уровень жидкости, датчиками гидростатического и избыточного давлений и термометром, а также таймер и переключатель потока, соединяющий газовые линии сепаратора и измерительной емкости, коллектор и сливную жидкостную линию измерительной емкости, при этом трубопроводная арматура выполнена с возможностью переключать поток из входа со скважины на коллектор и обратно, отличающееся тем, что оно оснащено дозатором подачи химреагентов в резервуар уровнемера и системой подогрева содержимого резервуара уровнемера.

5. Устройство по п.4, отличающееся тем, что оно оснащено системой приоритетного минимума подачи, состоящей, например, из расположенной в измерительной емкости вертикальной трубы с воронкой и размещенных на нижнем сепарационном лотке газового сепаратора патрубка отбора потока и барьера, выполненной с возможностью при любых дебитах обеспечивать гарантированное поступление определенного количества продукции скважины на дно измерительной емкости в зону, где происходит переток продукции скважины в резервуар уровнемера, при этом элементы системы приоритетного минимума подачи имеют расчетную ограниченную пропускную способность и организованы так, что избыток потока переливается, например, через барьер и воронку и движется согласно общей схеме сепарации.

6. Устройство по п.5, отличающееся тем, что уровнемер выполнен с возможностью определять положение линий раздела сред жидкость-газ и вода-нефть.

7. Устройство по п.6, отличающееся тем, что резервуар уровнемера в нижней части снабжен датчиком перепада давления для измерения плотности воды, выделившейся из продукции скважины после ее нагрева, обработки химреагентами и отстоя.

8. Устройство по п.4, отличающееся тем, что оно выполнено в виде полнопрофильного модуля железнодорожного габарита типа "саркофаг", газовый сепаратор и измерительная емкость сориентированы в одной продольной вертикальной плоскости по центру модуля, а газовый сепаратор размещен на балках, опирающихся на силовые элементы, интегрированные в каркас модуля.

9. Устройство по п.4, отличающееся тем, что на линии, соединяющей измерительную емкость и нижний патрубок резервуара уровнемера, установлен насос, который в неработающем состоянии не препятствует перетоку жидкости, например вибрационный или центробежный.