Патенты автора Ефимов Андрей Александрович (RU)
Изобретение относится к измерительной технике, а именно к устройствам, применяемым для измерения содержания капельной жидкости в потоке попутного нефтяного газа. Система измерения содержит линию измерения газа в виде трубопровода, в котором последовательно, по направлению движения газа, установлены запорная арматура с ручным приводом в виде кранов шаровых, объемный преобразователь расхода в виде ультразвукового объемного расходомера газа, датчик температуры, датчик давления, массовый преобразователь расхода в виде кориолисового массового расходомера газа, клапан запорно-регулирующий в виде регулятора расхода, автоматизированную систему управления, состоящую из шкафа электрооборудования и шкафа управления с контроллером в комплекте с дисплеем. Объемный преобразователь расхода в виде ультразвукового объемного расходомера газа, датчик температуры, датчик давления, массовый преобразователь расхода в виде кориолисового массового расходомера газа электрически соединены с автоматизированной системой управления. Технический результат заключается в обеспечении измерения содержания капельной жидкости в потоке попутного нефтяного газа. Система измерения содержания капельной жидкости в потоке попутного нефтяного газа после вычисления количества жидкости в потоке позволяет производить вычитание объема капельной жидкости из объема газа и прибавлять массу капельной жидкости к массе измеренной жидкости, что обеспечивает повышение точности измерений в измерительных установках. 2 ил.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли промышленности, к устройствам для сепарации сырой нефти на нефтяную и газовую фракции и может быть использовано в различных установках оперативного учета дебитов продукции нефтяных скважин, в том числе для продукции нефтяных скважин с повышенным газосодержанием. Сепарационно-измерительная емкость для установок измерения скважинной продукции состоит из двух горизонтально ориентированных сообщающихся сосудов, нижней ёмкости 10 для приема жидкости и верхней ёмкости 11 для приема газа. Содержит гидроциклон 12 с завихрителем газа 13, введенным в ёмкость для приема газа. Гидроциклон 12 погружен в емкость 10 для приема жидкости. В нижней ёмкости 10 для приема жидкости установлен пеногаситель 14 в виде пакета массообменных насадок, расположенных по направлению движения жидкости, и закрепленный в корпусе емкости посредством вертикальной перегородки. Емкость 11 для приема газа содержит два блока каплеуловителей 15, выполненных в виде колец Палля и струнных сеток с развитой поверхностью контакта. Емкость для приема жидкости оснащена измерителем уровня 16 и преобразователем давления 17. К ёмкости для приема жидкости подключена линия измерения жидкости. К ёмкости для приема газа подключена линия измерения газа. Технический результат заключается в повышении качества сепарации продукции скважины - нефтегазоводяной смеси, при уменьшении габаритных размеров устройства и обеспечении возможности измерения параметров смеси. 1 з.п. ф-лы, 3 ил.
АНАЛИЗАТОР НЕФТИ // 2750249
Изобретение относится к измерительной технике, а именно к устройствам, применяемым для измерения параметров многофазного потока и передачи единицы массового расхода продукции скважины рабочим средствам измерения. Анализатор нефти содержит измеритель уровня раздела фаз уровнемера 80, установленный в корпусе 71, поворотный корпус 71, выполненный из трубы, содержащий днище 72 и фланец 73, корпус 71 установлен на опоре 74 посредством подшипниковых узлов 75, предназначенных для обеспечения подвижного соединения корпуса 71 с опорой 74, фиксатор положения 76 корпуса, связанный с опорой 74, фиксатор уровнемера, закреплённый в днище 72, преобразователи давления, преобразователь температуры 32, датчик гидростатического давления с патрубком дифференциального давления, патрубок обогрева, соединенный с системой электрического нагрева теплоносителя. Корпус 71 установлен на опоре 74 с возможностью фиксации вертикального положения, в корпусе 71 расположен уровнемер 80, оснащенный преобразователем давления, преобразователем температуры 31 и датчиком гидростатического давления. Элементы уровнемера и вспомогательные конструкции расположены внутри корпуса 71, причем наконечники чувствительных элементов уровнемера 80 погружены в фиксатор уровнемера, на поверхности фланца 73 расположены два резьбовых штуцера «a», один штуцер предназначен для замера давления в верхней точке, а второй штуцер для замера давления в нижней точке. Патрубок дифференциального давления одним концом приварен к фланцу 73, оснащенным отверстием, а вторым концом расположен в нижней части корпуса 71, на удалении от фиксатора уровнемера, помимо двух резьбовых штуцеров «а» датчика дифференциального давления фланец содержит три резьбовых штуцера, два из которых «д», «е» предназначены для входа/выхода газа, а третий «г» для продувки, корпус 71 выполнен из нержавеющей стали с тремя штуцерами, два из которых «в» расположены в нижней и верхней частях корпуса 71, предназначены для входа измеряемой среды, и третий штуцер «ж» предназначен для установки преобразователя температуры 32. Технический результат заключается в обеспечении возможности измерения параметров продукции скважины (нефтегазоводяной смеси), определения доли воды в потоке скважинной жидкости, плотностей воды и нефти в составе продукции нефтяных и газоконденсатных скважин. 8 ил.
Изобретение относится к измерительной технике, а именно к устройствам, применяемым для измерения параметров многофазного потока и передачи единицы массового расхода продукции скважины рабочим средствам измерения. Эталон содержит линию подачи нефтегазоводяной смеси, горизонтально ориентированную сепарационно-измерительную емкость, вертикально ориентированный анализатор нефти, линию измерения жидкости, линию измерения газа, автоматизированную систему управления. Причем сепарационно-измерительная емкость состоит из двух сообщающихся сосудов, нижней ёмкости для приема жидкости и верхней ёмкости для приема газа, оснащена гидроциклоном с завихрителем газа. Гидроциклон подключен к линии подачи нефтегазоводяной смеси и частично погружен в емкость для приема жидкости. В сепарационно-измерительной ёмкости установлен пеногаситель, каплеуловитель, измеритель уровня, преобразователь давления. К ёмкости для приема жидкости подключена линия измерения жидкости, к ёмкости для приема газа подключена линия измерения газа. Линия измерения газа содержит систему измерения содержания капельной жидкости в потоке попутного нефтяного газа. Линия измерения жидкости содержит преобразователь влажности, установленный на выходе жидкости из сепарационно-измерительной ёмкости, три параллельных участка, в которые подключены измерители массового расхода жидкости, многофазный расходомер. К линии подачи нефтегазоводяной смеси подключен преобразователь дифференциального давления и пробоотборник нефтегазоводяной смеси, связанный с линией подачи нефтегазоводяной смеси в анализатор нефти. Анализатор нефти содержит поворотный корпус, установленный на опоре с возможностью фиксации вертикального положения. В корпусе анализатора расположен уровнемер с измерителем уровня раздела фаз, с преобразователями давления и температуры и датчиком гидростатического давления, чувствительные элементы уровнемера и вспомогательные конструкции расположены внутри корпуса анализатора. Автоматизированная система управления включает шкаф управления с контроллером в комплекте с дисплеем. Указанные элементы конструкции расположены в боксе блок-контейнерного типа, размещенном на основании, разделенном герметичной взрывозащитной перегородкой на два помещения, блок технологический и блок управления. Технический результат заключается в обеспечении возможности измерения параметров многофазного потока продукции скважины (нефтегазоводяной смеси) и передачи единицы массового расхода продукции скважины рабочим средствам измерения массового расхода и количества сырой нефти, газа в условиях эксплуатации, для поверки и определения с повышенной точностью дебитов нефтяных скважин по нефти и газу, с целью обеспечения единства измерений массового расхода. 8 ил.
Переключатель скважин многоходовой // 2657383
Изобретение относится к арматуростроению и может быть использовано в различных устройствах, переключающих потоки жидкостей и газов, в частности в переключателях потока для установок измерения дебита скважинной жидкости и газа, и позволяет увеличить ресурс переключателя скважин многоходового (ПСМ) за счет снижения использования в его конструкции большого числа быстроизнашиваемых деталей. ПСМ содержит корпус с крышкой, выполненный с входными отверстиями для патрубков подвода рабочей жидкости, размещенный в корпусе поворотный вал с прижимной кареткой с уплотнительным кольцом, контактирующей с горизонтальными кольцевыми канавками, выполненными на внутренней цилиндрической поверхности корпуса по обеим сторонам от входных отверстий, и связанный с поворотным валом переключающий орган, выполненный в виде электропривода, непосредственно установленного на поворотный вал ПСМ, который закреплен на опоре, соединенной посредством стоек с крышкой, и снабжен встроенным электронным датчиком положения. Электропривод выполнен с возможностью свободного перемещения поворотного вала в обоих направлениях и имеет конструктивный люфт, обеспечивающий свободный ход валу для гарантированного самоустанавливания роликов каретки в пазы корпуса. Для настройки работы электропривод также снабжен маховиком. 1 з.п. ф-лы, 2 ил.
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано для измерения дебита продукции нефтяных и газовых скважин. Технический результат заключается в повышении точности измерения фазового расхода в режиме реального времени за счет обеспечения однородности измеряемого потока газожидкостной смеси. Установка для измерения дебита нефтяных и газовых скважин содержит по меньшей мере одну систему для измерения расходов нефти, воды и газа, гидравлически связанную посредством трубопроводов с входной линией установки, соединенной с нефтяными скважинами, и с выходом в коллектор, выполненную в виде отрезка трубопровода с восходящим и нисходящим сегментами. На нисходящем сегменте установлены многофазный кориолисовый расходомер и по меньшей мере один параметрический датчик. Перед нисходящим сегментом на трубопроводе установлено устройство для гомогенизации потока. Трубопровод, соединяющий систему для измерения расходов нефти, воды и газа с входной линией установки, на входе в данную систему, также может быть выполнен с последовательно расположенными по меньшей мере одним восходящим и одним нисходящим сегментами. Причем вход в систему связан с выходом из нисходящего сегмента трубопровода. 2 н. и 11 з.п. ф-лы, 6 ил.
