Патенты автора Павленко Григорий Антонович (RU)
Изобретение относится к области гидротехнического обеспечения транспортировки жидкостей и газожидкостных смесей по трубопроводам, следующим рельефу местности. В потоке жидкости по рельефному трубопроводу после перевальной точки 2 можно прогнозировать образование оседлой полости в верхней части сечения трубопровода. Для этого в зоне выявленного образования оседлой полости врезают штуцер для отвода газа из полости. Штуцер располагают на верхней образующей трубы ниже по течению ожидаемой границы газовой полости, которую следует уточнить при пробных включениях перекачки жидкости по трубопроводу. Необходимым условием для открытия штуцера отбора газа предлагается считать превышение заданной максимальной величины объема оседлой газовой полости либо превышение, сверх допустимого, перепада давления на контрольном участке трубопровода между датчиками, показанными на рисунках. Штуцер закрывают по уменьшению потерь давления на контрольном участке до приемлемого уровня, по уменьшению объема оседлой полости до приемлемой величины либо по сигналу от датчика появления жидкости, установленного за выходом из штуцера. Технический результат – повышение производительности трубопровода. 2 н. и 5 з.п. ф-лы, 6 ил.
Изобретение относится к технике контроля средств измерений расхода и других метрологических характеристик замерных установок на нефтепромыслах, в частности, при их калибровке и поверке. Способ контроля метрологических характеристик стационарных или мобильных замерных установок, в том числе автоматизированных групповых замерных установок, предназначенных для измерения в условиях нефтепромысла количества и показателей качества добываемой сырой нефти, включает подачу из поверочной установки исходных компонентов, в виде поверочной газожидкостной смеси, в поверяемую замерную установку, с использованием для приготовления поверочной газожидкостной смеси продуктов нефтедобычи, полученных из скважины, при этом в качестве исходных компонентов при поверке используют нефть и воду, отсепарированные из скважинного флюида данного месторождения или группы месторождений при первичной подготовке, доводя газосодержание смеси до необходимого по условиям поверки; подают в емкость-миксер исходные компоненты, при этом замеряют их количество и показатели качества, включая водосодержание, средствами измерений, принадлежащими поверочной установке; смешивают в емкости-миксере расчетные дозы исходных компонентов жидкой фазы, доводя до заданного соотношения по нефти и воде; термостатируют полученную поверочную смесь на уровне, соответствующем заданной точке температурного диапазона работы поверяемой замерной установки; из емкости-ресивера подают замеряемое количество термостатированного аналога попутного газа или химически инертного газа в емкость-миксер или на выход из насоса подачи поверочной смеси в поверяемую замерную установку в поток поверочной смеси, доводя газосодержание смеси до необходимого по условиям поверки и обеспечивая поступление на вход поверяемой замерной установки газожидкостной смеси, содержащей достоверно известное количество нефти, воды и газа; направляют поверочную газожидкостную смесь на вход сепаратора поверяемой замерной установки; в поверяемой замерной установке сепарируют поверочную газожидкостную смесь, поступившую от поверочной установки, на жидкость и газ; средствами измерений поверяемой замерной установки проводят замеры заданных показателей по количеству и показателям качества поверочной жидкости и газа, включая водосодержание, и сравнивают полученные результаты с достоверно известными показателями газожидкостной смеси, подаваемой от поверочной установки. Технический результат - повышение достоверности измерений количества и показателей качества продуктов нефтедобычи, а также снижение трудоемкости и продолжительности цикла поверочных операций. 2 н. и 4 з.п. ф-лы, 2 ил.
Способ и газожидкостная система для ступенчатого извлечения газа из скважинной газожидкостной смеси // 2619619
Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к области технического обустройства нефтедобычи, и может быть использована для разделения жидкой и газообразной фаз. Технический результат заключается в повышении качества сепарации газожидкостной смеси путем извлечения газа без дополнительного энергоемкого оборудования. Способ ступенчатого извлечения газа из скважинной газожидкостной смеси включает напорный ввод потока газожидкостной смеси по подводящему трубопроводу в вертикальную камеру сепаратора первой ступени тангенциально направляющей ее цилиндрической оболочки, закручивание потока в ниспадающую спираль, отвод частично осушенного газа из верхней части камеры и отвод частично дегазированной жидкости из нижней части камеры. При этом исходящий из камеры первой ступени сепарации поток частично осушенного газа направляют далее в сепаратор-газоосушитель, с газового выхода которого получают осушенный газ, при этом отсепарированные жидкости и газовый конденсат, получаемые на жидкостном выходе сепаратора-газоосушителя, направляют на всасывающий вход эжектора, установленного на входе сепаратора первой ступени. Газожидкостная система включает трубопровод, подводящий газожидкостную смесь, сепаратор первой ступени, содержащий оболочку в форме кругового цилиндра, расположенную вертикально. При этом в систему включен по меньшей мере один сепаратор-газоосушитель, а в подводящий трубопровод скважинной смеси на входе в сепаратор первой ступени включен эжектор, к всасывающему входу которого присоединен трубопровод от жидкостного выхода сепаратора-газоосушителя. 2 н. и 3 з.п. ф-лы, 2 ил.
Изобретение относится к нефтегазовой технике, обеспечивающей защиту от загрязнения среды вблизи трассы трубопровода. Способ выявления аварийных протечек транспортного трубопровода жидких или газообразных углеводородов, или их смесей, включает сооружение «труба в трубе», состоящее из трубопровода и наружной рубашки, выполненной из герметизированных секций, снабженных газоотводными устройствами - в верхних точках трубопроводной трассы и штуцерами с запорной арматурой для удаления жидкости в дренажные отводы - в нижних точках трубопроводной трассы. Каждая секция заполнена контрольной жидкостью или газом и оборудована средствами контроля давления и температуры, которые соединены с системой сбора, обработки и передачи информации о протечке в измерительно-вычислительном комплексе. При изменении давления контрольной жидкости или газа в секциях применяют алгоритмы аварийного управления. Изобретение позволяет повысить эффективность защиты окружающей среды от загрязнений вблизи трассы трубопровода. 3 з.п. ф-лы, 4 ил.
Изобретение относится к области технического обустройства нефтедобычи и предназначено, в частности, для разрушения пены с возможностью обеспечения поточных измерений количества и показателей качества скважинного флюида. В способе разрушения пены в процессе гравитационной сепарации газожидкостной смеси осуществляют подвод газожидкостной смеси в смесеприемную зону емкости, свободное стекание газожидкостной смеси в отстойную зону, отвод из емкости сепаратора жидкости и свободного газа, выделившегося из газожидкостной смеси и разрушенной пены. В смесеприемной зоне емкости создают пристенный ниспадающий поток дегазированной жидкости, принудительно отбираемой с жидкостного выхода сепаратора, а ввод газожидкостной смеси осуществляют открытым патрубком, размещенным в середине смесеприемной зоны. Образующаяся при этом пена увлекается потоком газожидкостной смеси по перегородке до встречи с пристенным потоком дегазированной жидкости, пузырьки пены преимущественно разрушаются пристенным потоком, а дальнейшее разрушение пены происходит в отстойной зоне, куда жидкость и остатки пены стекают через кольцевой зазор, и освободившийся газ выводят из верхней части емкости за пределы сепаратора. Сепаратор для реализации способа содержит емкость для гравитационной сепарации газожидкостной смеси, перегородку, установленную в емкости между смесеприемной и отстойной зонами с кольцевым зазором по стенке, патрубок для ввода газожидкостной смеси в сепаратор, размещенный над перегородкой. В корпусе смесеприемной части установлены тангенциально к его стенке штуцеры ввода дегазированной жидкости, перекачиваемой с жидкостного выхода сепаратора в его смесеприемную зону по трубопроводу возвратного контура. В перегородку, отделяющую отстойную зону от смесеприемной, встроены трубчатые каналы удаления свободного газа из отстойной зоны в смесеприемную зону по мере разрушения пузырьков пены. Изобретение позволяет активизировать разрушение пены, образующейся в смесеприемной зоне емкости, повысить эффективность процесса сепарации газожидкостной смеси и улучшить условия работы контрольно-измерительного оборудования. 2 н.п. ф-лы, 2 ил.
Изобретение относится к машиностроению, в частности к экспериментальной гидравлике, и может быть использовано в стендах для гидравлических исследований и испытаний измерительных приборов. Способ включает следующие этапы: подают двухкомпонентную жидкость в накопительную емкость, объем которой достаточен для образования в верхней и нижней ее частях смесей жидкостей требуемых концентраций при условии прокачивания двухкомпонентной жидкости с максимально возможным расходом; отбирают в замкнутый контур циркуляции жидкости с разных уровней накопительной емкости по раздельным каналам; смешивают жидкости, отобранные с разных уровней накопительной емкости, регулируя соотношение расходов в направлении устранения рассогласования между заданным и замеренным в замкнутом контуре соотношением компонентов; возвращают смешанные жидкости в накопительную емкость после прохождения ими исследовательской части контура. Решение отличается простотой технической реализации: не требует больших емкостей и мощных перемешивающих устройств, позволяет оперативно изменять расход и соотношение компонентов в смеси. 2 з.п. ф-лы, 1 ил.
Использование: для определения объемного содержания воды в нефти. Сущность изобретения заключается в том, что способ основан на определении изменений параметров электромагнитного поля в потоке исследуемой жидкой среды при изменении ее компонентного состава, поток жидкости в зоне измерений разбивают на множество изолированных потоков, каждый из которых взаимодействует с резонатором электромагнитного поля через выделенный участок поверхности контакта, в результате чего в резонаторе формируется электромагнитное поле, обобщающее влияния всех изолированных потоков жидкости, параметры которого принимают за среднее взвешенное для совокупности потоков в изолированных каналах и сопоставляют с соответствующими показателями продукта-аналога, обладающего известными свойствами, которые могут быть эмпирически идентифицированы как доля воды в смеси с углеводородной жидкостью. Технический результат: обеспечение возможности повышения эффективности влагомера и повышения точности определения содержания воды в нефти, перекачиваемой по трубопроводу. 2 н. и 4 з.п. ф-лы, 8 ил.
СПОСОБ РЕГУЛИРОВАНИЯ ОТВОДА ЖИДКОЙ И ГАЗООБРАЗНОЙ ФАЗ ИЗ ЕМКОСТИ СЕПАРАТОРА СКВАЖИННОГО ФЛЮИДА // 2565611
Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли промышленности, а именно к области технического обустройства нефтедобычи, и может быть использовано для обеспечения необходимых условий оперативного определения содержания основных фаз и компонентов в нефтегазовом флюиде, поступающем из скважины, при поточных измерениях количества и показателей качества. Технический результат заключается в обеспечении эффективного поддержания уровня раздела сред в емкости сепаратора при одновременном поддержании в заданных пределах превышения давления в емкости сепаратора над давлением в камере смешивания жидкости и газа. Согласно способу регулируют отвод жидкой и газообразной фаз из емкости сепаратора скважинного флюида по двум отдельным измерительным каналам, с обеспечением поточных измерений количественных показателей по жидкости и газу, с последующим объединением этих потоков в один для дальнейшего транспортирования. Регулятором расхода, установленным в газовой линии, поддерживают в заданных пределах превышение давления в емкости сепаратора над давлением в камере смешивания фаз, исходя из данных об изменении разности давлений сред, содержащихся в емкости сепаратора и в камере смешивания фаз, в то время как уровень жидкости в емкости сепаратора поддерживают регулятором расхода в жидкостной линии, исходя из данных об изменениях уровня жидкости в емкости сепаратора. 1 ил.
Изобретение относится к области технического обустройства нефтедобычи, в частности к обеспечению поточных измерений количества и показателей качества скважинного флюида. Способ измерения показателя качества скважинного флюида включает дегазацию потока флюида и измерение по меньшей мере одного показателя качества дегазированной жидкости, выходящей из сепаратора. При этом измерение по меньшей мере одного показателя качества дегазированной жидкости производят на части выходящей из сепаратора дегазированной жидкости, которую перепускают по возвратному контуру на вход сепаратора с обеспечением постоянства расхода возвратного потока дегазированной жидкости. Кроме того, осуществляют гомогенизацию дегазированной жидкости перед измерением по меньшей мере одного показателя качества. Изобретение позволяет повысить точность измерения показателей качества скважинного флюида за счет обеспечения постоянного расхода возвратного потока дегазированной жидкости через средства измерения с помощью насоса. 2 з.п. ф-лы, 2 ил.
Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, конкретно к технологии измерений в процессе бурения (первичного вскрытия) скважин, и позволяет получать информацию о температуре и давлении потока бурового раствора, закачиваемого в скважину, непосредственно от забоя до его прохождения через гидромониторные насадки долота и лопатки турбины, а также в кольцевом (межтрубном) пространствах скважины после того, как долото и лопатки турбины выполнят работу по разрушению породы и ее вымыва из забоя или проникновения в пласт
Изобретение относится к горному делу, конкретно к производству работ по испытанию и опробованию нефтяных и газовых скважин
