Способ измерения дебита продукции нефтяных скважин и устройство для его осуществления


 


Владельцы патента RU 2541991:

Сафаров Рауф Рахимович (RU)

Изобретение относится к технике, используемой в нефтедобывающей промышленности, и предназначено для замера и учета продукции нефтяных скважин. Технический результат направлен на повышение качества и эффективности измерения дебита продукции нефтяных скважин. Способ, в котором из продукции нефтяных скважин в виде нефтеводогазовой смеси выделяют чистую воду системой сифонов за счет создания гидравлического затвора для прохождения нефти и эмульсии. Накапливают прошедшие через гидравлический затвор нефти и эмульсии, переключением и созданием гидравлического затвора для прохождения чистой воды, для последующей идентификации плотномером и измерения объемным расходомером. При накоплении до соответствующего уровня жидкости создают гидравлический затвор для прохождения газа. Под действием возрастающего давления газа, с открытием комбинированного регулятора расхода производят выдавливание жидкости из отстойников. С падением уровня жидкости в отстойниках гидравлический затвор ликвидируют, и начинается проход газа через комбинированный расходомер, комбинированный регулятор расхода. Замеряют давление и температуру во время сброса его в общий коллектор. Замеряют объемный расход компонентов нефти, эмульсии, воды и газа. Поддерживают давление среды в заданном интервале его значений. Рассчитывают параметры процесса измерения и дебита нефтяных скважин и при этом обеспечивают подбором сечения в трубопроводах гидрозатворов соотношения скоростей потока жидкостей или газа со скоростью всплытия пузырьков нефти и эмульсии в воде или газа в жидкости. Устройство, в котором газовая линия содержит газовый расходомер и газовый регулятор расхода. Газосепаратор в нижней части связан с общим коллектором комбинированным расходомером, комбинированным регулятором расхода и плотномером через буферную емкость, которая соединена с разделительной емкостью газовым трубопроводом и жидкостным трубопроводом. Разделительная емкость и буферная емкость, соединенные газовым трубопроводом, образуют прямой и оппозитный сифон, а соединенные жидкостным трубопроводом - оппозитный сифон. Буферная емкость связана с общим коллектором измерительной линией. Разделительная емкость связана с основной газовой линией газовым трубопроводом, а с газосепаратором через вертикальный отстойник, вертикальный трубопровод и трубопроводы, образующие два прямых сифона и два оппозитных сифона. Между зоной вертикального отстойника и вертикального трубопровода в газосепараторе установлены перегородки. Микропроцессор соединен с газовым расходомером, газовым регулятором расхода, комбинированным расходомером, комбинированным регулятором расхода и плотномером. 2 н.п. ф-лы, 1 ил.

 

Изобретение относится к технике, используемой в нефтедобывающей промышленности, и предназначено для замера и учета продукции нефтяных скважин.

Известно устройство для измерения дебита скважин (RU: патент на изобретение №2199662 С2, от 29.05.2001: E21B 47/10), содержащее газосепаратор с поплавком, связанным с заслонкой на газовой линии, сообщенный жидкостной и, через заслонку, газовой линиями с общей линией, включающее также счетчик жидкости, клапан с подпружиненным штоком дискретного действия с магнитной фиксацией, седло клапана, шайбу из магнитного материала, укрепленную на штоке и расположенную между кольцевыми магнитами, установленными в магнитопроводах, жестко прикрепленных к корпусу, взаимодействующими с шайбой при перемещении штока, и фиксирующие ее в крайних положениях, дроссель, установленный в проходном сечении седла клапана и жестко соединенный со штоком последнего. Способ подготовки и измерения дебита продукции заключается в том, что в постоянном процессе сепарации нефтеводогазовой смеси из скважины, путем дробления ее потока, смесь разделяют на две фазы (продукты разделения): газовую и жидкую; затем, в постоянно повторяющемся цикле измерения, последовательно выполняют следующие операции: газовую фазу сбрасывают в общую линию, а жидкую фазу накапливают и разделяют при этом на компоненты путем отстоя в гравитационном поле, причем операцию осуществляют до достижения фазой заданного уровня, вследствие чего этим перекрывают сброс газовой фазы и накапливают ее до создания заданного перепада давлений газовой фазы в газосепараторе и среды в общей линии, и, как следствие этого, затем сбрасывают жидкую фазу в общую линию, при этом измеряют ее расход и открывают сброс газовой фазы.

Недостатками известных способа и устройства являются:

- сброс жидкой фазы в виде неупорядоченной последовательности чередующихся порций отстоявшихся компонентов, неопределенного объема, что не способствует качественной подготовке перед подачей в товарный парк;

- измерение дебита только жидкой фазы - смеси двух компонентов: нефти и воды;

- отсутствие способа и средств удаления газа, выделившегося из раствора в жидкой фазе при подаче ее жидкостной линией из газосепаратора к счетчику жидкости, что значительно снижает точность измерения.

Известно устройство для измерения дебита нефтяных скважин (SU; авт. свид. №1553661 А1, от 30.03.1990; E21B 47/10), содержащее вертикальный цилиндрический сепаратор с гидроциклоном, датчики уровня, датчики давления и температуры, газовую линию с клапаном дискретного действия, впускную и выпускную жидкостные линии, успокоительные решетки, нижнюю и верхнюю, и микропроцессор. Способ измерения дебита включает подготовку продукции нефтяных скважин к измерению дебита и непосредственно само измерение, выполняемые в заданном порядке: подача нефтеводогазовой смеси из нефтяных скважин на сепарацию, разделение ее в гидроциклоне инерционным воздействием, на жидкую и газовую фазы, сброс газовой фазы в общий коллектор, накопление жидкой фазы в полости измерения и разделение ее при этом на компоненты отстоем в гравитационном поле, сглаживание пульсаций поля скоростей ее неупорядоченного перемещения, вычисление ее объемного и массового дебитов и относительного содержания нефти и воды в ней, по известным их плотностям, путем измерения времени заполнения объема полости измерения жидкой фазой и измерения массы этого объема жидкой фазы методом гидростатического взвешивания ее столба, затем по заполнении объема полости измерения жидкой фазой до заданного уровня, перекрытие сброса газовой фазы и ее накопление с одновременным измерением давления и температуры и, как следствие этого, вытеснение жидкой фазы в сборный коллектор давлением газовой фазы, в процессе которого вычисляют дебит газовой фазы по времени вытеснения.

Известные способ и устройство имеют ряд недостатков:

- сброс жидкой фазы в виде неупорядоченной последовательности чередующихся порций отстоявшихся компонентов неопределенного объема, что не способствует качественной последующей подготовке ее перед подачей в товарный парк;

- нет непосредственного замера плотностей воды, газа и нефти, текущие значения величин которых необходимы для расчета микропроцессором дебита компонентов продукции скважины;

- не учитывается при определении дебита газовой фазы изменение давления и температуры ее за время процесса вытеснения;

- не стабилизируется величина давления газовой фазы;

- нет средств для удаления газа, выделившегося из раствора в жидкой фазе при прохождении ею выпускной жидкостной линии, что может отрицательно сказаться на работе последней как сифона;

- не учитывается при определении дебита газовой фазы объем жидкой фазы, дополнительно поступившей в сепаратор во время процесса вытеснения;

- не используются потенциальные возможности способа, проявляющиеся в результате естественного разделения на компоненты жидкой фазы во время ее накопления, для замера плотности компонентов и сохранения устойчивого состояния разделенности жидкой фазы на компоненты при подаче ее в общий коллектор.

Наиболее близкими по технической сущности и достигаемому результату к заявляемому являются устройство для дифференцированного измерения дебита нефтяных скважин (RU; патент на изобретение №2406823 C1, от 14.09.2009; E21B 47/10), содержащее газосепаратор, гидроциклон, сепаратор со сливами и барьерными гидрозапорами, клапаны дискретного действия, объемные счетчики, газожидкостные затворы, газовую линию, датчики уровня, давления, температуры, микропроцессор, и способ дифференцированного измерения дебита нефтяных скважин, содержащий подачу продукции из скважин в виде нефтеводогазовой смеси в сепаратор, разделение ее в гидроциклоне на жидкую и газовую фазы, сброс газовой фазы в общий коллектор с одновременным измерением ее давления и температуры, накопление жидкой фазы, разделение ее на компоненты отстоем в гравитационном поле, сглаживание пульсаций поля скоростей неупорядоченного перемещения жидкой фазы, определение ее объемного и массового дебитов, содержания нефти и воды в ней по известным их плотностям, затем по окончании накопления жидкой фазы до заданного уровня перекрытие сброса газовой фазы и накопление ее и, как следствие перекрытия, вытеснение жидкой фазы в общий коллектор, а по окончании его открытие сброса газовой фазы и определение ее дебита.

Известные способ и устройство имеют следующие недостатки:

- требуется длительное время для определения порции дебита воды, нефти и эмульсии и каждой из этих составляющих при большой обводненности продукции нефтяных скважин для более точного измерения порций компонентов определенного объема;

- не работает гидравлический затвор устройства по газу при большом газовом факторе продукции нефтяной скважины.

Задачей изобретения является повышение точности и качества измерения дебита нефтяных скважин по отдельным компонентам их продукции.

Техническим результатом заявляемого изобретения является исчерпывающе полное, с повышенным качеством и эффективностью измерение дебита продукции нефтяных скважин за счет интенсификации процесса сепарации нефтеводогазовой смеси из скважин на компоненты, ее составляющие, непосредственного замера плотности компонентов и идентификации их по плотности, за счет раздельного определения значений дебитов смеси и компонентов по результатам замеров параметров процесса путем расчета на микропроцессоре по заданной программе его работы, стабилизации давления рабочей среды.

Поставленная задача решается, а технический результат достигается тем, что по способу измерения дебита продукции нефтяных скважин, включающему подачу продукции из скважин в виде нефтеводогазовой смеси в сепаратор, разделение ее в гидроциклоне на жидкую и газовую фазы, сброс газовой фазы в общий коллектор с одновременным измерением ее давления и температуры, накопление жидкой фазы, разделение ее на компоненты отстоем в гравитационном поле, сглаживание пульсаций поля скоростей неупорядоченного перемещения жидкой фазы, определение ее объемного и массового дебитов, содержания нефти и воды в ней по известным их плотностям, затем по окончании накопления жидкой фазы до заданного уровня перекрытие сброса газовой фазы и накопление ее и, как следствие перекрытия, вытеснение жидкой фазы в общий коллектор, а по окончании его открытие сброса газовой фазы и определение ее дебита, согласно изобретению, из продукции нефтяных скважин в виде нефтеводогазовой смеси выделяют чистую воду системой сифонов за счет создания гидравлического затвора для прохождения нефти и эмульсии, которая легче воды, с последующим накоплением, прошедшей через гидравлический затвор нефти и эмульсии, переключением и созданием гидравлического затвора для прохождения чистой воды для последующей идентификации плотномером и измерением объемным расходомером, затем при накоплении до соответствующего уровня жидкости создают гидравлический затвор для прохождения газа и под действием возрастающего давления газа с открытием комбинированного регулятора расхода производят выдавливание жидкости из отстойников и с падением уровня жидкости в отстойниках гидравлический затвор ликвидируют, начинается проход газа через комбинированный расходомер, комбинированный регулятор расхода, замеряют давление и температуру во время сброса его в общий коллектор, замеряют объемный расход компонентов нефти, эмульсии, воды и газа, поддерживают давление среды в заданном интервале его значений, рассчитывают параметры процесса измерения и дебита нефтяных скважин и при этом обеспечивают подбором сечения в трубопроводах гидрозатворов соотношения скоростей потока жидкостей или газа со скоростью всплытия пузырьков нефти и эмульсии в воде или газа в жидкости в виде Vнэ>Vпотока, Vпотока,=Q/S, где:

Vнэ - скорость всплытия пузырьков нефти и эмульсии в воде и газа в жидкости;

Vпотока - скорость потока жидкости или газа в трубопроводе гидрозатвора;

Q - максимальный расход жидкости или газа;

S - сечение трубопровода гидрозатвора.

Поставленная задача решается, а технический результат достигается также тем, что по устройству для измерения дебита нефтяных скважин, содержащему газосепаратор с гидроциклоном, газовую линию с датчиком давления и температуры, связанными с микропроцессором, жидкостные линии, согласно изобретению, газовая линия содержит газовый расходомер и газовый регулятор расхода, а газосепаратор в нижней части связан с общим коллектором комбинированным расходомером, комбинированным регулятором расхода, плотномером через буферную емкость, соединенную с разделительной емкостью газовым трубопроводом и жидкостным трубопроводом и, при этом, разделительная емкость и буферная емкость, соединенные газовым трубопроводом образуют прямой и оппозитный сифон, а соединенные жидкостным трубопроводом - оппозитный сифон, причем буферная емкость связана с общим коллектором измерительной линией, на которой установлены комбинированный расходомер и комбинированный регулятор расхода, и кроме того, разделительная емкость связана с основной газовой линией газовым трубопроводом, а с газосепаратором через вертикальный отстойник, вертикальный трубопровод и трубопроводы, образующие два прямых сифона и два оппозитных сифона, а между зоной вертикального отстойника и вертикального трубопровода в газосепараторе установлены перегородки для перетекания легких фракций нефтегазовой смеси в вертикальный отстойник, при этом микропроцессор соединен с газовым расходомером, газовым регулятором расхода, комбинированным расходомером, комбинированным регулятором расхода и плотномером.

Суть изобретения поясняется чертежом.

Устройство для измерения дебита нефтяных скважин (в дальнейшем тексте «Устройство») содержит (см. чертеж) газосепаратор 1, который в верхней части сообщен с входной жидкостной линией 2, гидроциклоном 3 и общим коллектором 4 основной газовой линией 5 с установленными на ней датчиками давления 6 и температуры 7, газовым расходомером 8 и газовым регулятором расхода 9. Газосепаратор 1 в нижней части связан с общим коллектором 4 комбинированным расходомером 10, комбинированным регулятором расхода 11, плотномером 12 через буферную емкость 13, соединенную с разделительной емкостью 14 газовым трубопроводом 15 и жидкостным трубопроводом 16. При этом разделительная емкость 14 и буферная емкость 13, соединенные газовым трубопроводом 15, образуют прямой сифон 17 с гидрозатвором ГЗ-17 и оппозитный 18 - с гидрозатвором ГЗ-18, а соединенные жидкостным трубопроводом 16 - оппозитный сифон 19. Буферная емкость 13 связана с общим коллектором 4 измерительной линией 20, на которой установлены комбинированный расходомер 10 и комбинированный регулятор расхода 11. Кроме того, разделительная емкость 14 связана с основной газовой линией 5 газовым трубопроводом 21, а с газосепаратором 1 через вертикальный отстойник 22 и вертикальный трубопровод 23, трубопроводы 24, 25 и 26, которые соответственно образуют два прямых сифона 27 и 28 с гидрозатворами ГЗ-27 и ГЗ-28 и два оппозитных сифона 29 и 30 с гидрозатвором ГЗ-30. Между зоной вертикального отстойника 22 и вертикального трубопровода 23 в газосепараторе 1 установлены перегородки 31 для перетекания легких фракций нефтегазовой смеси в вертикальный отстойник 22. Устройство включает также микропроцессор 32, связанный с датчиком давления 6, датчиком температуры 7, газовым расходомером 8, газовым регулятором расхода 9, комбинированным расходомером 10, комбинированным регулятором расхода 11 и плотномером 12.

Устройство для измерения дебита продукции нефтяных скважин работает следующим образом: продукцию нефтяных скважин в виде нефтегазовой смеси подают через гидроциклон 3 в газосепаратор 1, в котором производят отделение газа от жидкости, легкие фракции которой перетекают через перегородки 31 и накапливаются в верхней части вертикального отстойника 22, а тяжелые фракции через вертикальный трубопровод 23 подают в нижнюю часть вертикального отстойника 22, в котором производят отстой, накопление и разделение по фракциям воды, эмульсии и нефти. Газ из газосепаратора 1 по мере его поступления и накопления, создания перепада давления, до момента открытия комбинированного регулятора расхода 11 через газовые трубопроводы 5, 21, 15 и измерительную линию 20, комбинированный расходомер 10 и комбинированный регулятор расхода 11 попадает в общий коллектор 4. По мере накопления жидкости в вертикальном отстойнике 22 происходит увеличение уровня и заполнение оппозитного сифона 30 гидрозатвора ГЗ-30 отстоянной водой через соединительный трубопровод 25 до уровня Н гидрозатвора ГЗ-30, а прямой сифон 28 и гидрозатвор ГЗ-28 заполняется легкими фракциями - нефтью и эмульсией. С достижением уровня жидкости - воды эмульсии и нефти в вертикальном отстойнике 22 и прямом сифоне 27 до уровня H1 в гидрозатворе ГЗ-27 отстоянной воды происходит перетекание отстоянной воды в оппозитный сифон 29, с дальнейшим поступлением продукции нефтяной скважины в газосепаратор 1 и постепенное заполнение разделительной емкости 14 с одновременным заполнением буферной емкости 13, соединенных газовым трубопроводом 15 и жидкостным трубопроводом 16. Разделительная емкость 14 и буферная емкость 13, соединенные жидкостным трубопроводом 16, образуют оппозитный сифон 19, а газовый трубопровод 15 выполнен из прямого сифона 17 и оппозитного сифона 18 для раздельного перетекания компонентов нефтегазовой смеси в измерительную линию 20, комбинированный расходомер 10, комбинированный регулятор расхода 11 и общий коллектор 4. С дальнейшим поступлением продукции нефтяной скважины в газосепаратор 1, увеличением уровня жидкости в вертикальном отстойнике 22 и заполнением разделительной емкости 14 происходит перекрытие прохода газа через газовый трубопровод 21 в общий коллектор 4, что приводит к повышению давления в газосепараторе 1 по сравнению с общим коллектором 4.

Повышение давления в газосепараторе 1 передается на отстоянную продукцию в вертикальном отстойнике 22, и начинается подача жидкости, поднимается уровень отстоянной воды в газовом трубопроводе 21 до уровня Н1, заполнение буферной емкости 13 с одновременным заполнением оппозитного сифона 18 и газового трубопровода 15, и при этом в прямом сифоне 17 газового трубопровода 15 образуется газовый затвор. С дальнейшим повышением перепада давления между газосепаратором 1 и общим коллектором 4 с достижением момента открытия комбинированного регулятора расхода 11 происходит вытеснение отстоянной воды через комбинированный расходомер 10. Комбинированный регулятор расхода 11 работает с фиксацией положения «Открыто» - «Закрыто» и с жидкостью, и с газом. По мере вытеснения отстоянной воды в общий коллектор 4 происходит накопление легких фракций продукции нефтяной скважины - нефти и эмульсии в вертикальном отстойнике 22 и падение межфазного уровня между эмульсией и водой, заполнение прямого сифона 28 гидрозатвора ГЗ-28 легкими фракциями продукции нефтяной скважины - нефтью и эмульсией. С достижением межфазного уровня величины H2 гидрозатвора ГЗ-30 произойдет перетекание легких фракций из прямого сифона 28 через оппозитный сифон 30 в прямой сифон 27 и интенсивное перемещение отстоянной воды из вертикального отстойника 22 в прямой сифон 27. С одновременным движением отстоянной воды из оппозитного сифона 30 гидрозатвора ГЗ-30 в соединительный трубопровод 25 и в вертикальный отстойник 22 произойдет смена отстоянной воды на легкие фракции в оппозитном сифоне 30 и прямом сифоне 27. С дальнейшим поступлением продукции нефтяной скважины в газосепаратор 1 в трубопроводе 21, разделительной емкости 14, жидкостном трубопроводе 16, буферной емкости 13 произойдет замещение отстоянной воды на легкие фракции - нефть и эмульсию - с одновременным прохождением через комбинированный расходомер 10 и регулятор расхода 11 в общий коллектор 4. Идентификация жидкости происходит в буферной емкости 13 через установленный в ней плотномер 12. Функционирование устройства по переключению подачи компонентов нефтегазовой смеси от газосепаратора 1 до общего коллектора 4 обеспечивают гидрозатворами ГЗ-17, ГЗ-18, ГЗ-27, ГЗ-28, ГЗ-30. При этом гидрозатворы ГЗ-17 и ГЗ-18 обеспечивают переключение подачи компонентов нефтегазовой смеси между разделительной емкостью 14 и буферной емкость 13, а ГЗ-27, ГЗ-28 и ГЗ-30 между вертикальным отстойником 22 и газовым трубопроводом 21. При поступлении жидкости с большим газовым фактором и невозможности быстрого удаления жидкости в общий коллектор 4 во избежание возникновения большого перепада давления между газосепаратором 1 и общим коллектором 4 газовый трубопровод 5 сообщен с общим коллектором 4 через газовый расходомер 8 и газовый регулятор расхода 9.

Пример конкретной реализации способа.

Микропроцессором 32 по заложенной в него программе и параметрам датчиков давления 6 и температуры 7, газового расходомера 8, газового регулятора расхода 9, комбинированного расходомера 10, комбинированного регулятора расхода 11 и плотномера 12 вычисляют массовые дебиты:

газа Мгф.=Qг.ф.∗pг.ф.,

нефти МH=QH∗pн;

воды МB=QB∗pB;

эмульсии Мэ=Qэ∗рэ, где

Qг.ф. - объемный дебит газовой фазы по расходомеру;

QH - объемный дебит нефти QH=Q3-(рэ-pн)/(pB-pH)

QB - объемный дебит воды QB=Q3-QH;

Qэ - объемный дебит эмульсии по расходомеру;

Рг.ф. - плотность газовой фазы;

РH - плотность нефти;

рB - плотность воды;

рэ - плотность эмульсии.

Плотность воды, эмульсии и нефти определяют плотномером 12.

Надежность работы устройства обеспечивают подбором сечения в трубопроводах гидрозатворов ГЗ-17, ГЗ-18, ГЗ-27, ГЗ-28, ГЗ-30, исходя из скорости потока жидкости или газа в гидрозатворе:

Vпотока=Q/S и соотношения Vнэ>Vпотока

где: Q - максимальный расход жидкости или газа;

S - сечение трубопровода гидрозатвора;

Vпотока - скорость потока жидкости или газа в гидрозатворе.

Vнэ - скорость всплытия пузырьков нефти и эмульсии в воде или газа в жидкости:

Выдерживание указанных соотношений скоростей жидкости или газа в трубопроводах со скоростями всплытия пузырьков нефти и эмульсии в воде и газа в жидкости, которые должны быть больше, чем скорости потока в трубе, обеспечивает надежность работы устройства.

Заданный интервал давления рабочей среды в «Устройстве» при резком повышении его сверх допустимого уровня, например, при прорыве газового «пузыря» из скважин, поддерживает комбинированный регулятор расхода 11. При этом регулятором расхода 9 сбрасывают излишки газовой фазы в общий коллектор 4, с помощью датчиков давления 6 и температуры 7, микропроцессора 32 определяют плотность и массовый дебит сбрасываемых излишков. Таким образом, осуществляют способ раздельного по компонентам измерения дебита продукции нефтяных скважин.

Итак, заявляемое изобретение позволяет получить исчерпывающе полное, с повышенным качеством и эффективностью измерение дебита продукции нефтяных скважин за счет интенсификации процесса сепарации нефтеводогазовой смеси из скважин на компоненты, ее составляющие, непосредственного замера плотности компонентов и идентификации их по плотности, за счет раздельного определения значений дебитов смеси и компонентов по результатам замеров параметров процесса путем расчета на микропроцессоре по заданной программе его работы, стабилизации давления рабочей среды.

1. Способ измерения дебита нефтяных скважин, содержащий подачу продукции из скважин в виде нефтеводогазовой смеси в сепаратор, разделение ее в гидроциклоне на жидкую и газовую фазы, сброс газовой фазы в общий коллектор с одновременным измерением ее давления и температуры, накопление жидкой фазы, разделение ее на компоненты отстоем в гравитационном поле, сглаживание пульсаций поля скоростей неупорядоченного перемещения жидкой фазы, определение ее объемного и массового дебитов, содержания нефти и воды в ней по известным их плотностям, затем по окончании накопления жидкой фазы до заданного уровня перекрытие сброса газовой фазы и накопление ее и, как следствие перекрытия, вытеснение жидкой фазы в общий коллектор, а по окончании его открытие сброса газовой фазы и определение ее дебита, отличающийся тем, что из продукции нефтяных скважин в виде нефтеводогазовой смеси выделяют чистую воду системой сифонов за счет создания гидравлического затвора для прохождения нефти и эмульсии, которая легче воды, с последующим накоплением прошедшей через гидравлический затвор нефти и эмульсии, переключением и созданием гидравлического затвора для прохождения чистой воды для последующей идентификации плотномером и измерением комбинированным расходомером, затем при накоплении до соответствующего уровня жидкости создают гидравлический затвор для прохождения газа, и под действием возрастающего давления газа с открытием комбинированного регулятора расхода производят выдавливание жидкости из отстойников и с падением уровня жидкости в отстойниках гидравлический затвор ликвидируют, начинается проход газа через комбинированный расходомер, комбинированный регулятор расхода, замеряют давление и температуру во время сброса его в общий коллектор, замеряют объемный расход компонентов нефти, эмульсии, воды и газа, поддерживают давление среды в заданном интервале его значений, рассчитывают параметры процесса измерения и дебита нефтяных скважин и при этом обеспечивают подбором сечения в трубопроводах гидрозатворов соотношения скоростей потока жидкостей или газа со скоростью всплытия пузырьков нефти и эмульсии в воде или газа в жидкости в виде Vнэ>Vпотока;
Vпотока=Q/S, где:
Vнэ - скорость всплытия пузырьков нефти и эмульсии в воде и газа в жидкости;
Vпотока - скорость потока жидкости или газа в трубопроводе гидрозатвора;
Q - максимальный расход жидкости или газа;
S - сечение трубопровода гидрозатвора.

2. Устройство для измерения дебита нефтяных скважин, содержащее газосепаратор с гидроциклоном, газовую линию с датчиком давления и температуры, связанными с микропроцессором, жидкостные линии, отличающееся тем, что газовая линия содержит газовый расходомер и газовый регулятор расхода, а газосепаратор в нижней части связан с общим коллектором комбинированным расходомером, комбинированным регулятором расхода, плотномером через буферную емкость, соединенную с разделительной емкостью газовым трубопроводом и жидкостным трубопроводом и, при этом разделительная емкость и буферная емкость, соединенные газовым трубопроводом образуют прямой и оппозитный сифон, а соединенные жидкостным трубопроводом - оппозитный сифон, причем буферная емкость связана с общим коллектором измерительной линией, на которой установлены комбинированный расходомер и комбинированный регулятор расхода, и кроме того, разделительная емкость связана с основной газовой линией газовым трубопроводом, а с газосепаратором через вертикальный отстойник, вертикальный трубопровод и трубопроводы, образующие два прямых сифона и два оппозитных сифона, а между зоной вертикального отстойника и вертикального трубопровода в газосепараторе установлены перегородки для перетекания легких фракций нефтегазовой смеси в вертикальный отстойник, при этом микропроцессор соединен с газовым расходомером, газовым регулятором расхода, комбинированным расходомером, комбинированным регулятором расхода и плотномером.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобыче, а именно к технологиям промыслово-геофизических исследований добывающих эксплуатационных скважин. Технический результат направлен на повышение точности определения работающих интервалов пласта в горизонтальных скважинах.

Изобретение относится к газодобывающей промышленности. Техническим результатом является упрощение контроля герметичности, что приводит к повышению надежности и безопасности эксплуатации ПХГ, созданных в водоносных пластах.

Изобретение относится к геофизическим исследованиям скважин и предназначено для определения скоростей течения пластовых флюидов в нефтяных скважинах. Техническим результатом является выделение интервалов глубин (пластов), где происходит движение флюидов, и оценка скорости их фильтрации в месте расположения наблюдательной скважины.

Изобретение относится к устройствам для определения расхода и направления потока жидкости. Задачей заявляемого изобретения является создание датчика скважинного расходомера, надежно работающего в загрязненных скважинных жидкостях при различных неограниченных глубинах его погружения в скважину и гидродинамических ее исследованиях.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при определении герметичности обсадной колонны в нагнетательной скважине в интервале, перекрытом НКТ.

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей отрасли и может быть использована для оперативного учета дебитов продукции газоконденсатных и нефтяных скважин в режиме реального времени.

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.

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 геофизики и может быть использовано при контроле за разработкой месторождений углеводородов. Техническим результатом является упрощение технической реализации способа за счет исключения необходимости проведения в геофизических исследованиях каротажных измерений. Способ заключается в измерениях амплитудных значений геофизического параметра вдоль оси обсаженной колонны скважины и глубины Н, на которой выявляются максимальные амплитудные значения измеряемого параметра, по которым определяют глубину залегания газонасыщенного пласта. В скважине под действием перепада между пластовым и устьевым давлениям организуют поток газа известной скорости V и измеряют временное распределение амплитудных значений влажности газа в этом потоке, а глубину залегания газонасыщенного пласта в скважине определяют по формуле H=V·t, где t - время появления максимума на временном распределении амплитудных значений влажности. 1 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к добыче скважинного флюида, в частности к способу измерения мультифазного потока флюида с использованием расходомера. Техническим результатом является повышение точности измерения мультифазного потока флюида. Способ включает определение многофазного потока в расходомере путем измерения давления флюида в расходомере и использования измеренного давления для расчета плотности потока. Общий расход через расходомер определяется на основе рассчитанной плотности и PVT анализа флюида. Скорректированный общий массовый расход подсчитывается с использованием методики коррекции на скольжение жидкость/газ. Значения расхода также корректируются с учетом коэффициента расхода при истечении, изменяющегося с изменениями числа Рейнольдса для флюида. Газовая и нефтяная фракции могут быть определены по скорректированному общему массовому расходу и величине газовой фракции. 2 н. и 14 з.п. ф-лы, 4 ил., 1 табл.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для автоматического определения объемов закачиваемых в скважину по напорной магистрали буровых и тампонажных жидкостей. Способ определения объема расходуемой жидкости при перекачивании из тампонажной емкости в нагнетательную линию насоса включает измерение числа оборотов приводного вала насоса. При этом с начала момента перекачивания жидкости в нагнетательную линию дополнительно в тампонажной емкости измеряют падение ее уровня в диапазоне, достаточном для вычисления коэффициента преобразования числа оборотов приводного вала насоса в объем расходуемой жидкости. Текущее значение объема расходуемой жидкости определяют в зависимости от площади поверхности жидкости в емкости, падения уровня жидкости в емкости, коэффициента преобразования числа оборотов приводного вала насоса в объем расходуемой жидкости, числа оборотов приводного вала насоса, измеренного от момента прекращения измерения падения уровня жидкости. Технический результат заключается в повышении точности, упрощении и автоматизации процесса определения объемов закачиваемых в скважину буровых и тампонажных жидкостей. 1 ил.

Изобретение относится к области добычи нефти и к измерительной технике и может быть использовано для измерений дебита продукции нефтегазодобывающих скважин. Технический результат заключается в упрощении конструкции, возможности измерения чрезвычайно малых дебитов не только жидкости, но и газа. Устройство содержит входной трубопровод, сепаратор с поплавком, газовый трубопровод, на котором установлены счетчик газа и двухпозиционный пневмоуправляемый клапан, оборудованный фиксаторами положения и мембранной камерой. Жидкостной трубопровод, оборудованный счетчиком жидкости и таким же клапаном. Надмембранные (минусовые) полости камер обоих клапанов пневматически связаны с газовым стояком. К верхней полости сепаратора пневматически подключают входной канал переключающего устройства, имеющего три выходных канала. Один выходной канал этого устройства пневматически подключают к подмембранной полости камеры клапана на газовом трубопроводе. Второй выходной канал пневматически подключают к подмембранной полости камеры клапана на жидкостном трубопроводе. Третий выходной канал пневматически подключают к газовому стояку на выходном трубопроводе. 1 ил.

Изобретение относится к измерительной технике, используемой в нефтедобывающей промышленности для замера и учета продукции нефтяных скважин. Технический результат: повышение точности и качества замера дебита нефтяных скважин, подключенных к групповой замерной установке за счет эффективности суммарного и поочередного измерения дебита каждой скважины, а также обеспечение достаточного времени для достоверного замера дебита каждой скважины. Измерение дебита нефтяных скважин, подключенных к групповой замерной установке, производят посредством переключателя скважин одновременно у всех подключенных скважин без одной поочередно и последовательно, далее определяют результаты вычисления дебита каждой скважины по формулам: , Qi - дебит «i» скважины, подключенной к групповой замерной установке; Q∑ - суммарный дебит всех скважин, подключенных к групповой замерной установке; Q∑-i - показания расходомера суммарного дебита без одной (i) скважины; ∑ 1 n Q ∑ − i - измеренный поочередно без одной «i» скважины суммарный дебит скважин; n - количество скважин, подключенных к групповой замерной установке.

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к переносным поверочным установкам для оперативного измерения массы жидкости, объема свободного газа, температуры, содержания воды в нефти, а также для контроля состава продукции скважины. Переносной узел учета добываемой скважинной жидкости включает вертикально установленный цилиндрический корпус, выполненный ступенчатым и составным - верхний и нижний, скрепленные фланцевым соединением. В верхней части корпуса установлен сепарирующий элемент гидроциклон, снабженный каплеотбойником. Клапан-регулятор газа установлен над каплеотбойником и сообщен с выпускным патрубком газа. Впускной патрубок газа сообщен с газовой линией с подключенными измерительными приборами - датчиком давления, манометром и массомером. Впускной жидкостный патрубок сообщен тангенциально с гидроциклоном. Выпускная жидкостная линия снабжена массомером, влагомером и пробоотборниками, один из которых с ручным управлением. Датчик температуры, блок сбора и хранения информации электрически связаны с измерительными приборами. Днище нижнего корпуса снабжено патрубком с запорной арматурой. Клапан-регулятор газа работает на закрытие толкателем штока поплавка, установленного в гильзе, с конически выполненной крышкой, вмонтированной концентрически и с зазором внутри нижнего корпуса. В стенках гильзы на уровне основания крышки выполнены боковые окна, сообщающие полость гидроциклона с полостью нижнего корпуса. Каждая из выпускных линий газа и жидкости в зоне сообщения с общим коллектором снабжены обратными клапанами. 3 з.п. ф-лы, 4 ил.

Группа изобретений относится к вариантам блока регулирования и учета добычи флюида из многопластовой скважины. Блок по первому варианту содержит корпус, ограниченный снизу стыковочным узлом с каналами потоков пластовых флюидов и сверху стыковочным узлом с установленными на нем регулируемыми клапанами в количестве, равном числу эксплуатируемых пластов скважины. В корпусе размещены сопряженные между собой стаканы, которые полым торцом герметично сопряжены с верхним стыковочным узлом, и цилиндры, последние противоположным концом установлены в соответствующих каналах нижнего стыковочного узла, образующие межтрубное пространство и обособленные продольные каналы для потоков флюида из соответствующих пластов в устье скважины. В стаканах выполнено перепускное седло с радиальными каналами в стенке стакана по обе стороны седла. Радиальные каналы ниже перепускного седла выполнены со стороны торца стакана. Выше перепускного седла установлена запорная игла, выполненная в виде золотника, на последнем расположен сальник, посредством которого запорная игла герметично перемещается в стакане от электропривода, размещенного в герметичной полости стакана и закрепленного в стыковочном узле, сообщающего запорной игле возвратно-поступательные движения относительно перепускного седла. Электроприводы запорных игл снабжены устройствами измерения линейных перемещений запорной иглы с датчиками Холла. В продольных каналах цилиндров расположены контрольно-измерительные приборы, функционально связанные кабелем с блоком телеметрии и/или пунктом управления и электропитания скважины, размещенным в стенке стакана, с возможностью передачи управляющих команд регулировочным клапанам и информации о технологических параметрах флюида в пластах скважины через кабельный разъем. Во втором варианте блока в стакане ниже перепускного седла выполнен канал, аксиальный перепускному седлу, сообщающему продольный канал с межтрубным пространством, а контрольно-измерительные приборы установлены в стенке каждого цилиндра и связаны кабелем в межтрубном пространстве. Технический результат заключается в повышении надежности одновременно-раздельной эксплуатации многопластовых скважин. 2 н. и 2 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.

Изобретение относится к технике для исследования движения жидкостных потоков и газожидкостных потоков, например процессов добычи газа в нефтегазовой отрасли, связанной с изучением процессов движения газожидкостных потоков в вертикальных и отдельных устройствах. Технический результат изобретения заключается в расширении функциональных возможностей способа, позволяющего определять водосодержание вертикальной испытуемой колонны в режиме реального времени. Способ включает измерение давления, температуры, расхода вещества на установившихся режимах работы. В контур установки нагнетают газ до рабочего давления, запускают центробежный газовый нагнетатель и путем регулирования частоты вращения ротора устанавливают требуемую величину расхода газа. С помощью жидкостного насоса в испытуемую колонну подают воду, обеспечивая в ней установившийся режим за счет монотонного во времени роста потерь давления до ее заполнения газожидкостным потоком и постоянного уровня потерь давления в ее нижнем участке. По результатам проведенных измерений на установившемся режиме определяют объем жидкости Vж в исследуемом газожидкостном потоке, как:Vж=qж·(t2-t1), где: t1 - время начала поступления в испытуемую колонну воды; t2 - время начала установившегося режима в испытуемой колонне; qж - объемный расход жидкости при рабочих условиях; и скорость жидкости, приведенную к сечению трубы колонны:, где D - внутренний диаметр вертикальной испытуемой колонны; а также объемное водосодержание φ в исследуемом газожидкостном потоке. При этом среднюю истинную скорость жидкости w определяют исходя из того, что занимаемая в сечении трубы колонны площадь жидкой фазы пропорциональна объемному водосодержанию φ. 4 ил.

Изобретение относится к области исследования характеристик скважин, а именно к способу экспресс-определения характеристик призабойной зоны малодебитных скважин, применяемому при освоении скважин, и системе его реализующей. Технический результат, достигаемый заявленным решением, заключается в обеспечении возможности проведения оперативного контроля скважины одновременно с этапом ее освоения и снижении затрат на освоение за счет сокращения сроков освоения скважины. Способ содержит этапы, на которых при освоении скважины осуществляют снижение давления в скважине до давления ниже пластового. Осуществляют измерение кривой восстановления уровня. Измеряются следующие параметры скважины: плотность жидкости, полученной при откачке во время цикла освоения (ρ, кг/см3); вязкость жидкости, полученной при откачке во время цикла освоения (µ, сПз); нефтенасыщенная толщина (h, см); конечная отметка цикла откачки жидкости (HK, м); отметка уровня при восстановлении уровня через час (H1, м); начальная отметка следующего цикла освоения (НН, м); время восстановления уровня (t, час); объем полученной жидкости при откачке за последний цикл освоения (V1, м3); проницаемость удаленной зоны пласта (k, Д). На основании указанных выше измеренных параметров скважины вычисляют скин-фактор. Если значение скин-фактора положительное, то приостанавливают освоение скважины и принимается решение о приостановке применения данной обработки скважины на других объектах с идентичными характеристиками пласта, если значение скин-фактора отрицательное, то продолжают освоение скважины и вводят ее в эксплуатацию, а также принимается решение о возможности применения данной обработки скважины на других объектах с идентичными характеристиками пласта. Система содержит средства для снижения давления в скважине, средства для измерения вышеуказанных параметров, средство принятия решения о приостановке или продолжении освоения скважины. 2 н. и 7 з. п. ф-лы, 7 ил.
Наверх