Патенты автора Крайнов Михаил Викторович (RU)
Изобретение относится к нефтедобыче и может быть использовано для учета дебитов продукции нефтяных скважин как передвижными, так и стационарными измерительными установками, оснащенными кориолисовыми расходомерами-счетчиками и поточными влагомерами. Техническим результатом предлагаемого технического решения является повышение точности определения массы нефти измерительными установками, включающими кориолисовые расходомеры-счетчики и поточные влагомеры, путем удаления из водонефтяной смеси остаточного газа и определения объема остаточного газа в качестве поправки к результатам измерений объема свободного нефтяного газа. Технический результат достигается тем, что в заявляемом способе заполняют продукцией нефтяной скважины сепарационную калиброванную емкость для разделения на свободный нефтяной газ и водонефтяную смесь. Измеряют объем свободного нефтяного газа расходомером-счетиком газа в открытой линии измерения газа при закрытой линии измерения жидкости, прекращают подачу продукции скважины после заполнения сепарационной калиброванной емкости отсепарированной водонефтяной смесью до установленного уровня и закрывают линию измерения газа. Выдерживают водонефтяную смесь в сепарационной калиброванной емкости заданное время для обеспечения выхода части свободного газа, определяют дебит по массе водонефтяной смеси (сырой нефти), дебит по объему воды и дебит по объему нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, по результатам измерений и вычислений массы водонефтяной смеси и объемной доли воды в водонефтяной смеси. По истечении заданного времени выдержки открывают линию измерения жидкости и откачивают из сепарационной калиброванной емкости водонефтяную смесь насосом откачки, который устанавливают в линию измерения жидкости, закрывают линию измерения жидкости и прекращают откачку водонефтяной смеси насосом откачки. Измеряют в сепарационной калиброванной емкости давление и температуру остаточного газа и определяют объем остаточного газа в сепарационной калиброванной емкости после откачки водонефтяной смеси. Предложенный способ измерения дебита продукции нефтяных скважин по сравнению с прототипом позволяет исключить дополнительную погрешность измерения массы водонефтяной смеси - кориолисовыми расходомерами-счетчиками и объемной доли воды - поточным влагомером за счет обеспечения выделения остаточного газа в сепарационной калиброванной емкости из измеряемой водонефтяной смеси и учесть величину объема выделенного остаточного газа в результате измерения объема свободного нефтяного газа в продукции нефтяных скважин. 3 з.п. ф-лы, 1 ил., 2 табл.
Изобретение относится к области нефтедобычи и может быть использовано в измерительных установках для корректировки данных при определении дебита продукции нефтяных скважин. Техническим результатом предлагаемого изобретения является повышение точности определения содержания доли пластовой воды в сырой нефти за счет прямых измерений плотности расслоенной сырой нефти. Способ заключается в том, что накапливают сырую нефть из скважины в вертикальной цилиндрической емкости, в течение заданного времени доводят отстоем до состояния расслоения на пластовую воду, водонефтяную смесь и сырую нефть с малым содержанием пластовой воды. В процессе слива расслоенной сырой нефти из вертикальной цилиндрической емкости определяют плотность пластовой воды и нефти и, используя их значения, определяют массовую долю пластовой воды в сырой нефти. Сливают насосом сырую нефть из вертикальной цилиндрической емкости по жидкостной линии с установленными массомером и влагомером, в течение цикла слива измеряют массу и плотность расслоенной сырой нефти, а также объемную долю пластовой воды в слое сырой нефти с малым содержанием пластовой воды. Выбирают значения массы и плотности в моменты времени начала и окончания цикла слива и моменты времени начала и окончания изменения измеряемого значения плотности расслоенной сырой нефти, при этом массовую долю пластовой воды в сырой нефти определяют по формуле
, где М - значение массы сырой нефти, МВ - значение массы пластовой воды, МНВ - значение массы водонефтяной смеси и сырой нефти с малым содержанием пластовой воды, - значение средней плотности сырой нефти, - значение средней плотности пластовой воды, - значение средней плотности водонефтяной смеси, - значение средней плотности сырой нефти с малым содержанием пластовой воды, - значение средней объемной доли пластовой воды в сырой нефти с малым содержанием пластовой воды, измеренное влагомером, значения которых вычисляют на основе измеренных значений массы, плотности и доли воды в течение цикла слива.
