RU2541991C1

RU2541991C1 - Способ измерения дебита продукции нефтяных скважин и устройство для его осуществления

Info

Publication number: RU2541991C1
Application number: RU2014106100/03A
Authority: RU
Inventors: Рауф Рахимович Сафаров; Ян Рауфович Сафаров
Original assignee: Рауф Рахимович Сафаров
Priority date: 2014-02-18
Filing date: 2014-02-18
Publication date: 2015-02-20

Abstract

Изобретение относится к технике, используемой в нефтедобывающей промышленности, и предназначено для замера и учета продукции нефтяных скважин. Технический результат направлен на повышение качества и эффективности измерения дебита продукции нефтяных скважин. Способ, в котором из продукции нефтяных скважин в виде нефтеводогазовой смеси выделяют чистую воду системой сифонов за счет создания гидравлического затвора для прохождения нефти и эмульсии. Накапливают прошедшие через гидравлический затвор нефти и эмульсии, переключением и созданием гидравлического затвора для прохождения чистой воды, для последующей идентификации плотномером и измерения объемным расходомером. При накоплении до соответствующего уровня жидкости создают гидравлический затвор для прохождения газа. Под действием возрастающего давления газа, с открытием комбинированного регулятора расхода производят выдавливание жидкости из отстойников. С падением уровня жидкости в отстойниках гидравлический затвор ликвидируют, и начинается проход газа через комбинированный расходомер, комбинированный регулятор расхода. Замеряют давление и температуру во время сброса его в общий коллектор. Замеряют объемный расход компонентов нефти, эмульсии, воды и газа. Поддерживают давление среды в заданном интервале его значений. Рассчитывают параметры процесса измерения и дебита нефтяных скважин и при этом обеспечивают подбором сечения в трубопроводах гидрозатворов соотношения скоростей потока жидкостей или газа со скоростью всплытия пузырьков нефти и эмульсии в воде или газа в жидкости. Устройство, в котором газовая линия содержит газовый расходомер и газовый регулятор расхода. Газосепаратор в нижней части связан с общим коллектором комбинированным расходомером, комбинированным регулятором расхода и плотномером через буферную емкость, которая соединена с разделительной емкостью газовым трубопроводом и жидкостным трубопроводом. Разделительная емкость и буферная емкость, соединенные газовым трубопроводом, образуют прямой и оппозитный сифон, а соединенные жидкостным трубопроводом - оппозитный сифон. Буферная емкость связана с общим коллектором измерительной линией. Разделительная емкость связана с основной газовой линией газовым трубопроводом, а с газосепаратором через вертикальный отстойник, вертикальный трубопровод и трубопроводы, образующие два прямых сифона и два оппозитных сифона. Между зоной вертикального отстойника и вертикального трубопровода в газосепараторе установлены перегородки. Микропроцессор соединен с газовым расходомером, газовым регулятором расхода, комбинированным расходомером, комбинированным регулятором расхода и плотномером. 2 н.п. ф-лы, 1 ил.

Description

Изобретение относится к технике, используемой в нефтедобывающей промышленности, и предназначено для замера и учета продукции нефтяных скважин.

Известно устройство для измерения дебита скважин (RU: патент на изобретение №2199662 С2, от 29.05.2001: E21B 47/10), содержащее газосепаратор с поплавком, связанным с заслонкой на газовой линии, сообщенный жидкостной и, через заслонку, газовой линиями с общей линией, включающее также счетчик жидкости, клапан с подпружиненным штоком дискретного действия с магнитной фиксацией, седло клапана, шайбу из магнитного материала, укрепленную на штоке и расположенную между кольцевыми магнитами, установленными в магнитопроводах, жестко прикрепленных к корпусу, взаимодействующими с шайбой при перемещении штока, и фиксирующие ее в крайних положениях, дроссель, установленный в проходном сечении седла клапана и жестко соединенный со штоком последнего. Способ подготовки и измерения дебита продукции заключается в том, что в постоянном процессе сепарации нефтеводогазовой смеси из скважины, путем дробления ее потока, смесь разделяют на две фазы (продукты разделения): газовую и жидкую; затем, в постоянно повторяющемся цикле измерения, последовательно выполняют следующие операции: газовую фазу сбрасывают в общую линию, а жидкую фазу накапливают и разделяют при этом на компоненты путем отстоя в гравитационном поле, причем операцию осуществляют до достижения фазой заданного уровня, вследствие чего этим перекрывают сброс газовой фазы и накапливают ее до создания заданного перепада давлений газовой фазы в газосепараторе и среды в общей линии, и, как следствие этого, затем сбрасывают жидкую фазу в общую линию, при этом измеряют ее расход и открывают сброс газовой фазы.

Недостатками известных способа и устройства являются:

- сброс жидкой фазы в виде неупорядоченной последовательности чередующихся порций отстоявшихся компонентов, неопределенного объема, что не способствует качественной подготовке перед подачей в товарный парк;

- измерение дебита только жидкой фазы - смеси двух компонентов: нефти и воды;

- отсутствие способа и средств удаления газа, выделившегося из раствора в жидкой фазе при подаче ее жидкостной линией из газосепаратора к счетчику жидкости, что значительно снижает точность измерения.

Известно устройство для измерения дебита нефтяных скважин (SU; авт. свид. №1553661 А1, от 30.03.1990; E21B 47/10), содержащее вертикальный цилиндрический сепаратор с гидроциклоном, датчики уровня, датчики давления и температуры, газовую линию с клапаном дискретного действия, впускную и выпускную жидкостные линии, успокоительные решетки, нижнюю и верхнюю, и микропроцессор. Способ измерения дебита включает подготовку продукции нефтяных скважин к измерению дебита и непосредственно само измерение, выполняемые в заданном порядке: подача нефтеводогазовой смеси из нефтяных скважин на сепарацию, разделение ее в гидроциклоне инерционным воздействием, на жидкую и газовую фазы, сброс газовой фазы в общий коллектор, накопление жидкой фазы в полости измерения и разделение ее при этом на компоненты отстоем в гравитационном поле, сглаживание пульсаций поля скоростей ее неупорядоченного перемещения, вычисление ее объемного и массового дебитов и относительного содержания нефти и воды в ней, по известным их плотностям, путем измерения времени заполнения объема полости измерения жидкой фазой и измерения массы этого объема жидкой фазы методом гидростатического взвешивания ее столба, затем по заполнении объема полости измерения жидкой фазой до заданного уровня, перекрытие сброса газовой фазы и ее накопление с одновременным измерением давления и температуры и, как следствие этого, вытеснение жидкой фазы в сборный коллектор давлением газовой фазы, в процессе которого вычисляют дебит газовой фазы по времени вытеснения.

Известные способ и устройство имеют ряд недостатков:

- сброс жидкой фазы в виде неупорядоченной последовательности чередующихся порций отстоявшихся компонентов неопределенного объема, что не способствует качественной последующей подготовке ее перед подачей в товарный парк;

- нет непосредственного замера плотностей воды, газа и нефти, текущие значения величин которых необходимы для расчета микропроцессором дебита компонентов продукции скважины;

- не учитывается при определении дебита газовой фазы изменение давления и температуры ее за время процесса вытеснения;

- не стабилизируется величина давления газовой фазы;

- нет средств для удаления газа, выделившегося из раствора в жидкой фазе при прохождении ею выпускной жидкостной линии, что может отрицательно сказаться на работе последней как сифона;

- не учитывается при определении дебита газовой фазы объем жидкой фазы, дополнительно поступившей в сепаратор во время процесса вытеснения;

- не используются потенциальные возможности способа, проявляющиеся в результате естественного разделения на компоненты жидкой фазы во время ее накопления, для замера плотности компонентов и сохранения устойчивого состояния разделенности жидкой фазы на компоненты при подаче ее в общий коллектор.

Наиболее близкими по технической сущности и достигаемому результату к заявляемому являются устройство для дифференцированного измерения дебита нефтяных скважин (RU; патент на изобретение №2406823 C1, от 14.09.2009; E21B 47/10), содержащее газосепаратор, гидроциклон, сепаратор со сливами и барьерными гидрозапорами, клапаны дискретного действия, объемные счетчики, газожидкостные затворы, газовую линию, датчики уровня, давления, температуры, микропроцессор, и способ дифференцированного измерения дебита нефтяных скважин, содержащий подачу продукции из скважин в виде нефтеводогазовой смеси в сепаратор, разделение ее в гидроциклоне на жидкую и газовую фазы, сброс газовой фазы в общий коллектор с одновременным измерением ее давления и температуры, накопление жидкой фазы, разделение ее на компоненты отстоем в гравитационном поле, сглаживание пульсаций поля скоростей неупорядоченного перемещения жидкой фазы, определение ее объемного и массового дебитов, содержания нефти и воды в ней по известным их плотностям, затем по окончании накопления жидкой фазы до заданного уровня перекрытие сброса газовой фазы и накопление ее и, как следствие перекрытия, вытеснение жидкой фазы в общий коллектор, а по окончании его открытие сброса газовой фазы и определение ее дебита.

Известные способ и устройство имеют следующие недостатки:

- требуется длительное время для определения порции дебита воды, нефти и эмульсии и каждой из этих составляющих при большой обводненности продукции нефтяных скважин для более точного измерения порций компонентов определенного объема;

- не работает гидравлический затвор устройства по газу при большом газовом факторе продукции нефтяной скважины.

Задачей изобретения является повышение точности и качества измерения дебита нефтяных скважин по отдельным компонентам их продукции.

Техническим результатом заявляемого изобретения является исчерпывающе полное, с повышенным качеством и эффективностью измерение дебита продукции нефтяных скважин за счет интенсификации процесса сепарации нефтеводогазовой смеси из скважин на компоненты, ее составляющие, непосредственного замера плотности компонентов и идентификации их по плотности, за счет раздельного определения значений дебитов смеси и компонентов по результатам замеров параметров процесса путем расчета на микропроцессоре по заданной программе его работы, стабилизации давления рабочей среды.

Поставленная задача решается, а технический результат достигается тем, что по способу измерения дебита продукции нефтяных скважин, включающему подачу продукции из скважин в виде нефтеводогазовой смеси в сепаратор, разделение ее в гидроциклоне на жидкую и газовую фазы, сброс газовой фазы в общий коллектор с одновременным измерением ее давления и температуры, накопление жидкой фазы, разделение ее на компоненты отстоем в гравитационном поле, сглаживание пульсаций поля скоростей неупорядоченного перемещения жидкой фазы, определение ее объемного и массового дебитов, содержания нефти и воды в ней по известным их плотностям, затем по окончании накопления жидкой фазы до заданного уровня перекрытие сброса газовой фазы и накопление ее и, как следствие перекрытия, вытеснение жидкой фазы в общий коллектор, а по окончании его открытие сброса газовой фазы и определение ее дебита, согласно изобретению, из продукции нефтяных скважин в виде нефтеводогазовой смеси выделяют чистую воду системой сифонов за счет создания гидравлического затвора для прохождения нефти и эмульсии, которая легче воды, с последующим накоплением, прошедшей через гидравлический затвор нефти и эмульсии, переключением и созданием гидравлического затвора для прохождения чистой воды для последующей идентификации плотномером и измерением объемным расходомером, затем при накоплении до соответствующего уровня жидкости создают гидравлический затвор для прохождения газа и под действием возрастающего давления газа с открытием комбинированного регулятора расхода производят выдавливание жидкости из отстойников и с падением уровня жидкости в отстойниках гидравлический затвор ликвидируют, начинается проход газа через комбинированный расходомер, комбинированный регулятор расхода, замеряют давление и температуру во время сброса его в общий коллектор, замеряют объемный расход компонентов нефти, эмульсии, воды и газа, поддерживают давление среды в заданном интервале его значений, рассчитывают параметры процесса измерения и дебита нефтяных скважин и при этом обеспечивают подбором сечения в трубопроводах гидрозатворов соотношения скоростей потока жидкостей или газа со скоростью всплытия пузырьков нефти и эмульсии в воде или газа в жидкости в виде V_нэ>V_потока, V_{потока,}=Q/S, где:

V_нэ - скорость всплытия пузырьков нефти и эмульсии в воде и газа в жидкости;

V_потока - скорость потока жидкости или газа в трубопроводе гидрозатвора;

Q - максимальный расход жидкости или газа;

S - сечение трубопровода гидрозатвора.

Поставленная задача решается, а технический результат достигается также тем, что по устройству для измерения дебита нефтяных скважин, содержащему газосепаратор с гидроциклоном, газовую линию с датчиком давления и температуры, связанными с микропроцессором, жидкостные линии, согласно изобретению, газовая линия содержит газовый расходомер и газовый регулятор расхода, а газосепаратор в нижней части связан с общим коллектором комбинированным расходомером, комбинированным регулятором расхода, плотномером через буферную емкость, соединенную с разделительной емкостью газовым трубопроводом и жидкостным трубопроводом и, при этом, разделительная емкость и буферная емкость, соединенные газовым трубопроводом образуют прямой и оппозитный сифон, а соединенные жидкостным трубопроводом - оппозитный сифон, причем буферная емкость связана с общим коллектором измерительной линией, на которой установлены комбинированный расходомер и комбинированный регулятор расхода, и кроме того, разделительная емкость связана с основной газовой линией газовым трубопроводом, а с газосепаратором через вертикальный отстойник, вертикальный трубопровод и трубопроводы, образующие два прямых сифона и два оппозитных сифона, а между зоной вертикального отстойника и вертикального трубопровода в газосепараторе установлены перегородки для перетекания легких фракций нефтегазовой смеси в вертикальный отстойник, при этом микропроцессор соединен с газовым расходомером, газовым регулятором расхода, комбинированным расходомером, комбинированным регулятором расхода и плотномером.

Суть изобретения поясняется чертежом.

Устройство для измерения дебита нефтяных скважин (в дальнейшем тексте «Устройство») содержит (см. чертеж) газосепаратор 1, который в верхней части сообщен с входной жидкостной линией 2, гидроциклоном 3 и общим коллектором 4 основной газовой линией 5 с установленными на ней датчиками давления 6 и температуры 7, газовым расходомером 8 и газовым регулятором расхода 9. Газосепаратор 1 в нижней части связан с общим коллектором 4 комбинированным расходомером 10, комбинированным регулятором расхода 11, плотномером 12 через буферную емкость 13, соединенную с разделительной емкостью 14 газовым трубопроводом 15 и жидкостным трубопроводом 16. При этом разделительная емкость 14 и буферная емкость 13, соединенные газовым трубопроводом 15, образуют прямой сифон 17 с гидрозатвором ГЗ-17 и оппозитный 18 - с гидрозатвором ГЗ-18, а соединенные жидкостным трубопроводом 16 - оппозитный сифон 19. Буферная емкость 13 связана с общим коллектором 4 измерительной линией 20, на которой установлены комбинированный расходомер 10 и комбинированный регулятор расхода 11. Кроме того, разделительная емкость 14 связана с основной газовой линией 5 газовым трубопроводом 21, а с газосепаратором 1 через вертикальный отстойник 22 и вертикальный трубопровод 23, трубопроводы 24, 25 и 26, которые соответственно образуют два прямых сифона 27 и 28 с гидрозатворами ГЗ-27 и ГЗ-28 и два оппозитных сифона 29 и 30 с гидрозатвором ГЗ-30. Между зоной вертикального отстойника 22 и вертикального трубопровода 23 в газосепараторе 1 установлены перегородки 31 для перетекания легких фракций нефтегазовой смеси в вертикальный отстойник 22. Устройство включает также микропроцессор 32, связанный с датчиком давления 6, датчиком температуры 7, газовым расходомером 8, газовым регулятором расхода 9, комбинированным расходомером 10, комбинированным регулятором расхода 11 и плотномером 12.

Устройство для измерения дебита продукции нефтяных скважин работает следующим образом: продукцию нефтяных скважин в виде нефтегазовой смеси подают через гидроциклон 3 в газосепаратор 1, в котором производят отделение газа от жидкости, легкие фракции которой перетекают через перегородки 31 и накапливаются в верхней части вертикального отстойника 22, а тяжелые фракции через вертикальный трубопровод 23 подают в нижнюю часть вертикального отстойника 22, в котором производят отстой, накопление и разделение по фракциям воды, эмульсии и нефти. Газ из газосепаратора 1 по мере его поступления и накопления, создания перепада давления, до момента открытия комбинированного регулятора расхода 11 через газовые трубопроводы 5, 21, 15 и измерительную линию 20, комбинированный расходомер 10 и комбинированный регулятор расхода 11 попадает в общий коллектор 4. По мере накопления жидкости в вертикальном отстойнике 22 происходит увеличение уровня и заполнение оппозитного сифона 30 гидрозатвора ГЗ-30 отстоянной водой через соединительный трубопровод 25 до уровня Н гидрозатвора ГЗ-30, а прямой сифон 28 и гидрозатвор ГЗ-28 заполняется легкими фракциями - нефтью и эмульсией. С достижением уровня жидкости - воды эмульсии и нефти в вертикальном отстойнике 22 и прямом сифоне 27 до уровня H₁ в гидрозатворе ГЗ-27 отстоянной воды происходит перетекание отстоянной воды в оппозитный сифон 29, с дальнейшим поступлением продукции нефтяной скважины в газосепаратор 1 и постепенное заполнение разделительной емкости 14 с одновременным заполнением буферной емкости 13, соединенных газовым трубопроводом 15 и жидкостным трубопроводом 16. Разделительная емкость 14 и буферная емкость 13, соединенные жидкостным трубопроводом 16, образуют оппозитный сифон 19, а газовый трубопровод 15 выполнен из прямого сифона 17 и оппозитного сифона 18 для раздельного перетекания компонентов нефтегазовой смеси в измерительную линию 20, комбинированный расходомер 10, комбинированный регулятор расхода 11 и общий коллектор 4. С дальнейшим поступлением продукции нефтяной скважины в газосепаратор 1, увеличением уровня жидкости в вертикальном отстойнике 22 и заполнением разделительной емкости 14 происходит перекрытие прохода газа через газовый трубопровод 21 в общий коллектор 4, что приводит к повышению давления в газосепараторе 1 по сравнению с общим коллектором 4.

Повышение давления в газосепараторе 1 передается на отстоянную продукцию в вертикальном отстойнике 22, и начинается подача жидкости, поднимается уровень отстоянной воды в газовом трубопроводе 21 до уровня Н₁, заполнение буферной емкости 13 с одновременным заполнением оппозитного сифона 18 и газового трубопровода 15, и при этом в прямом сифоне 17 газового трубопровода 15 образуется газовый затвор. С дальнейшим повышением перепада давления между газосепаратором 1 и общим коллектором 4 с достижением момента открытия комбинированного регулятора расхода 11 происходит вытеснение отстоянной воды через комбинированный расходомер 10. Комбинированный регулятор расхода 11 работает с фиксацией положения «Открыто» - «Закрыто» и с жидкостью, и с газом. По мере вытеснения отстоянной воды в общий коллектор 4 происходит накопление легких фракций продукции нефтяной скважины - нефти и эмульсии в вертикальном отстойнике 22 и падение межфазного уровня между эмульсией и водой, заполнение прямого сифона 28 гидрозатвора ГЗ-28 легкими фракциями продукции нефтяной скважины - нефтью и эмульсией. С достижением межфазного уровня величины H2 гидрозатвора ГЗ-30 произойдет перетекание легких фракций из прямого сифона 28 через оппозитный сифон 30 в прямой сифон 27 и интенсивное перемещение отстоянной воды из вертикального отстойника 22 в прямой сифон 27. С одновременным движением отстоянной воды из оппозитного сифона 30 гидрозатвора ГЗ-30 в соединительный трубопровод 25 и в вертикальный отстойник 22 произойдет смена отстоянной воды на легкие фракции в оппозитном сифоне 30 и прямом сифоне 27. С дальнейшим поступлением продукции нефтяной скважины в газосепаратор 1 в трубопроводе 21, разделительной емкости 14, жидкостном трубопроводе 16, буферной емкости 13 произойдет замещение отстоянной воды на легкие фракции - нефть и эмульсию - с одновременным прохождением через комбинированный расходомер 10 и регулятор расхода 11 в общий коллектор 4. Идентификация жидкости происходит в буферной емкости 13 через установленный в ней плотномер 12. Функционирование устройства по переключению подачи компонентов нефтегазовой смеси от газосепаратора 1 до общего коллектора 4 обеспечивают гидрозатворами ГЗ-17, ГЗ-18, ГЗ-27, ГЗ-28, ГЗ-30. При этом гидрозатворы ГЗ-17 и ГЗ-18 обеспечивают переключение подачи компонентов нефтегазовой смеси между разделительной емкостью 14 и буферной емкость 13, а ГЗ-27, ГЗ-28 и ГЗ-30 между вертикальным отстойником 22 и газовым трубопроводом 21. При поступлении жидкости с большим газовым фактором и невозможности быстрого удаления жидкости в общий коллектор 4 во избежание возникновения большого перепада давления между газосепаратором 1 и общим коллектором 4 газовый трубопровод 5 сообщен с общим коллектором 4 через газовый расходомер 8 и газовый регулятор расхода 9.

Пример конкретной реализации способа.

Микропроцессором 32 по заложенной в него программе и параметрам датчиков давления 6 и температуры 7, газового расходомера 8, газового регулятора расхода 9, комбинированного расходомера 10, комбинированного регулятора расхода 11 и плотномера 12 вычисляют массовые дебиты:

газа М_гф.=Q_г.ф.∗p_г.ф.,

нефти М_H=Q_H∗p_н;

воды М_B=Q_B∗p_B;

эмульсии М_э=Q_э∗р_э, где

Q_г.ф. - объемный дебит газовой фазы по расходомеру;

Q_H - объемный дебит нефти Q_H=Q₃-(р_э-p_н)/(p_B-p_H)

Q_B - объемный дебит воды Q_B=Q₃-Q_H;

Q_э - объемный дебит эмульсии по расходомеру;

Р_г.ф. - плотность газовой фазы;

Р_H - плотность нефти;

р_B - плотность воды;

р_э - плотность эмульсии.

Плотность воды, эмульсии и нефти определяют плотномером 12.

Надежность работы устройства обеспечивают подбором сечения в трубопроводах гидрозатворов ГЗ-17, ГЗ-18, ГЗ-27, ГЗ-28, ГЗ-30, исходя из скорости потока жидкости или газа в гидрозатворе:

V_потока=Q/S и соотношения V_нэ>V_потока

где: Q - максимальный расход жидкости или газа;

S - сечение трубопровода гидрозатвора;

V_потока - скорость потока жидкости или газа в гидрозатворе.

V_нэ - скорость всплытия пузырьков нефти и эмульсии в воде или газа в жидкости:

Выдерживание указанных соотношений скоростей жидкости или газа в трубопроводах со скоростями всплытия пузырьков нефти и эмульсии в воде и газа в жидкости, которые должны быть больше, чем скорости потока в трубе, обеспечивает надежность работы устройства.

Заданный интервал давления рабочей среды в «Устройстве» при резком повышении его сверх допустимого уровня, например, при прорыве газового «пузыря» из скважин, поддерживает комбинированный регулятор расхода 11. При этом регулятором расхода 9 сбрасывают излишки газовой фазы в общий коллектор 4, с помощью датчиков давления 6 и температуры 7, микропроцессора 32 определяют плотность и массовый дебит сбрасываемых излишков. Таким образом, осуществляют способ раздельного по компонентам измерения дебита продукции нефтяных скважин.

Итак, заявляемое изобретение позволяет получить исчерпывающе полное, с повышенным качеством и эффективностью измерение дебита продукции нефтяных скважин за счет интенсификации процесса сепарации нефтеводогазовой смеси из скважин на компоненты, ее составляющие, непосредственного замера плотности компонентов и идентификации их по плотности, за счет раздельного определения значений дебитов смеси и компонентов по результатам замеров параметров процесса путем расчета на микропроцессоре по заданной программе его работы, стабилизации давления рабочей среды.

Claims

1. Способ измерения дебита нефтяных скважин, содержащий подачу продукции из скважин в виде нефтеводогазовой смеси в сепаратор, разделение ее в гидроциклоне на жидкую и газовую фазы, сброс газовой фазы в общий коллектор с одновременным измерением ее давления и температуры, накопление жидкой фазы, разделение ее на компоненты отстоем в гравитационном поле, сглаживание пульсаций поля скоростей неупорядоченного перемещения жидкой фазы, определение ее объемного и массового дебитов, содержания нефти и воды в ней по известным их плотностям, затем по окончании накопления жидкой фазы до заданного уровня перекрытие сброса газовой фазы и накопление ее и, как следствие перекрытия, вытеснение жидкой фазы в общий коллектор, а по окончании его открытие сброса газовой фазы и определение ее дебита, отличающийся тем, что из продукции нефтяных скважин в виде нефтеводогазовой смеси выделяют чистую воду системой сифонов за счет создания гидравлического затвора для прохождения нефти и эмульсии, которая легче воды, с последующим накоплением прошедшей через гидравлический затвор нефти и эмульсии, переключением и созданием гидравлического затвора для прохождения чистой воды для последующей идентификации плотномером и измерением комбинированным расходомером, затем при накоплении до соответствующего уровня жидкости создают гидравлический затвор для прохождения газа, и под действием возрастающего давления газа с открытием комбинированного регулятора расхода производят выдавливание жидкости из отстойников и с падением уровня жидкости в отстойниках гидравлический затвор ликвидируют, начинается проход газа через комбинированный расходомер, комбинированный регулятор расхода, замеряют давление и температуру во время сброса его в общий коллектор, замеряют объемный расход компонентов нефти, эмульсии, воды и газа, поддерживают давление среды в заданном интервале его значений, рассчитывают параметры процесса измерения и дебита нефтяных скважин и при этом обеспечивают подбором сечения в трубопроводах гидрозатворов соотношения скоростей потока жидкостей или газа со скоростью всплытия пузырьков нефти и эмульсии в воде или газа в жидкости в виде V_нэ>V_потока;
V_потока=Q/S, где:
V_нэ - скорость всплытия пузырьков нефти и эмульсии в воде и газа в жидкости;
V_потока - скорость потока жидкости или газа в трубопроводе гидрозатвора;
Q - максимальный расход жидкости или газа;
S - сечение трубопровода гидрозатвора.

2. Устройство для измерения дебита нефтяных скважин, содержащее газосепаратор с гидроциклоном, газовую линию с датчиком давления и температуры, связанными с микропроцессором, жидкостные линии, отличающееся тем, что газовая линия содержит газовый расходомер и газовый регулятор расхода, а газосепаратор в нижней части связан с общим коллектором комбинированным расходомером, комбинированным регулятором расхода, плотномером через буферную емкость, соединенную с разделительной емкостью газовым трубопроводом и жидкостным трубопроводом и, при этом разделительная емкость и буферная емкость, соединенные газовым трубопроводом образуют прямой и оппозитный сифон, а соединенные жидкостным трубопроводом - оппозитный сифон, причем буферная емкость связана с общим коллектором измерительной линией, на которой установлены комбинированный расходомер и комбинированный регулятор расхода, и кроме того, разделительная емкость связана с основной газовой линией газовым трубопроводом, а с газосепаратором через вертикальный отстойник, вертикальный трубопровод и трубопроводы, образующие два прямых сифона и два оппозитных сифона, а между зоной вертикального отстойника и вертикального трубопровода в газосепараторе установлены перегородки для перетекания легких фракций нефтегазовой смеси в вертикальный отстойник, при этом микропроцессор соединен с газовым расходомером, газовым регулятором расхода, комбинированным расходомером, комбинированным регулятором расхода и плотномером.