Способ калибровки мультифазных расходомеров в рабочих условиях

Изобретение относится к нефтяной отрасли, может быть использовано для проверки мультифазных расходомеров в условиях эксплуатации нефтяных скважин. Технический результат направлен на повышение точности определения калибровочных коэффициентов мультифазного расходомера и обеспечение возможности оперативного контроля и корректировки его показаний в условиях эксплуатации нефтяных скважин. Способ включает разделение продукции скважины на газовую и жидкую составляющие. Измерение расхода жидкой составляющей посредством последовательно установленных друг относительно друга эталонного кориолисового расходомера и калибруемого мультифазного расходомера. Измерение расхода газовой составляющей посредством расходомера-счетчика газа. Для каждого из установленных значений расхода продукции нефтяной скважины измеряют перепад давления ΔPi на калибруемом мультифазном расходомере при различных значениях объемного расхода Qгi газовой составляющей и/или массового расхода жидкости Qmi. Полученные значения расходов продукции нефтяной скважины: Qгi и Qmi и соответствующие им перепады давления ΔPi заносят в память контроллера калибруемого мультифазного расходомера. В процессе эксплуатации скважины уточняют калибровочные коэффициенты расхода. В случае превышения разницы между сравниваемыми значениями заданных значений абсолютной погрешности измерения расходов мультифазным расходомером принятие значений Qmi и Qгi в качестве эталонных. 1 ил.

 

Изобретение относится к нефтяной отрасли и может быть использовано для калибровки мультифазных расходомеров в условиях эксплуатации нефтяных скважин.

Нефтяные месторождения, как правило, обустраиваются следующим образом [1]. На кустовой площадке находится несколько нефтедобывающих скважин, оснащенных глубинным насосным оборудованием. Все добывающие скважины подключаются к групповым замерным установкам (ГЗУ), обеспечивающим периодический контроль дебита каждой отдельной скважины.

Недостаток всех существующих ГЗУ в том, что, даже обеспечив периодическое (по заданной программе) надежное измерение продукции каждой в отдельности скважины в течение 4…6 часов, нефтяники не получают в режиме реального времени оперативную информацию о режимах работы каждой скважины и куста нефтяных скважин в целом.

В последнее время в технической литературе и патентных источниках как стран дальнего и ближнего зарубежья, так и в РФ, все чаще проходит информация о применении в системах измерения, сбора, подготовки и транспортировки нефти мультифазных (бессепарационных) расходомеров, осуществляющих в режиме реального времени непрерывный мониторинг (измерение) суммарных (по кусту нефтяных скважин) дебитов продукции (по нефти, газу и воде) [2, 3].

Известные расходомеры многофазных потоков (мультифазные расходомеры), разработанные специально для нефтедобывающих предприятий, гарантируют высокие технические, эксплуатационные и метрологические характеристики.

В [4] дан пример совмещения в одном техническом решении обустройства куста нефтяных скважин автоматизированной замерной групповой установки, мультифазного насоса и мультифазного (бессепарационного) расходомера (МФР).

Тем не менее есть одна техническая трудность, с которой сталкиваются производственники, эксплуатирующие комплексы, включающие в себя МФР. Речь идет о метрологическом обеспечении, конкретно о калибровке мультифазных расходомеров. Мультифазные расходомеры являются сложными измерительными устройствами, включающими в себя преобразователи расхода водонефтегазовой смеси с тонкой технологией их изготовления, а также мощные вычислительные средства, реализующие сложные алгоритмы обработки технологической информации. Естественно все это накладывает определенные трудности на проблему калибровки расходомеров в процессе их эксплуатации.

Большинство используемых в настоящее время способов калибровки содержит операцию извлечения калибруемого расходомера из трубопровода, в котором он работает. В противовес этому, существуют явные преимущества в том, чтобы калибровку расходомера можно было производить на месте, поскольку этот способ автоматически обеспечивает компенсацию влияния рабочих условий, способных оказывать воздействие на точность и воспроизводимость результатов при эксплуатации расходомеров, например механической нагрузки на измерительное устройство, конфигурации трубопровода, изменений расхода, давления жидкости и температуры окружающей среды, а также состава жидкости.

Основная трудность в данном конкретном случае состоит в реализации такой метрологической установки, которая бы максимально имитировала объект измерения, то есть продукцию нефтяной скважины, а именно водонефтегазовую смесь. Известны [5, 6] испытательные стенды с использованием реальной рабочей среды (нефти, воды, газа и их смесей). Данные установки (стенды) уникальны, однако процесс калибровки влечет за собой выведение расходомеров из эксплуатации с дальнейшей их отправкой на эти или подобные им испытательные стенды.

Известен способ и устройство для калибровки многофазных расходомеров, с помощью замерных установок [7], в которых в качестве эталона, что естественно для нефтяных промыслов с кустовыми площадками, используются групповые замерные установки. Собственно и техническое решение, данное в [4], в котором по существу и происходит сличение измерений расхода ГЗУ как эталона и измерений расхода МФР, можно использовать как устройство для калибровки мультифазных расходомеров. Несмотря на ряд удачных попыток модернизации групповых замерных установок, можно констатировать, что недостаток ГЗУ (применяемых ранее и модернизированных) состоит, во-первых, в их чрезвычайной капиталоемкости перехода на многофазный учет, технической избыточности и сложности, а во-вторых, в данных комплексах является проблематичным оперативно получать требуемые для калибровки МФР соотношения объемов нефти и газа. И последнее: данный способ решает проблему калибровки МФР для кустов нефтяных скважин, обустроенных групповыми замерными установками, но для удаленных и одиночных скважин проблема калибровки МФР или не решается вовсе, или может быть решена слишком дорогой ценой.

Известен способ повышения точности проверки, в том числе и калибровки расходомеров на месте в трубопроводе в рабочих условиях [8]. Основным достоинством (по мнению авторов этого способа) является возможность повышения точности калибровки (точности установки калибровочного коэффициента измерительного устройства) за счет усреднения показаний ряда эталонных расходомеров, то есть за счет набора статистики.

Недостатком данного способа калибровки расходомеров и устройства для его реализации, на наш взгляд, является его техническая сложность и перегруженность, а также низкая надежность получения требуемого результата, поскольку увеличивается риск отказа одного или нескольких эталонных расходомеров. Немаловажен и тот факт, что существует определенная трудность поддержания требуемых точностных характеристик эталонных расходомеров.

Из аналогов наиболее близкими техническими решениями к заявляемому способу и устройству для его реализации являются устройство и способ проверки, в том числе и калибровки, любых расходомеров на месте в рабочих условиях эксплуатации [9]. Для реализации данного способа используют три расходомера: эталонный, контрольный и калибруемый расходомеры. Контрольный расходомер идентичен эталонному расходомеру и предназначен для определения достоверности показаний эталонного расходомера. Методом сравнения показаний эталонного и поверяемого расходомеров определяют калибровочные коэффициенты измерения расхода проверяемого расходомера.

Но и этот аналог, принятый за прототип, имеет существенный недостаток, который состоит в том, что и эталонный расходомер, и контрольный расходомер сами являются источником дополнительного вибрационного воздействия. Поскольку указанные расходомеры идентичны конструктивно, то их резонансные частоты также равны, что влечет за собой взаимовлияние устройств, работающих на одной частоте, и соответственно такой режим приводит к дополнительной погрешности измерения.

Задачей, на решение которой направлено заявленное изобретение, является повышение точности определения калибровочных коэффициентов мультифазного расходомера и обеспечение возможности оперативного контроля и, соответственно, корректировки его показаний в рабочих условиях.

Технический результат достигается тем, что в способе калибровки мультифазных расходомеров в рабочих условиях, заключающемся в измерении расхода посредством последовательно установленных друг относительно друга эталонного кориолисового расходомера и калибруемого мультифазного расходомера, сравнении значений эталонного и калибруемого расходомеров и определении калибровочных коэффициентов расхода по газу и жидкости, предварительно продукцию нефтяной скважины разделяют в сепараторе на газовую и жидкую составляющие, эталонным кориолисовым расходомером измеряют массовый расход жидкой составляющей (водонефтяной смеси), а объемный расход газовой составляющей (свободного газа) измеряют расходомером-счетчиком газа, соединенным трубопроводом с входом в калибруемый мультифазный расходомер, причем калибровочные коэффициенты мультифазного расходомера по каналу измерения расхода свободного газа определяют по показаниям расходомера-счетчика газа, а по каналу измерения расхода водонефтяной смеси - по показаниям эталонного расходомера, при этом дополнительно из всего диапазона технологически возможных изменений расхода продукции нефтяной скважины выбирают не менее трех его значений, для каждого из этих значений измеряют перепад давления ΔPi на калибруемом мультифазном расходомере при различных значениях объемного расхода Qгi газовой составляющей и/или массового расхода водонефтяной смеси Qmi соответственно для каждого значения (не менее трех) технологически обоснованных изменений расхода свободного газа, значения расходов продукции нефтяной скважины: водонефтяной смеси при различных значениях объемного расхода свободного газа Qгi; свободного газа при различных значениях расхода водонефтяной смеси Qmi и соответствующие им перепады давления ΔPi заносят в память контроллера калибруемого мультифазного расходомера и, в дальнейшем, в процессе эксплуатации скважины уточняют калибровочные коэффициенты расхода мультифазного расходомера путем измерения текущих численных значений перепадов давления Δ P i t и соответствующих им расходов свободного газа Q г i t , водонефтяной смеси Q m i t и их сравнения (попарно) с занесенными в память контроллера численными значениями Qгi, Qmi и ΔPi, эквивалентными, соответственно, численным значениям Q m i t , Q г i t , Δ P i t , и, в случае превышения разницы между сравниваемыми значениями заданных значений абсолютной погрешности измерения расходов мультифазным расходомером, принятии значений Qгi и Qmi в качестве эталонных.

Предварительное разделение продукции нефтяной скважины в сепараторе на газовую и жидкую составляющие и измерение объемного расхода газовой составляющей расходомером-счетчиком газа, соединенным трубопроводом с входом в калибруемый мультифазный расходомер, позволяет повысить точность определения калибровочных коэффициентов по каналу измерения расхода свободного газа.

Измерение перепада давления ΔPi на калибруемом мультифазном расходомере для выбранных значений расхода продукции нефтяной скважины при различных значениях объемного расхода Qгi газовой составляющей и/или массового расхода водонефтяной смеси Qmi, соответственно для каждого значения (не менее трех) технологически обоснованных изменений расхода свободного газа и занесение значений расходов продукции нефтяной скважины: водонефтяной смеси при различных значениях объемного расхода свободного газа Qгi; свободного газа при различных значениях расхода водонефтяной смеси Qmi и соответствующих им перепадов давления ΔPi в память контроллера калибруемого мультифазного расходомера позволяет сформировать таблицу соответствий эталонных значений расхода жидкости и газа определенным значениям перепада давления на мультифазном расходомере, которая может быть использована для определения поправок в калибровочные коэффициенты мультифазного расходомера в ходе его работы и являются дополнительными данными, позволяющими повысить точность проверки и, соответственно, калибровки мультифазного расходомера.

Уточнение калибровочных коэффициентов расхода мультифазного расходомера путем измерения текущих численных значений перепадов давления Δ P i t и соответствующих им расходов свободного газа Q г i t , водонефтяной смеси Q m i t и их сравнения (попарно) с занесенными в память контроллера численными значениями Qгi, Qmi и ΔPi, эквивалентными, соответственно, численным значениям Q m i t , Q г i t , Δ P i t , и, в случае превышения разницы между сравниваемыми значениями заданных значений абсолютной погрешности измерения расходов мультифазным расходомером, принятии значений Qгi и Qmi в качестве эталонных, позволяет произвести оперативную проверку работы мультифазного расходомера и скорректировать калибровочные коэффициенты даже при выходе из строя эталонного расходомера, что позволяет повысить точность учета дебита нефтяных скважин.

Заявленный способ реализуется устройством для проверки мультифазных расходомеров, схема которого представлена на фиг.1.

Продукция скважины при закрытом 1 и открытом 2 шаровых кранах подается на вход сепаратора 3 с трубопроводами 4 и 5 отведения в нефтесборный коллектор 6 свободного газа и водонефтяной смеси, на которых соответственно установлены шаровые краны 7 и 8, обратный клапан 9 и эталонный кориолисовый расходомер 10, обратный клапан 11, шаровый кран 12 и в параллель подключенный к нему через два шаровых крана 13 и 14, соответственно по входу и выходу, мультифазный расходомер 15, обратный клапан 16, трубопровод отведения свободного газа 4, со стороны выхода шарового крана 7, соединен дополнительным трубопроводом 17, на котором установлены шаровый кран 18, расходомер-счетчик 19 свободного газа и обратный клапан 20, с входом мультифазного расходомера 15, к которому подключен преобразователь 21 дифференциального давления (ПДД).

Способ калибровки мультифазных расходомеров в рабочих условиях реализуется следующим образом.

Продукция скважины при закрытом шаровом кране 1 и при открытом шаровом кране 2 поступает в сепаратор 3, где происходит сепарация газожидкостной смеси и соответственно разделение продукции на две составляющие: на газ и жидкость, которые направляются по соответствующим трубопроводам 4 и 5 в нефтесборный коллектор 6. Газ движется через шаровый кран 7, посредством которого осуществляется регулировка объема отбора газа из сепаратора 3, через шаровый кран 8, обратный клапан 9 и поступает в нефтесборный коллектор 6. Жидкость (водонефтяная смесь) движется через эталонный кориолисовый расходомер (ЭКР) 10, с помощью которого измеряется массовый расход жидкости. Объемное содержание воды в жидкости измеряется поточным влагомером (на чертеже не показан). Для приведения расходных параметров, измеренных в рабочих условиях, к нормальному (стандартному) виду давление и температура жидкости измеряются соответственно преобразователями давления и температуры (на чертеже не показаны). Далее жидкость через обратный клапан 11, при закрытом шаровом кране 12 и открытых шаровых кранах 13 и 14 проходит через мультифазный расходомер 15 и далее поступает в нефтесборный коллектор 6.

В режиме максимального отбора газа, что достигается регулировкой шарового крана 7, направляют свободный газ по дополнительному трубопроводу 17, для чего открывается шаровый кран 18, далее газ проходит расходомер-счетчик свободного газа 19, которым измеряется объемный расход газа, и через обратный клапан 20 и шаровый кран 13 газ поступает на вход МФР 15. Дискретно по всему диапазону технологически обоснованных (относительно оптимального дебита скважины) расходов продукции нефтяной скважины изменяют данный расход, с учетом того, что сепаратор 3 настроен (шаровым краном 7) на максимальный отбор газа. Для каждого поочередно установленного значения расхода (задают не менее трех его значений по всему диапазону), измеренного ЭКР 10 и МФР 15, измеряют преобразователем дифференциального давления 21 перепад давления на мультифазном расходомере 15 для разных значений объемного расхода свободного газа, измеренного объемным расходомером-счетчиком газа 19. Далее калибруют МФР 15 по расходу водонефтяной смеси (нефти, при наличии влагомера) и по объемному расходу свободного газа, используя показания ЭКР 10 и расходомера-счетчика 19 газа. Объемный расход газа, поступающего совместно с жидкостью на вход мультифазного расходомера 15, задается регулировкой шаровых кранов 18 и 8. Откорректированные дискретные значения расходов водонефтяной смеси Qmi, полученные по результатам калибровки МФР, соответствующие им перепады давления ΔРi, на мультифазном расходомере 15 для ряда дискретных численных значений объемного расхода газа Qгi по всему его диапазону изменения, а также откорректированные дискретные значения расходов свободного газа Qгi при различных значениях расхода водонефтяной смеси Qmi заносятся в память контроллера МФР 15. В дальнейшем, зависимости перепада давления ΔР на МФР 4 от расхода водонефтяной смеси Qmi для различного процентного содержания в ней газа Qгi и, соответственно, от расхода свободного газа Qгi для различного процентного содержания в ней водонефтяной смеси, используются для проверки работы МФР 4 в рабочих условиях эксплуатации. Для этого в рабочих условиях действующей скважины замеряют с помощью МФР 15 текущие численные значения расхода водонефтяной смеси Q m i t (нефти, при наличии влагомера) и объемного расхода газа Q г i t , и одновременно преобразователем дифференциального давления 21 замеряют перепады давления Δ P i t , соответствующие измеренным значениям расходных параметров.

Сравнивают попарно численное значение перепада давления Δ P i t и соответствующие ему численные значения текущих измерений расходных параметров по водонефтяной смеси Q m i t , и свободному газу Q г i t , соответственно с численными значениями табличных данных ΔPi, Qmi и Qгi, содержащихся в памяти контроллера и эквивалентными, соответственно, расходным параметрам текущих измерений по водонефтяной смеси Q m i t и свободному газу Q г i t . В случае превышения разницы между сравниваемыми значениями заданных значений абсолютной погрешности измерения расходов мультифазным расходомером, вносят поправки в калибровочные коэффициенты мультифазного расходомера, принимая значения Qmi и Qгi в качестве эталонных значений.

Правомочность такого подхода к проблеме калибровки мультифазных расходомеров объясняется следующим образом. Мультифазный расходомер, измеряющий массовый расход жидкости, по своей физической сути является сужающим устройством в трубопроводе и, как всякое сужающее устройство в потоке жидкого или газообразного вещества, устанавливает связь между скоростью потока и давлением в нем [10].

Относительно хранения расходных параметров Qmi и Qгi и соответствующих им перепадов давления ΔPi в виде табличных данных, можно добавить следующее. В зависимости от опыта наработки данным способом калибровки мультифазных расходомеров, наряду с хранением информации в виде табличных данных, последние могут быть трансформированы в функциональные зависимости или номограммы, с дальнейшим их использованием для целей калибровки мультифазных расходомеров, естественно, с соответствующим программным обеспечением.

Предлагаемый способ позволяет обеспечить калибровку мультифазного расходомера в рабочих условиях эксплуатации скважин путем выявления на нем зависимости перепада давления от расхода водонефтяной смеси, что позволяет произвести дополнительную (контрольную) проверку работы мультифазного расходомера при работающем эталонном расходомере, и, тем самым, повысить точность его калибровки, а также обеспечить проверку работоспособности мультифазного расходомера в процессе его работы без использования эталонного расходомера, например при его отказе (осуществления самоконтроля работоспособности мультифазного расходомера в рабочих условиях).

Источники информации

1. Абрамов Г.С., Барычев А.В. Практическая расходометрия в нефтяной промышленности. - М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2002. - 460 с. (стр. 28, 29; 36…40; 165…171).

2. Описание типа средств измерений для государственного реестра. Расходомеры многофазных потоков MPFM 1900 VI и MPFM 1900 VI Non-Gamma. Регистрационный №31090-06, 2006, - 4 с.

3. Описание типа средств измерений для государственного реестра. Расходомеры многофазные моделей VX и FR. Регистрационный №21363-01, 5 с.

4. Заявка №2011134553/03(051192), решение о выдаче патента на изобретение от 10.01.2013).

5. Зимин М.И. Метрологическое обеспечение средств расходометрии. Материалы Общероссийской научно-практической конференции «25-летие Тюменской научно-производственной школы расходометрии». - М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2004. - 176 с. (стр. 19-22).

6. НТЖ Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2013. - №3, - с. 19-24.

7. Заявка №2011131389, публ. 10.02.2013.

8. Патент РФ №2380660, публ. 20.02.2009.

9. Патент РФ №2262670, публ. 10.02.2005.

10. Альтшуль А.Д., Киселев П.Г. Гидравлика и аэродинамика (Основы механики жидкости). Учебное пособие для вузов. Изд. 2-е, перераб. и доп. М., Стройиздат, 1975, 323 с. (стр. 301-308).

Способ калибровки мультифазных расходомеров в рабочих условиях, заключающийся в измерении расхода посредством последовательно установленных относительно друг друга эталонного кориолисового расходомера и калибруемого мультифазного расходомера, сравнении значений эталонного и калибруемого расходомеров и определении калибровочных коэффициентов расхода по газу и жидкости, отличающийся тем, что предварительно продукцию нефтяной скважины разделяют в сепараторе на газовую и жидкую составляющие, эталонным кориолисовым расходомером измеряют массовый расход жидкой составляющей (водонефтяной смеси), а объемный расход газовой составляющей (свободного газа) измеряют расходомером-счетчиком газа, соединенным трубопроводом с входом в калибруемый мультифазный расходомер, причем калибровочные коэффициенты мультифазного расходомера по каналу измерения расхода свободного газа определяют по показаниям расходомера-счетчика газа, а по каналу измерения расхода водонефтяной смеси - по показаниям эталонного расходомера, при этом дополнительно из всего диапазона технологически возможных изменений расхода продукции нефтяной скважины выбирают не менее трех его значений, для каждого из этих значений измеряют перепад давления ΔPi на калибруемом мультифазном расходомере при различных значениях объемного расхода Qгi газовой составляющей и/или массового расхода водонефтяной смеси Qmi соответственно для каждого значения (не менее трех) технологически обоснованных изменений расхода свободного газа, значения расходов продукции нефтяной скважины: водонефтяной смеси при различных значениях объемного расхода свободного газа Qгi; свободного газа при различных значениях расхода водонефтяной смеси Qmi и соответствующие им перепады давления ΔPi заносят в память контроллера калибруемого мультифазного расходомера и, в дальнейшем, в процессе эксплуатации скважины уточняют калибровочные коэффициенты расхода мультифазного расходомера путем измерения текущих численных значений перепадов давления Δ P i t и соответствующих им расходов свободного газа Δ Q г i t , водонефтяной смеси Q m i t и их сравнения (попарно) с занесенными в память контроллера численными значениями Qгi, Qmi и ΔPi, эквивалентными, соответственно, численным значениям Q m i t , Q г i t , P i t , и, в случае превышения разницы между сравниваемыми значениями заданных значений абсолютной погрешности измерения расходов мультифазным расходомером, принятии значений Qгi и Qmi в качестве эталонных.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к приборостроению, в частности к устройствам, передающим давление жидкости или газа, и может быть использовано в метрологических целях для калибровки или поверки средств измерения и контроля давления.

Изобретение относится к области расходомеров. Более конкретно, изобретение описывает прувер расходомера, способ поверки расходомера и компьютер прувера расходомера.

Изобретение относится к области транспорта и может быть использовано в устройстве для диагностики неисправностей расходомера (11) воздуха в двигателе внутреннего сгорания.

Изобретение относится к контрольно-измерительной технике и может быть использовано для калибровки расходомеров многофазного потока без предварительной сепарации, например при измерении дебита нефтяных скважин.

Изобретение относится к области техники, связанной с количественными оценками расхода жидкости произвольной плотности. Способ экспресс-оценки мощности притока жидкости в резервуар включает непрерывное прямое измерение давления в одной точке ниже уровня находящейся в резервуаре жидкости, предварительное определение плотности этой жидкости по гидростатической формуле через значения измеренного давления и уровня жидкости, определение на основе измеренного давления и плотности жидкости текущего значения высоты переменного уровня жидкости.

Изобретение относится к устройствам для испытания или калибровки многофазных расходомеров учета продукции нефтяных скважин. Устройство воспроизведения расходов газожидкостных потоков содержит емкости 1, 2 и 3 для сжиженного газа, нефти и воды, линии 4, 5 воспроизведения расходов, сепарационную емкость 6, размещенную в пространстве над емкостью предварительной подготовки жидких компонентов 7, содержащей смеситель 8 в виде системы 9 циркуляции затопленных струй, и сообщенную с активным соплом 12 двухфазного струйного аппарата 13, газовая полость 14 сепарационной емкости 6 соединена с его пассивным соплом 17, а приемная полость 18 через испытуемый 19 и контрольный 20 многофазные расходомеры сообщена с его камерой смешения 21.

Группа изобретений относится к области измерительной техники и может быть использована для метрологической аттестации уровнемеров. Технический результат: возможность проведения метрологической аттестации двух датчиков уровня одновременно с погрешностью не более ±0,1 мм по всей длине уровнемера в непрерывном режиме с минимальным шагом 1 мм и длине уровнемера до 4000 мм.

Изобретение относится к области приборостроения, а именно к способам поверки электромагнитных расходомеров. Способ поверки электромагнитных расходомеров включает подачу напряжения на вход измерительного устройства, входящего в состав расходомера, выделенного на сопротивлении, включенном последовательно с катушками возбуждения первичного преобразования расхода и сформированного симметричным резисторным делителем напряжения.

Изобретение относится к приборостроению, а именно к технике измерения расхода жидких металлов с помощью электромагнитного способа, т.е. .

Изобретение относится к расходоизмерительной технике и может применяться при калибровке ультразвуковых счетчиков-расходомеров однофазных жидкостей (газов) в нефтяной, нефтеперерабатывающей, газовой и других отраслях промышленности.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к конструкциям скважин с горизонтальным стволом. Конструкция скважины включает эксплуатационную колонну с герметичными разобщителями интервалов пласта горизонтального ствола и перфорационными отверстиями между разобщителями.

Группа изобретений относится к моделированию конструкции и эксплуатационных характеристик скважин, а также к мониторингу скважин. Способ оценки доли притока флюида из каждой продуктивной зоны многозонной эксплуатационной скважины включает определение давления на устье скважины.

Изобретение относится к области измерения и контроля дебита нефтяных скважин и может быть использовано в информационно-измерительных системах добычи, транспорта, подготовки нефти, газа и воды.

Изобретение относится к области геофизических исследований нефтяных и газовых скважин, а именно к определению профиля притока флюидов, поступающих в скважину из продуктивных пластов многопластовых коллекторов.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при определении интервалов скважины с заколонным движением жидкости. Технический результат направлен на повышение достоверности получаемых результатов при определении интервалов заколонного движения жидкости скважин, эксплуатируемых на залежах вязкой и сверхвязкой нефти.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при исследовании скважины. Техническим результатом является определение заколонных перетоков при потоке жидкости за скважиной сверху вниз.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при исследовании скважины. В предложенном изобретении решается задача повышения достоверности обнаружения перетоков вверх за эксплуатационной колонной и вертикальных движений флюидов в заколонном пространстве в скважинах с перфорированными двумя и более пластами.
Изобретение относится к газонефтедобывающей промышленности, в частности к исследованиям газонасыщенных пластов. Способ гидродинамических исследований газонасыщенных пластов без выпуска газа на поверхность включает спуск на колонне бурильных труб или НКТ в скважину компоновки испытательного оборудования в виде испытателя пластов с пакером и геофизическими датчиками в заданный интервал исследования газонасыщенного пласта.

Изобретение относится к области нефтегазовой промышленности и может быть использовано при разработке газовых месторождений. Техническим результатом предлагаемого изобретения является уточнение даты изменения коэффициентов фильтрационного сопротивления призабойной зоны за счет учета основных факторов, характеризующих степень обводнения призабойной зоны пласта.

Изобретение относится к газодобывающей промышленности. Техническим результатом является упрощение контроля герметичности, что приводит к повышению надежности и безопасности эксплуатации подземных хранилищ газа (ПХГ).

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей отрасли и может быть использована для оперативного учета дебитов продукции газоконденсатных и нефтяных скважин в режиме реального времени. Технический результат направлен на обеспечение оперативного и точного измерения количества сепарированной жидкости, попутного газа и газоконденсата с возможностью определения их состава. Установка для измерения дебита продукции нефтяных скважин содержит гидроциклонный сепаратор с конденсатосборником. Жидкостную трубопроводную линию, соединенную с конденсатосборником, и газовую трубопроводную линию, соединенную с гидроциклонным сепаратором. Расходомер жидкости, установленный в жидкостной линии, расходомер газа, установленный в газовой линии. Установка снабжена по меньшей мере одним пробозаборником в газовой линии и дополнительной сепарационной установкой, выполненной с возможностью определения содержания конденсата в газе. Газожидкостную смесь непрерывно подают в гидроциклонный сепаратор с конденсатосборником, непрерывно разделяют газожидкостную смесь в гидроциклонном сепараторе на жидкость и газ. Подают газ и жидкость на газовую и жидкостную трубопроводные линии с расходомерами газа и жидкости, определяют расход газа и жидкости с помощью расходомеров, при этом отбирают пробу газа из газовой линии с помощью пробозаборника. Анализируют содержание конденсата в пробе газа с помощью дополнительной сепарационной установки и определяют дебиты продукции скважины с учетом содержания конденсата в газе по данным дополнительной сепарационной установки. 2 н. и 23 з.п. ф-лы, 1 ил., 3 табл.

Изобретение относится к нефтяной отрасли, может быть использовано для проверки мультифазных расходомеров в условиях эксплуатации нефтяных скважин. Технический результат направлен на повышение точности определения калибровочных коэффициентов мультифазного расходомера и обеспечение возможности оперативного контроля и корректировки его показаний в условиях эксплуатации нефтяных скважин. Способ включает разделение продукции скважины на газовую и жидкую составляющие. Измерение расхода жидкой составляющей посредством последовательно установленных друг относительно друга эталонного кориолисового расходомера и калибруемого мультифазного расходомера. Измерение расхода газовой составляющей посредством расходомера-счетчика газа. Для каждого из установленных значений расхода продукции нефтяной скважины измеряют перепад давления ΔPi на калибруемом мультифазном расходомере при различных значениях объемного расхода Qгi газовой составляющей иили массового расхода жидкости Qmi. Полученные значения расходов продукции нефтяной скважины: Qгi и Qmi и соответствующие им перепады давления ΔPi заносят в память контроллера калибруемого мультифазного расходомера. В процессе эксплуатации скважины уточняют калибровочные коэффициенты расхода. В случае превышения разницы между сравниваемыми значениями заданных значений абсолютной погрешности измерения расходов мультифазным расходомером принятие значений Qmi и Qгi в качестве эталонных. 1 ил.

Наверх