Пробоотборное устройство "поток-1м"



Пробоотборное устройство поток-1м
Пробоотборное устройство поток-1м

 


Владельцы патента RU 2513730:

Общество с ограниченной ответственностью "Нефтепромысловые технологии АлойлСервис" (RU)

Изобретение относится к области отбора проб жидкости и может быть использовано на нефтегазодобывающих комплексах, системах, транспортирующих нефть и газ, нефтегазоперерабатывающих заводах и других предприятиях, на которых существует необходимость отбора проб из трубопроводов и технологических аппаратов. Техническим результатом является упрощение конструкции пробоотборного устройства, снижение затрат на его изготовление, а также обеспечение непрерывности технологического процесса. Устройство содержит пробоотборную и байпасную секции, смонтированные на основном трубопроводе посредством фланцевых соединений, и снабжено системой отсекания потока жидкости с общим валом и рычагом управления, отборным краном и манометром. При этом система отсекания потока жидкости выполнена в виде трех двухходовых шаровых кранов, соединенных между собой общей системой управления, с возможностью попеременного отсекания одной из секций, а пробоотборная секция выполнена съемной с возможностью подключения технологического оборудования без изменения режима работы трубопровода. 2 ил.

 

Изобретение относится к области отбора проб жидкости и может быть использовано на нефтегазодобывающих комплексах, системах, транспортирующих нефть и газ, нефтегазоперерабатывающих заводах и других предприятиях, на которых существует необходимость отбора проб из трубопроводов и технологических аппаратов.

Известно устройство для отбора проб в жидком или текучем состоянии, которое содержит корпус с заборной камерой, клапан, выполненный в виде поршня, трехходовой пробковый кран, патрубки для сбора продукта и регулятор давления газа для продувки устройства. (АС №729471, БИ №15, 25.04.1980 г.)

Недостатками данного устройства является сложность изготовления и обслуживания, большое количество операций цикла взятия одной пробы, недостаточные надежность, герметичность и долговечность поршневой пары клапана при работе с абразивными жидкостями и растворами.

Такое устройство не исключает осаждение продукта в заборной камере и каналах пробки трехходового крана, что приводит к неточности определения параметров пробы. Существенным недостатком известного устройства является неспособность обеспечить пропорциональный отбор всех компонентов, содержащихся в потоке жидкости.

Наиболее близким к предлагаемому устройству является пробоотборник ручной «ПОТОК-1», предназначенный для отбора проб из трубопроводов, транспортирующих газожидкостную смесь. (Патент РФ №40391, БИ №25, 10.09. 2004 г.)

Пробоотборное устройство «ПОТОК - 1» имеет форму лупинга, каждая секция которого может пропускать через себя весь поток жидкости. Секции попеременно отсекаются от основного трубопровода системой отсекания потока жидкости, выполненной в виде двух трехходовых шаровыми кранов (задвижек), которые управляются одновременно за счет крепления их штоков к одному валу, имеющему рычаг управления. Изменением положения рычага управления достигается попеременное открытие одной секции (байпасной) и отсечение от основного трубопровода другой (пробоотборной). Пробоотборная секция оборудована краном для слива жидкости и манометром для контроля за давлением в секции. Через отборный кран отсеченный поток жидкости сливается в емкость для дальнейшего проведения анализа.

Недостатком данного устройства является сложность управления трехходовыми шаровыми кранами (задвижками), а также сложность регулировки в процессе ремонта. Кроме того, данный пробоотборник имеет высокую себестоимость и не позволяет производить подсоединение проточных приборов (датчиков) без остановки технологического процесса.

Технической задачей изобретения является упрощение конструкции пробоотборного устройства, снижение затрат на его изготовление, а также обеспечение непрерывности технологического процесса.

Данная задача решается тем, что в пробоотборном устройстве, которое содержит пробоотборную и байпасную секции, смонтированные на основном трубопроводе посредством фланцевых соединений, и снабжено системой отсекания потока жидкости с общим валом и рычагом управления, отборным краном и манометром, согласно изобретению система отсекания потока жидкости выполнена в виде трех двухходовых шаровых кранов, соединенных между собой общей системой управления, с возможностью попеременного отсекания одной из секций, а пробоотборная секция выполнена съемной с возможностью подключения технологического оборудования без изменения режима работы трубопровода.

Схематическая конструкция пробоотборника «Поток-1 М» представлена на фиг.1 (рабочий режим) и фиг.2 (режим отбора пробы).

Устройство содержит пробоотборную секцию 1 и байпасную секцию 2. Секция 1 имеет кран 3 для слива пробы и манометр 4 для контроля за давлением в секции. Секция 1 смонтирована на основном трубопроводе 9 и выполнена съемной за счет резьбовых соединений 5, которые соединяют секцию 1 с двухходовыми шаровыми кранами 6 и 7. Двухходовой шаровой кран 8 установлен на байпасной секции 2. Двухходовые шаровые краны 6, 7 и 8 соединяют пробоотборную секцию 1 и байпасную секцию 2 с основным трубопроводом 9 посредством фланцевых соединений 10. Двухходовые шаровые краны 6, 7 и 8 связаны единой системой управления 11 с имеющимся на ней рычагом управления 12.

Пробоотборное устройство «ПОТОК-1 М» работает следующим образом. При открытии задвижки (на схеме не указана) на основном трубопроводе 9 происходит движение жидкости, основной поток которой проходит через двухходовые шаровые краны 6 и 7 по пробоотборной секции 1. Таким образом осуществляется транспортировка жидкости по основному трубопроводу 9. При необходимости отбора пробы приводится в действие система управления 11 поворотом рычага управления 12 на 90° до упора, при этом двухходовые шаровые краны 6 и 7 закрываются и отсекают пробоотборную секцию 1, одновременно открывая проход потока жидкости в байпасную секцию 2 через открывшийся двухходовой шаровой кран 8. Таким образом, пробоотборная секция 1 закрыта, что позволяет производить слив пробы жидкости через сливной кран 3. Далее рычаг управления 12 возвращается в исходное положение, двухходовые шаровые краны 6 и 7 открывают проход в пробоотборную секцию 1, а двухходовой шаровой кран 8 перекрывает проход жидкости через байпасную секцию 2, жидкость по пробоотборной секции 1 протекает в основной трубопровод 9, который функционирует в устоявшемся режиме. Объем пробоотборной секции 1 - фиксированный, известный, т.е. пробоотборная секция 1 является мерной, что позволяет определять в пробе объем газа, содержащийся в отбираемой жидкости. Кроме того, пробоотборная секция 1 выполнена съемной, с обоих концов она крепится к двухходовым шаровым кранам 6 и 7 быстросъемными резьбовыми соединениями 5, что позволяет быстро и без особых усилий производить отсоединение пробоотборной секции 1.

Изготовление пробоотборного устройства не требует больших материальных затрат. Еще одним важным преимуществом данного технического решения является то, что за счет использования трех двухходовых кранов вместо двух трехходовых кранов упрощается конструкция системы управления. Простота конструкции делает ее ремонтно-пригодной и позволяет легко производить регулировку двухходовых шаровых кранов. Перечисленные выше преимущества позволяют снизить общую стоимость конструкции пробоотборника, а выполнение пробоотборной секции съемной дает дополнительные преимущества перед существующими аналогами в плане возможности подключения технологического оборудования и любых проточных приборов-дебитомеров, влагомеров и различных датчиков для фиксации режимов работы трубопровода без его остановки, то есть без возможных потерь из-за изменения режима работы трубопровода и скважины в целом.

Пробоотборное устройство, содержащее пробоотборную и байпасную секции, смонтированные на основном трубопроводе посредством фланцевых соединений, и снабженное системой отсекания потока жидкости с общим валом и рычагом управления, отборным краном и манометром, отличающееся тем, что система отсекания потока жидкости выполнена в виде трех двухходовых шаровых кранов, соединенных между собой общей системой управления, с возможностью попеременного отсекания одной из секций, причем пробоотборная секция выполнена съемной с возможностью подключения технологического оборудования без изменения режима работы трубопровода.



 

Похожие патенты:

Криостат // 2482381
Изобретение относится к устройствам для охлаждения с применением сжиженных газов и может быть использовано при проведении низкотемпературных исследований. .

Изобретение относится к добыче, сбору, подготовке и транспорту жидких и газовых продуктов и может быть использовано на нефтегазодобывающих, нефтегазоперерабатывающих и нефтетранспортных предприятиях.

Изобретения относятся к нефтегазовой промышленности и могут быть использованы для определения местонахождения углеводородного сырья при бурении скважин. Техническим результатом является упрощение и повышение достоверности способа и устройства определения пластов, содержащих углеводороды.

Изобретение относится к горному делу и может быть использовано в области геофизики. Техническим результатом является повышение качества и надежности интерпретации данных каротажа.

Изобретение относится к мониторингу свойств углеводородных пластов и свойств добываемых флюидов во время добычи, особенно в ходе механизированной добычи. Техническим результатом является определение характеристик параметров призабойной зоны и получение более качественных характеристик пласта на границе раздела пласта и скважины.

Изобретение относится к разработке углеводородных залежей сложного геологического строения с неоднородными, в том числе низко проницаемыми коллекторами. Техническим результатом является повышение точности, надежности и значительное уменьшение времени определения значения коэффициента извлечения нефти (КИН).
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности в области контроля за разработкой нефтегазовых месторождений. Техническим результатом является получение достоверной информации о пространственном распределении переменной эффективной проницаемости, имеющей характер пропускной способности флюидов пласта под воздействием стационарного давления по площади.

Изобретение относится к получению характеристик пластового флюида, имеющегося в подземном пласте, во время бурения. Техническим результатом является коррекция измеренных концентраций компонентов газа в буровом растворе.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разведке и управлении разработкой месторождений углеводородного сырья. Техническим результатом является получение объективных данных о физико-химических свойствах добываемой нефти, а именно оптических свойствах для расчета остаточных извлекаемых запасов нефти и определения текущих свойств коллекторов разрабатываемого месторождения, а также данных по обводненности продукции скважин в промысловых условиях.

Изобретение может быть использовано при разработке месторождений углеводородов. Устройство для оценки динамики процесса прямоточной капиллярной пропитки образцов пород относится к области петрофизических исследований.

Изобретение относится к способу оценки вероятности добычи на буровой площадке. .

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при определении нефтенасыщенных пластов в разрезе скважины. .

Изобретение относится к области нефтяной промышленности, а именно к разработке нефтяных залежей, и может использоваться при проведении геолого-технических мероприятий по увеличению добычи нефти. Техническим результатом является повышение надежности и эффективности разработки нефтяных залежей. Способ включает бурение скважин, проведение геолого-промысловых и геофизических исследований скважин (ГИС), лабораторные исследования свойств пород, интерпретацию ГИС, расчленение залежи на участки с характерными геологическими и фильтрационными характеристиками и построение карты, с выделением зон пород-коллекторов с повышенной проницаемостью. Из поисково-разведочных и эксплуатационных скважин извлекают образцы керна, по которым дополнительно измеряют водородосодержание твердой фазы керна, определяют относительную амплитуду естественных электрических потенциалов, определяют значения отношения водородосодержания твердой фазы к относительной амплитуде естественных электрических потенциалов, то есть лито- фациальный параметр. Затем строят карту изменения лито-фациального параметра в пределах территории распространения залежи углеводородов. На карте проводят изолинии граничных значений лито- фациального параметра, по которым выделяют зоны пород с высоким и низким фильтрационным потенциалом. Причем в зонах пород с высоким фильтрационным потенциалом осуществляют горизонтальное бурение скважин с последующим созданием равномерного фронта вытеснения нефти, а в зонах пород с низким фильтрационным потенциалом осуществляют углубленную кумулятивную перфорацию, ориентированную в соответствии с направлением вектора напряженности породы с последующим гидроразрывом пласта, обеспечивающим разветвленную систему трещин заданной длины. 7 з.п.ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к исследованию геомеханический свойств пластов. Техническим результатом являются повышение точности определения и результативности стимуляции хрупких зон коллекторов, а также повышение экономичности исследования вновь бурящихся скважин. Способ включает геофизические исследования скважин, лабораторные исследования кернов, выявление по совокупности данных лабораторных исследований кернов и геофизических исследований скважин взаимозависимости геомеханических характеристик пласта и каротажных диаграмм, выявление по совокупности данных геофизических исследований скважин геомеханических характеристик пласта на основе распространенных каротажных диаграмм и выявленной взаимозависимости геомеханических характеристик пласта и каротажных диаграмм. При этом геомеханические характеристики пласта определяются посредством многофакторной регрессии изменения каротажных диаграмм, которые учитывают содержание глин и пористость породы по математической формуле. 1 пр., 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при определении нефтенасыщенных пластов в разрезе скважины. Техническим результатом является повышение точности определения нефтенасыщенного пласта в разрезе скважины. В скважине отбирают и исследуют керн, определяют коэффициент нефтенасыщенности по керну, проводят комлексный каротаж, определяют коэффициент нефтенасыщенности по каротажу, определяют относительный коэффициент как отношение коэффициента нефтенасыщенности по керну к коэффициенту нефтенасыщенности по каротажу, анализируют каротажные кривые скважин в терригенном разрезе продуктивного горизонта, выявляют пласты-коллекторы с кажущимися удельными сопротивлениями по индукционному каротажу менее 3 Ом∙м, среди выявленных пластов выбирают пласты, в минеральном составе которых по керну и шламу отмечается наличие минералов, понижающих удельное сопротивление, а по данным каротажа отмечается повышенное содержание токопроводящих элементов, для выявленных пластов уточняют истинное значение коэффициента нефтенасыщенности умножением коэффициента нефтенасыщенности по каротажу на относительный коэффициент, полученное значение сравнивают со значениями коэффициента нефтенасыщенности для слабо нефтенасыщенных и нефтенасыщенных коллекторов и соответственно относят данный пласт к слабо нефтенасыщенным или нефтенасыщенным. 3 табл.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к способам контроля за разработкой нефтяных месторождений. Техническим результатом является повышение эффективности способа контроля за разработкой нефтяных месторождений за счет более полного и формализованного учета параметров, характеризующих протекающие в пористой среде процессы. Способ основан на проведении лабораторных испытаний керна, определении по ним абсолютной и фазовой проницаемостей для дальнейшего расчета относительной фазовой проницаемости (ОФП) нефти и воды. Дополнительно замеряют вязкости нефти и воды, использованные при проведении исследований. Затем делают расчеты и строят графики зависимостей относительной фазовой проницаемости от водонасыщенности образца. Для получения графиков задаются критические точки. С учетом этих критических точек на основе полученных графиков относительных фазовых проницаемостей затем на их основе строят функцию Бакли-Ливеретта и ее производную, характеризующие распределение водонасыщенности при поршневом вытеснении в математическом моделировании процессов фильтрации. 2 табл., 3 ил., 1 пр.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке продуктивного пласта и определении параметров продуктивного коллектора. Техническим результатом является повышение точности определения показателей, характеризующих состояние призабойной зоны пласта. Способ комплексной оценки состояния призабойной зоны пласта включает эксплуатацию скважины на установившемся режиме перед проведением гидродинамического исследования, гидродинамическое исследование скважины методом восстановления давления, определение забойного давления и продолжающегося притока жидкости из пласта в скважину после ее остановки, и обработку результатов замеров. Причем при обработке результатов замеров определяют текущее пластовое давление методом произведения, проводят аппроксимацию данных результатов замеров, включающую при коэффициенте детерминации менее 0,99 разделение фактической кривой восстановления давления (КВД) на отдельные участки. Затем осуществляют подбор аппроксимирующих уравнений для выделенных участков, и деление всего периода проведения исследования на интервалы с постоянным шагом по времени. Рассчитывают для указанных интервалов значения забойного давления. Обрабатывают аппроксимированную КВД методом детерминированных моментов давления с определением пластового давления и безразмерного диагностического признака. Сравнивают полученное пластовое давление с давлением, определенным методом произведения. В случае, если они отличаются более чем на 0,3 МПа, выполняют процедуру аппроксимации с использованием других аппроксимирующих уравнений. Далее по результатам определения пластового давления методом произведения оценивают степень восстановления забойного давления, полученного при исследовании скважины, и определяют коэффициент продуктивности скважины по режиму. Для уточнения положения обрабатываемого участка строят билогарифмический график. Выполняют обработку фактической и аппроксимированной КВД методом касательной с определением параметров удаленной зоны пласта. Сопоставляют результаты обработки фактической и аппроксимированной КВД методом касательной. В случае отличия коэффициентов проницаемости удаленной зоны пласта по фактической и аппроксимированной кривым, выполняют процедуру аппроксимации с использованием других аппроксимирующих уравнений. Далее определяют скин-фактор для КВД с практически полным не менее 99% восстановлением давления и для недовосстановленных КВД. Оценивают состояние призабойной зоны пласта по значениям диагностического признака и скин-фактора. Для КВД, обработка которых методом касательной не может быть выполнена, производят обработку дифференциальным или интегральным методами с учетом послепритока, предварительно выполнив процедуру аппроксимации кривых восстановления затрубного и буферного давлений для равноудаленных значений времени. Определяют параметры удаленной зоны пласта при использовании нескольких методов с учетом послепритока, в случае ухудшенного состояния призабойной зоны пласта определяют размеры и свойства призабойной зоны пласта, используя определенные ранее значения проницаемости удаленной зоны пласта. Оценивают состояние призабойной и удаленной зон пласта по значениям диагностического признака, проницаемости, гидропроводности, пьезопроводности и размеров призабойной зоны пласта. 11 ил.

Изобретение относится к способу и устройству для повышения добычи в месторождении, содержащем породу, которая включает в себя по меньшей мере один раскрываемый путем размельчения породы минерал ценного материала и по меньшей мере один другой минерал. Способ включает следующие этапы: выполнение процесса бурения посредством буровой установки для выемки породы, регистрацию по меньшей мере одного предопределенного параметра бурения для буровой установки, регистрацию по меньшей мере одного измеренного значения, характеризующего текущий режим бурения буровой установки, и выполнение вычислительного исключения зависимости по меньшей мере одного измеренного значения от по меньшей мере одного параметра бурения, причем получают по меньшей мере одну характеристику, зависимую от текстуры породы, и причем эту по меньшей мере одну характеристику применяют как меру величины зерна минерала для по меньшей мере одного минерала ценного материала в породе и для установления оптимальной степени размельчения при размельчении породы. 2 н. и 14 з.п. ф-лы, 4 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к разработке нефтяных низкопроницаемых месторождений. Техническим результатом является определение местоположения застойных и слабодренируемых нефтенасыщенных участков нефтяных низкопроницаемых залежей. Способ включает проведение фильтрационных экспериментов на кернах в стационарном режиме, построение зависимости скорости фильтрации жидкости от градиента давления, определение предельного градиента давления, соответствующего изменению характера фильтрации жидкости. Дополнительно проводят фильтрационные эксперименты на кернах различной проницаемости в нестационарном режиме, находят зависимость предельного градиента давления от проницаемости, строят карту модуля градиента пластового давления и карту проницаемости. Наносят квадратную сетку на карту модуля градиента пластового давления и карту проницаемости, оценивают для каждой ячейки сетки значения модуля градиента пластового давления и коэффициента проницаемости, по зависимости предельного градиента давления от проницаемости вычисляют для каждой ячейки сетки значения предельного градиента давления, сравнивают полученные в ячейках значения предельного градиента давления со значениями модуля градиента пластового давления, выделяют ячейки, где модуль градиента пластового давления ниже значения предельного градиента давления, которые будут представлять собой застойную или слабодренируемую зону нефтяной залежи. 9 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для прогнозирования изменения характеристик призабойной зоны нефтегазосодержащих пластов. Техническим результатом является повышение точности и снижение трудоемкости прогнозирования изменения характеристик призабойной зоны пластов за счет комбинирования математического моделирования и лабораторных экспериментов. Сущность способа основывается на определении реологических свойств бурового раствора, фильтрата бурового раствора и пластового флюида, измерении свойств внешней фильтрационной корки, а также пористости и проницаемости образца керна. При этом создают математическую модель внешней фильтрационной корки. Прокачивают буровой раствор через образец керна и регистрируют динамику перепада давления на образце и расхода истекающей из образца жидкости. С помощью микротомографии определяют профиль концентрации проникших в образец твердых частиц бурового раствора. Создают математическую модель внутренней фильтрационной корки для описания динамики изменения концентрации частиц бурового раствора в поровом пространстве образца керна и сопутствующего изменения проницаемости образца керна. Создают сцепленную математическую модель внешней и внутренней фильтрационных корок, на основе которой с учетом свойств внешней фильтрационной корки определяют параметры математической модели внутренней фильтрационной корки, при которых одновременно воспроизводятся данные эксперимента по прокачке бурового раствора через образец керна и профиль концентрации проникших частиц бурового раствора. 12 з.п. ф-лы, 8 ил.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано при изучении возможного взаимодействия в недрах земли пластовых вод и жидких производственных отходов при закачивании последних в глубокозалегающие водоносные пласты. Техническим результатом является повышение эффективности определения совместимости жидких производственных отходов с пластовыми водами. Способ исследования совместимости жидких производственных отходов с пластовой водой, в котором на первом этапе исследований включают блок термостатирования, и закачивают в модель пласта пластовую воду, и определяют приемистость модели пласта по пластовой воде. На втором этапе исследований отключают блок термостатирования, закачивают в модель пласта жидкие производственные отходы и определяют приемистость модели пласта по жидким производственным отходам. На выходе из модели пласта перед измерением расхода пластовой воды и расхода смеси жидких производственных отходов с пластовой водой производят дегазацию. Совместимость жидких производственных отходов с пластовой водой констатируют, в случае если величина приемистости модели пласта по пластовой воде отличается от приемистости модели пласта по жидким производственным отходам не больше чем на 20%. 5 ил.
Наверх