Устройство для измерения дебита продукции нефтегазодобывающих скважин


 


Владельцы патента RU 2548289:

Закрытое акционерное общество "ОЗНА-Измерительные системы" (RU)

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 области добычи нефти и может быть использовано при измерениях дебита водонефтяной смеси (жидкость) и попутного нефтяного газа (газ), добываемых из скважин.

Известно устройство для измерения дебита скважин, включающее в себя входной трубопровод, газо-жидкостной сепаратор (сепаратор), трубопроводы, предназначенные для отвода жидкости и газа из сепаратора, и выходной трубопровод.

На трубопроводе, отводящем газ (газовый трубопровод), установлена заслонка, выполняющая вместе с механически связанным с ней поплавком, которым оборудован сепаратор, роль регулятора уровня жидкости в нем.

На трубопроводе, отводящем жидкость из сепаратора (жидкостной трубопровод), установлен высокопредельный счетчик жидкости, работающий совместно с регулятором перепада давления - двухпозиционным пневмоуправляемым клапаном (клапан), обеспечивающим работу этого счетчика в аттестованном диапазоне значений расхода (поэтому его также иногда называют регулятором расхода).

Клапан оборудован фиксаторами положения («открыто» - «закрыто») и мембранной камерой (камера), причем подмембранная (плюсовая) полость этой камеры пневматически связана с верхней полостью сепаратора, а надмембранная (минусовая) полость этой камеры пневматически связана с газовым стояком на выходном трубопроводе.

Устройство работает следующим образом.

Газо-жидкостная смесь поступает в сепаратор и разделяется на газ и жидкость.

Газ через открытую заслонку уходит в выходной трубопровод, а жидкость накапливается в сепараторе (в исходном положении клапан закрыт).

По мере повышения уровня жидкости поплавок прикрывает заслонку, в результате чего создается повышенное сопротивление прохождению газа через нее и в сепараторе (соответственно, и в плюсовой полости камеры клапана) начинает повышаться давление относительно выходного трубопровода - перепад давления.

После закрытия заслонки при достижении значения перепада давления газа верхнего порога срабатывания клапана его запорный орган резко переходит из положения «закрыто» в положение «открыто» и фиксируется в этом положении.

После открытия клапана жидкость под действием перепада давления интенсивно выталкивается из сепаратора, счетчик производит измерение ее количества, уровень ее в сепараторе начинает снижаться.

По мере снижения уровня жидкости поплавок приоткрывает заслонку, газ вновь начинает поступать в выходной трубопровод, перепад давления уменьшается.

При достижении значения перепада давления нижнего порога срабатывания клапана он также резко закрывается, счетчик жидкости останавливается и цикл измерения дебита жидкости заканчивается.

Далее процесс продолжается описанным выше способом.

Таким образом, устройство позволяет с помощью высокопредельного счетчика измерять чрезвычайно малые дебиты жидкости.

Недостатком известного устройства является ограниченность функциональных возможностей: устройство позволяет производить измерения дебита лишь одного компонента - жидкости.

Известно устройство [2], также содержащее входной трубопровод, сепаратор с поплавком, механически связанным с заслонкой на газовом трубопроводе, высокопредельный счетчик жидкости, двухпозиционный пневмоуправляемый клапан на жидкостном трубопроводе и выходной трубопровод.

Однако в состав этого устройства дополнительно включены еще один газовый трубопровод, такой же клапан и дроссель, устанавливаемые на дополнительном газовом трубопроводе, и высокопредельный счетчик газа, устанавливаемый на основном газовом трубопроводе.

Минусовые полости камер обоих клапанов пневматически связаны с газовым стояком на выходном трубопроводе, а плюсовые полости камер - с верхней полостью сепаратора.

Устройство позволяет производить измерения дебита не только жидкости, но и газа.

Недостатком известного устройства является слабая функциональная нагруженность узлов, следствием чего является сложность конструкции, аппаратурная избыточность, узость функциональных возможностей и потребительских свойств.

В связи с этим следует отметить, что реальные измерительные установки, в основу которых заложено известное устройство, ввиду их значительной стоимости изготавливаются в групповом варианте исполнения.

Т.е. известное устройство является измерительным модулем, к которому с помощью распределительного модуля в автоматическом режиме поочередно подключается до 14 нефтегазодобывающих скважин, расположенных в ближайшей округе.

Выбор скважин для подключения к одной установке по территориальному признаку обеспечивает наименьшие затраты на обустройство месторождений нефти.

Однако это приводит к тому, что к одной установке, как правило, оказываются подключенными скважины с большим дебитом газа (например, до 60000 м3/сут) и с очень малым (в пределах 100 м3/сут).

Недостатком известного устройства является его неадаптивность к условиям объекта, заключающаяся в том, что при подключении к нему скважин с дебитом газа ниже предела чувствительности счетчика этот газ свободно уходит в выходной трубопровод и не учитывается.

Еще одним недостатком известного устройства является сложность конструкции - наличие элементов с чрезвычайно малой функциональной нагрузкой, следствием чего является повышенная стоимость изготовленных на его базе реальных изделий.

Целью изобретения является упрощение конструкции, расширение функциональных возможностей и улучшение потребительских свойств.

Указанная цель достигается тем, что в устройстве для измерений дебита продукции нефтегазодобывающих скважин, содержащем входной трубопровод, газо-жидкостной сепаратор с поплавком, трубопровод, отводящий газ из сепаратора, на котором установлены высокопредельный счетчик газа и двухпозиционный пневмоуправляемый клапан с фиксаторами положения («открыто» - «закрыто») и с мембранной (или поршневой) камерой, трубопровод, отводящий жидкость из сепаратора, оборудованный высокопредельным счетчиком жидкости и таким же клапаном, а также выходной трубопровод с газовым стояком, причем надмембранные полости камер обоих клапанов пневматически связаны этим газовым стояком, к верхней полости сепаратора пневматически подключается входной канал переключающего устройства, имеющего три выходных канала, механически через рычажный механизм связанного с поплавком, причем один выходной канал этого устройства пневматически подключается к подмембранной полости камеры клапана на газовом трубопроводе, второй выходной канал пневматически подключается к подмембранной полости камеры клапана на жидкостном трубопроводе, а третий выходной канал пневматически подключается к газовому стояку на выходном трубопроводе.

Сравнение заявляемого решения не только с прототипом, но и с другими техническими решениями в данной области, не позволило выявить в них признаки, отличающие заявляемое решение от прототипа, что позволяет сделать вывод о соответствии критерию «существенные отличия».

Сопоставительный анализ с прототипом показывает, что заявляемое устройство для измерений дебита продукции нефтегазодобывающих скважин отличается тем, что применяемое переключающее устройство играет роль командного устройства и организовывает работу клапанов таким образом, что при увеличении уровня жидкости в сепараторе переключающее устройство посредством поплавка, рычагов и системы каналов перепускает давление газа из верхней части сепаратора в подмембранную полость клапана на жидкостной линии, открывая и закрывая его при соответствующем давлении срабатывания, а при уменьшении уровня жидкости это же давление газа перепускает в подмембранную полость клапана на газовой линии, настроенного, как правило, на такой же диапазон срабатывания, что и клапан на жидкостной линии, при этом обеспечивается работа клапанов в противофазе, т.е. когда один клапан открыт, то другой в это время закрыт и на оборот. Тем самым сохраняется требуемый перепад давления, например, в диапазоне 0,02-0,12 МПа, который позволяет измерять расход (количество) газа независимо от величины его дебита, т.е. повышается адаптивность к условиям объекта и улучшаются потребительские свойства изделий, выполненных на базе заявляемого устройства.

Таким образом, заявляемое устройство для измерений дебита продукции нефтегазодобывающих скважин соответствует критерию «новизна».

На фигуре изображена принципиальная схема заявляемого устройства.

В состав устройства входит входной трубопровод (1), сепаратор (2), оборудованный поплавком (3), связанным с помощью тяги (4) с переключающим устройством (6), жестко закрепленным в верхней части сепаратора. На газовом трубопроводе (5) смонтирован высокопредельный счетчик газа (7) и двухпозиционный пневмоуправляемый клапан (11) с фиксаторами положения (не показаны) и мембранной камерой (далее газовый клапан). Минусовая полость камеры с помощью импульсной трубки (14) подключена к газовому стояку (15) на выходном трубопроводе (17), также входящем в состав устройства. На жидкостном трубопроводе (9) смонтированы высокопредельный счетчик жидкости (10) и такой же клапан (13) (далее жидкостной клапан), минусовая камера которого с помощью импульсной трубки (16) соединена с тем же газовым стояком (15) на выходном трубопроводе (17).

Плюсовая, т.е. подмембранная камера газового клапана (11) пневматически связана через импульсную трубку (8) с одним из плюсовых каналов переключающего устройства(6).

Плюсовая камера жидкостного клапана (13) также пневматически связана через импульсную трубку (18) только с другим плюсовым каналом переключающего устройства (6).

Переключающее устройство (6) закреплено в верхней части сепаратора (2), исполнительный механизм с системой каналов которого механически связан через рычаги (4) с поплавком (3). В свою очередь переключающее устройство (6) пневматически связано через импульсную трубку (12) с верхней частью сепаратора (2) и имеет три выходных канала. Один выходной канал подключен к плюсовой полости газового клапана (11), он пневматически связывает верхнюю часть сепаратора с плюсовой камерой газового клапана (11), назовем его условно «сепаратор - газовый клапан», второй выходной канал подключен к плюсовой полости жидкостного клапана (13) и пневматически связывает верхнюю часть сепаратора с плюсовой камерой жидкостного клапана (13), назовем этот канал «сепаратор - жидкостной клапан», а третий канал подключен через импульсную трубку (19) к газовому стояку (15), он пневматически связывает поочередно, в зависимости от уровня поплавка, то плюсовую камеру газового клапана (11) с газовым стояком (15), назовем этот канал «сброс перепада газового клапана», то плюсовую камеру жидкостного клапана (13) с газовым стояком (15), он будет называться «сброс перепада жидкостного клапана».

Порядок работы заявляемого устройства следующий.

В исходном положении сепаратор (2) заполнен на минимальный уровень, поплавок (3) лежит на дне, переключающее устройство (6) открыто по каналу «сепаратор - газовый клапан» и по каналу «сброс перепада жидкостного клапана», газовый и жидкостной клапаны закрыты.

Газо-жидкостная смесь по входному трубопроводу (1) поступает в верхнюю полость сепаратора и разделяется на газ и жидкость.

Газ заполняет сепаратор, перепад давления в сепараторе достиг верхнего порога срабатывания (например, 1,2 кгс/см2) и клапан (11) резко устанавливается в положение «открыто», при этом газ через счетчик (7) начинает интенсивно поступать в выходной трубопровод (17), перепад давления уменьшается.

При достижении перепада давления нижнего порога срабатывания (например, 0,2 кгс/см2) клапана (11) он резко устанавливается в положение «закрыто» и переток газа из сепаратора в выходной трубопровод прекращается.

Примечание - если дебит газа (в рабочих условиях) больше дебита жидкости, то таких импульсов сброса газа из сепаратора за время цикла налива жидкости может быть несколько.

Если же дебит газа чрезвычайно мал, то за время одного цикла налива жидкости может не произойти ни одного цикла сброса газа из сепаратора (накопление газа продолжится).

Далее в процессе налива при достижении уровня жидкости в сепараторе заданного значения (регулируется длиной тяги 4) переключающее устройство (6) открывается по каналам «сепаратор - жидкостной клапан» и «сброс перепада газового клапана», а канал «сепаратор - газовый клапан» закрывается.

При этом давление газа в плюсовой полости камеры газового клапана (11) резко выравнивается с давлением минусовой камеры и клапан (если на этот момент был открыт) резко закрывается.

Газ и жидкость продолжают поступать в сепаратор. Уровень жидкости продолжает повышаться. Перепад давления за счет сжатия газовой «шапки» и за счет вновь поступающего газа и жидкости также повышается.

При достижении перепада давления верхнего порога срабатывания (например, 1,2 кгс/см2) жидкостного клапана (13) он резко устанавливается в положение «открыто» и жидкость через счетчик (10) начинает интенсивно выталкиваться сжатым газом в выходной трубопровод (17), уровень жидкости уменьшается, поплавок опускается.

При достижении поплавка нижнего уровня жидкости переключающее устройство вновь открывается по каналам «сепаратор - газовый клапан» и «сброс перепада жидкостного клапана», в этот момент давление в мембранной камере резко выравнивается и жидкостной клапан резко переходит в положение «закрыто».

Далее процесс повторяется.

Проверка предлагаемых технических решений производилась на заводском метрологическом стенде, включающем в себя поверочный и поверяемый измерительные модули.

На поверочном модуле для измерений расхода газа использовался низкопредельный счетчик с диапазоном измерений от 50 до 2500 м3/сут (в нормальных условиях). Для измерений расхода жидкости использовался низкопредельный счетчик с диапазоном измерений от 24 до 120 т/сут.

Поверяемый модуль был оборудован в соответствии с принципиальной схемой, изображенной на чертеже.

Клапаны на газовом и жидкостном трубопроводе были настроены на диапазон срабатывания: на открытие от 1,0 до 1,2 кгс/см2; на закрытие от 0,2 до 0,3 кгс/см2.

Для измерений расхода газа использовался высокопредельный счетчик с диапазоном измерений от 1500 до 75000 м3/сут.

Для измерений расхода жидкости использовался высокопредельный счетчик с диапазоном измерений от 144 до 720 т/сут.

Суть испытаний сводилась к определению возможности измерений с помощью заявляемого устройства, оснащенного высокопредельными счетчиками, расхода газа и жидкости, величина дебита которых меньше нижнего предела их диапазонов измерений по расходу.

При этом в качестве критерия удовлетворительности результатов испытаний было выбрано условие: погрешность измерений должна соответствовать требованиям ГОСТ Р 8.615-2005 «Измерения количества извлекаемых из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования».

В процессе испытаний имитировались (задавались на поверочном модуле) значения дебита газа 50, 500 и 1000 м3/сут и значения дебита жидкости 25, 50 и 100 т/сут.

При этом получена наибольшая погрешность при измерениях расхода газа ±2,3%, наибольшая погрешность при измерениях расхода жидкости - ±1,4%.

Таким образом, исходя из принятого критерия результаты испытаний следует признать удовлетворительными, поскольку в соответствии с ГОСТ Р 8.615-2005 погрешность измерений расхода газа должна быть не более ±5%, жидкости - ±2,5%.

Источники информации:

1. Авторское свидетельство СССР №577290, кл. E21B 43/00, 1975.

2. Авторское свидетельство SU №1530765 A1, кл. E21B 47/10, 1987.

Устройство для измерений дебита продукции нефтегазодобывающих скважин, содержащее входной трубопровод, газо-жидкостной сепаратор (далее - сепаратор) с поплавком, трубопровод, отводящий газ из сепаратора (далее - газовый трубопровод), на котором установлены высокопредельный счетчик газа и двухпозиционный пневмоуправляемый клапан (далее - клапан) с фиксаторами положения («открыто» - «закрыто») и с мембранной (или поршневой) камерой (далее - камера), трубопровод, отводящий жидкость из сепаратора (далее - жидкостной трубопровод), оборудованный высокопредельным счетчиком жидкости и таким же клапаном, а также выходной трубопровод с газовым стояком, причем надмембранные (минусовые) полости камер обоих клапанов пневматически связаны с этим газовым стояком, отличающееся тем, что к верхней полости сепаратора пневматически подключен входной канал переключающего устройства, имеющего три выходных канала, механически через рычажный механизм связанного с поплавком, причем один выходной канал этого устройства пневматически подключен к подмембранной полости камеры клапана на газовом трубопроводе, второй выходной канал пневматически подключен к подмембранной полости камеры клапана на жидкостном трубопроводе, а третий выходной канал пневматически подключен к газовому стояку на выходном трубопроводе.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для автоматического определения объемов закачиваемых в скважину по напорной магистрали буровых и тампонажных жидкостей.

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.

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.

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.

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 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.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для определения интервалов поступления свободного газа из пласта в ствол горизонтальной скважины при исследованиях нефтяных скважин с использованием многодатчиковой технологии. Техническим результатом является повышение достоверности исследования действующих горизонтальных скважин с целью выявления интервалов поступления свободного газа в действующую скважину. Способ включает оборудование горизонтального ствола скважины регистрирующими приборами, одновременную регистрацию температуры и давления в нескольких точках горизонтального ствола скважины при изменении давления в скважине, последующее сопоставление отношения изменения температуры к изменению давления в каждой точке регистрации. При этом температура и давление регистрируются в простаивающей скважине при пуске скважины в работу при медленном снижении давления в течение времени выше давления насыщения и при дальнейшем снижении давления в течение времени ниже давления насыщения нефти газом, изменение давления в скважине производится путем его медленного снижения в течение времени относительно уровня давления насыщения нефти газом, поступление свободного газа из пласта в интервале горизонтального ствола скважины определяют исходя из отношения изменения температуры к изменению давления в каждой точке регистрации, при этом из условия неизменности знака отношения при давлении выше и ниже давления насыщения нефти газом. О поступлении свободного газа из пласта по сравнению с разгазированным судят по знаку отношения относительно давления насыщения нефти газом, которое является условно нулевым уровнем. Применение предлагаемого способа в данном случае позволяет однозначно указать интервал поступления свободного газа. 2 ил.

Изобретение относится к измерительной технике, используемой в нефтедобывающей промышленности для замера и учета продукции нефтяных скважин. Технический результат: определение полного компонентного состава жидкости, а именно - воды и нефти за счет конструктивной конфигурации сепаратора, компоновки плотномера, газового и жидкостного сифонов. Устройство для измерения дебита нефтяных скважин, содержащее сепаратор, входную и выходную, в виде сифона, жидкостные линии, газовую линию с установленными на ней датчиками давления и температуры газовой фазы, связанными со счетно-решающим блоком с электронными часами, к которому подключены установленные на общей линии перед впадением ее в сборный коллектор объемный счетчик жидкости и запорный клапан. Сепаратор выполнен в виде двух вертикальных цилиндрических емкостей, которые в нижней части соединены патрубком. На стыке между вертикальными цилиндрическими емкостями смонтирован жидкостный сифон, а верхние части вертикальных цилиндрических емкостей соединены газовым сифоном. На выходе сепаратора установлен плотномер, соединенный со счетно-решающим блоком с электронными часами, содержащим микропроцессор. 7 ил.

Изобретение относится к системе и способу обнаружения и мониторинга эрозии в различных средах, включая окружающую среду нисходящих скважин. Способ, в котором размещают индикаторный элемент в материале скважинного компонента посредством встраивания защитного индикаторного элемента внутрь скважинного компонента, таким образом, что достаточная степень эрозии материала инициирует высвобождение индикаторного элемента. Причем индикаторный элемент встраивают в наполнитель противопесочного фильтра. Обеспечивают работу системы мониторинга воздействия эрозии на индикаторный элемент и, следовательно, для мониторинга эрозии скважинного компонента. Регулируют скорость потока в скважине на основании данных, полученных от системы мониторинга. Система мониторинга расположена таким образом, что обеспечивается ее совместная работа с индикаторным устройством, и определенное воздействие на индикаторное устройство обнаруживается системой мониторинга. Соответствующие выходные данные системы мониторинга, характеризующие степень эрозии, позволяют регулировать интенсивность потока. 3 н. и 15 з.п. ф-лы, 6 ил.

Изобретение относится к системам автоматического контроля и может быть использовано при контроле и управлении процессами добычи продукции скважины в нефтяной, газовой и других отраслях промышленности. Устройство содержит мерную емкость, весоизмеритель, входной трубопровод для продукции скважины, выходной трубопровод для газа и выходной трубопровод для жидкости, оборудованный управляемым запорным органом, соединенным с электрической схемой управления. При этом устройство включает дополнительную мерную емкость. Входной трубопровод оборудован управляемым переключателем потока, к которому подключают обе мерные емкости. Дополнительную мерную емкость, наряду с существующей, соединяют с выходным трубопроводом для газа и, через дополнительный управляемый запорный орган, с выходным трубопроводом для жидкости. В качестве входных и выходных трубопроводов каждой емкости используют консольно-защемленные трубопроводы. Обе мерные емкости оборудованы сигнализаторами уровня жидкости и подвешены на весоизмерители, в качестве которых применяют тензорезисторные датчики. Изобретение направлено на снижение погрешности измерений, расширение потребительских свойств и повышение надежности устройства и позволяет измерять дебит продукции скважин в непрерывном режиме, определять содержание пластовой воды в продукции скважин и вычислять массу «нетто» нефти. 1 ил.
Наверх