Переносной узел учета добываемой скважинной жидкости



Переносной узел учета добываемой скважинной жидкости
Переносной узел учета добываемой скважинной жидкости
Переносной узел учета добываемой скважинной жидкости
Переносной узел учета добываемой скважинной жидкости

 


Владельцы патента RU 2552563:

Общество с ограниченной ответственностью "Татинтек" (ООО "Татинтек") (RU)

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.

 

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, в частности к переносным поверочным установкам для оперативного измерения дебита скважинной продукции, объема свободного газа, температуры, давления, содержания воды в нефти, а также для контроля состава продукции скважины.

Известен способ определения дебита жидкости и газа в продукции скважин (см. описание к а.с. №1680966, МПК Е21В 47/10, опубл. в бюл. №36, 30.09.91 г.), в котором описана и конструкция установки для осуществления способа. Установка содержит сепаратор, переключатель продукции скважины, программно-управляемое весоизмерительное устройство с датчиками, управляемые отсекающие клапаны, устройство определения расхода, линию поступления газа и жидкости, общий коллектор, счетчик-расходомер, манометр и термометр.

Способ с использованием упомянутой установки предусматривает разделение газожидкостной смеси (ГЖС) в сепарационной емкости и ее вытеснение под давлением, измерение периодов накопления и вытеснения.

Известна также установка для сбора и измерения продукции нефтяных скважин (см. описание к а.с. №1652521, МПК5 Е21В 47/00, G01F, опубл. в бюл. №20, 30.05.91 г.), содержащая емкость, установленную горизонтально на измерителях массы, снабженную бесконтактными датчиками уровня жидкости. По центру тяжести емкости размещена грузоприемная площадка. Трубопроводы для газожидкостной смеси, жидкости и газа, установлены на отдельных, регулируемых по высоте опорах и снабжены пробоотборными устройствами. На газовом трубопроводе установлен фильтр-каплеуловитель, опирающийся на емкость через датчик массы.

Известная установка работает следующим образом. По программе, заданной вычислительным устройством, продукция одной скважины через клапан и трубопровод поступает в емкость. Газ через фильтр-каплеуловитель, измеритель объема и клапан поступает в общий коллектор. При достижении верхнего уровня открывается клапан и жидкость вытесняется из емкости через плотномер в общий коллектор. При этом вычислительное устройство определяет среднее значение расхода жидкости и газа за время измерения температуры, давления, плотности жидкости. В период отключения установки от потока продукции производят градуировку емкости при помощи образцовых гирь, которые устанавливают на грузоподъемную площадку.

Общим недостатком вышеприведенных известных установок является сложность конструкции, большая металлоемкость, а также недостаточная точность измерения газа, поскольку не учитывается обводненность продукции до и в процессе сепарации.

Известно также устройство для измерения дебита нефтяных скважин (см. описание к А.с. №1553661, МПК5 Е21В 47/00, опубл. в бюл. №12, 30.03.90 г.), содержащее вертикально установленный цилиндрический корпус, впускную жидкостную линию, соединенную с гидроциклоном через патрубок для тангенциального ввода продукции скважины, выходной патрубок газа с клапаном - регулятором газа.

Работа устройства (установки) по определению компонентов продукции скважины - газа, нефти, воды, дебита осуществляется микропроцессором по заранее заданной программе по полученной информации от датчиков давления, температуры, уровнемеров.

Известное устройство по технической сущности более близко к предлагаемому объекту и может быть принято в качестве прототипа.

Недостатком его является ненадежность работы и как следствие низкая достоверность получаемых значений о компонентах ГЖС и дебита. Объясняется это тем, что поток газа, идущий по газовой линии, поток дегазированной нефти, частично попадая в газовую линию и оказывая противодавление, вынуждают датчики подавать искаженные сигналы, в результате чего не обеспечивается достаточная точность измерений.

Технической задачей настоящего изобретения является повышение надежности работы установки и получение достоверной информации о значениях параметров и компонентов добываемой скважиной жидкости и ее дебита.

Поставленная техническая задача решается описываемой переносным узлом учета добываемой скважинной жидкости, включающим вертикально установленный цилиндрический корпус с установленным внутри гидроциклоном, впускной жидкостный патрубок, сообщенный тангенциально с гидроциклоном, газовую линию, выпускной патрубок газа, сообщенный с клапаном - регулятором газа, выпускную жидкостную линию, датчики давления и температуры, блок сбора и хранения информации, электрически связанный с измерительными приборами, а также сливной патрубок с запорной арматурой

Новым является то, что корпус выполнен ступенчатым и составным - верхний и нижний, скрепленные фланцевым соединением, в верхнем из которых с меньшей ступенью установлен с сепарирующим элементом гидроциклон, снабженный каплеотбойником, а клапан регулятор газа вмонтирован внутри корпуса над каплеотбойником, работающий на закрытие толкателем штока поплавка, установленного в гильзе с конически выполненной крышкой, и вмонтированной концентрически и с зазором внутри нижнего корпуса большей ступенью, и сообщена с ним нижним открытым концом, в стенках гильзы на уровне основания крышки выполнены боковые окна, сообщающие полость гидроциклона с полостью нижнего корпуса, выпускные линии газа и жидкости дополнительно снабжены массомерами, а выпускная гидролиния - влагомером и пробоотборниками, один из которых с ручным управлением, при этом газовая линия дополнительно снабжена манометром, причем каждая из выпускных линий газа и жидкости в зоне сообщения с общим коллектором снабжены обратными клапанами.

Переносной узел отличается также и тем, что сепарирующий элемент гидроциклона вмонтирован на полом сердечнике и выполнен в виде спиралевидного желоба.

Переносной узел отличается также и тем, что шток поплавка установлен с возможностью осевого перемещения в полом сердечнике желоба.

Другим отличием переносного узла является также и то, что в качестве блока сбора и хранения информации, поступающих из измерительных приборов, выбран контроллер.

Патентные исследования ретроспективностью в 20 лет для установления технического уровня и предварительного определения новизны заявляемого объекта проводились по патентному фонду института «ТатНИПИнефть».

Анализ известных технических решений в данной области техники показал, что заявляемое техническое решение имеет признаки, которые отсутствуют в аналогах, а их использование в заявляемой совокупности существенных признаков позволяют получить новый технический результат. Следовательно, можно предположить, что заявляемые технические решения соответствуют условиям патентоспособности «новизна» и «изобретательский уровень».

Представленные рисунки поясняют суть изобретения, где на фиг.1 изображен общий вид предлагаемого переносного узла, где видны составной двухступенчатый корпус - верхний и нижний, скрепленные фланцевым соединением, массомеры и обратные клапана на газовой и гидролинии, влагомер, пробоотборники, датчики давления и температуры, впускной патрубок и сливной патрубок с запорной арматурой.

На фиг.2 - вид на I фиг.1, в продольном разрезе, где видны гидроциклон с каплеотбойником, клапан-регулятора газа, манометр, датчик давления, сепарирующий элемент гидроциклона в виде спиралевидного желоба, смонтированного на полом стержне, а также гильза нижнего корпуса, внутри которого установлен поплавок со штоком, пропущенным через полый стержень желоба.

На фиг.3 - вид на II фиг.2, клапан регулятор газа, в продольном разрезе, где видны запорный элемент клапана, часть штока и толкатель.

На фиг.4 - вид А-А на фиг.2, где видна верхняя поверхность верхнего фланца и болты фланцевого соединения, а также впускной жидкостный патрубок для тангенциального ввода добываемой скважиной жидкости в гидроциклон.

Переносной узел учета добываемой скважинной жидкости содержит вертикально установленный на основании 1 с помощью опор 2 (см. фиг.1) цилиндрический корпус, выполненный ступенчатым и составным - из верхнего и нижнего корпусов 3 и 4 соответственно, скрепленные фланцевым соединением, и с приваренными монтажными ушками 5 к верхнему фланцу 6. Внутри верхнего корпуса 3 с меньшей ступенью (см. фиг.2) с зазором 7 концентрично и герметично установлен гидроциклон 8 (см. фиг.2 и 4) с каплеотбойником 9 в верхней части и сепарирующим элементом в виде спиралевидного желоба 10 для выделения свободного газа из ГЖС-добываемой скважинной жидкости, вводимая туда тангенциально с помощью впускного патрубка 11, пропущенного через стенку верхнего корпуса 3 и стенку гидроциклона 8. Внутри корпуса 3 над каплеотбойником 9 установлен клапан 12 - регулятор газа (см фиг.2 и 3), сообщенный выпускным патрубком 13 газа, сообщенным в свою очередь с газовой линией 14 (см. фиг.1), снабженной датчиком давления 15, манометром 16, массомером 17 (расходомером), и сообщенной в свою очередь через обратный клапан 18 с общим коллектором 19. Нижний корпус 4 (см. фиг.2) с большей ступенью, являющийся накопительной емкостью жидкой фазы, снабжен концентрично и с зазором установленной гильзой 20 с открытым нижним концом и закрытой сверху крышкой 21 конической формы. Внутри упомянутой гильзы 20 установлен поплавок 22 со штоком 23 (см. фиг.3), пропущенным через полый стержень 24 желоба с возможностью осевого перемещения вверх или вниз для обеспечения возможности открытия или закрытия клапана 13 - регулятора газа толкателем 25 штока. Например, при верхнем положении поплавка клапан 13 закрыт, как это изображено на фиг.2. На уровне основания крышки 21 на стенках гильзы 20 выполнены окна 26, сообщающие полость гидроциклона 8 с полостью нижнего корпуса 4, снабженного датчиком температуры 27. Выпускная гидролиния 28, сообщенная с нижней частью корпуса 4, снабжена пробоотборниками 29 и 30, один из которых, например, пробоотборник 29 с ручным управлением, влагомером 31, массомером 32 и обратным клапаном 33, сообщающимся с общим коллектором 19. Днище корпуса 4 снабжено сливным патрубком 34 с запорной арматурой 35. Дополнительное снабжение измерительной системы манометром 16, а также пробоотборником 29 с ручным управлением диктуется в необходимости уточнения достоверности, полученных результатов измерений в автоматическом режиме датчиком давления 15 и пробоотборником 30 соответственно.

Предлагаемый переносной узел работает следующим образом.

В собранном виде, как это изображено на фиг.1, его доставляют в зону расположения устья скважины или групповой замерной установки (ГЗУ) - к месту определения качества и количества добываемой скважинной жидкости, а также составляющих ее компонентов. После окончания подготовительных мероприятий, включающих проверку надежности обвязки гидравлической и газовой линии, а также открытия и закрытия клапанов и правильность подключения измерительных приборов, кран 35 сливного патрубка 34 закрывают, контрольно-измерительные приборы электрически соединяют с контроллером, к массомеру жидкости 32, влагомеру 31, пробоотборнику 30 и массомеру 17 газа, подключают к источнику электричества, после чего переносной узел запускают в работу. Для этого задвижку подводящего трубопровода открывают, при котором ГЖС через рукав высокого давления (подводящий трубопровод и рукав высокого давления на фигуре не изображены), и связанный с ним впускной патрубок 11 ГЖС тангенциально вводится в гидроциклон 8. При этом из впускного патрубка поступающая скважинная жидкость под давлением, попадая в более просторную полость гидроциклона, поток разбрызгивается и частично распыляется, при котором происходит интенсивное выделение свободного газа из жидкости, и он, поднимаясь вверх, проходит через каплеотбойник 9 и далее через отверстия Б (см. фиг.3) и открытый клапан 13 - регулятор газа, выпускной патрубок 12 поступает в газовую линию 14, откуда через обратный клапан 18 поступает в общий коллектор 19. При этом информация о величине давления в ней и расходах газа, фиксированные датчиком давления 15 и расходомером 17 соответственно, по каналам связи передается контроллеру. В гидроциклоне жидкость, подвергаясь завихрению и закручиванию, плавно стекает вниз по спиральному желобу, продолжая выделять газ, попадает на коническую поверхность крышки 21 гильзы 20, где также происходит интенсивное выделение газа, и далее через боковые окна 26 поступает в полость нижнего корпуса 4, откуда она по выпускной гидролинии 28 через измерительные приборы 30, 31, 32 и обратный клапан 33 поступает в общий коллектор 19. При этом одновременно информация о расходе жидкости, протекающей через массомер 32, о величине содержания воды в нефти, фиксированная влагомером 31, а также о полном заполнении пробоотборника 30 по каналам связи передается автоматически контроллеру, откуда далее по каналам связи передается диспетчеру для контроля, анализа и принятия решения. По мере накопления жидкости в емкости 4 ее уровень поднимается, поднимая за собой и поплавок 22, который своим штоком 23 и толкателем 25 приподнимает клапан 13 (см. фиг.3), при котором происходит постепенное сужение его проходного канала для прохода газа. При достижении поплавка верхней крайней точки клапан закрывает проходной канал, как это изображено на фиг.2, накопление газа увеличивается и, когда его объем становится достаточным, давление его повышается, и под действием которого происходит выдавливание из емкости 4 накопившегося там некоторого количества жидкости в выпускную гидролинию 28. При этом уровень жидкости, поддерживающий поплавок на верхнем положении, падает, при котором поплавок 22 и одновременно шток 23 с толкателем 25 перемещаются вниз, регулирующий газ клапан 13 открывается, и газ снова начинает поступать в газовую линию 14. Таким образом, происходит непрерывное отдельное измерение объема газа и жидкости.

Технико-экономическое преимущество изобретения заключается в следующем.

Изобретение в сравнении с аналогами обладает расширенными функциональными возможностями, его использование позволяет определить не только количественное содержание газа и нефти в ГЖС, но и воды, причем с большой достоверностью, что позволит специалистам по эксплуатации нефтяных скважин оперативно принимать меры по обеспечению эффективной эксплуатации скважин, поможет разработчикам и геологам проектировать и в оптимальном режиме разрабатывать нефтяные залежи. Конструкция предлагаемой установки не металлоемка, малогабаритна, изготовление, сборка и монтаж не требует больших материальных затрат и времени.

1. Переносной узел учета добываемой скважинной жидкости, включающий вертикально установленный цилиндрический корпус с установленным внутри гидроциклоном, впускной жидкостный патрубок, сообщенный тангенциально с гидроциклоном, газовую линию, выпускной патрубок газа, сообщенный с клапаном-регулятором газа, сообщенным с газовой линией, выпускную жидкостную линию, датчики давления и температуры, блока сбора и хранения информации, электрически связанный с измерительными приборами, а также сливной патрубок с запорной арматурой, отличающийся тем, что корпус выполнен ступенчатым и составным - верхний и нижний, скрепленные фланцевым соединением, в верхнем из которых с меньшей ступенью установлен с сепарирующим элементом гидроциклон, снабженный каплеотбойником, а клапан регулятор газа вмонтирован внутри корпуса над каплеотбойником, работающий на закрытие толкателем штока поплавка, установленного в гильзе с конически выполненной крышкой, вмонтированной концентрически и с зазором внутри нижнего корпуса с большей ступенью, и сообщена с ним нижним открытым концом, в стенках гильзы на уровне основания крышки выполнены боковые окна, сообщающие полость гидроциклона с полостью нижнего корпуса, выпускные линии газа и жидкости дополнительно снабжены массомерами, а выпускная гидролиния - влагомером и пробоотборниками, один из которых с ручным управлением, при этом газовая линия дополнительно снабжена манометром, причем каждая из выпускных линий газа и жидкости в зоне сообщения с общим коллектором снабжены обратными клапанами.

2. Переносной узел по п.1, отличающийся тем, что сепарирующий элемент гидроциклона вмонтирован на полом сердечнике и выполнен в виде спиралевидного желоба.

3. Переносной узел по п.1, отличающийся тем, что шток поплавка установлен с возможностью осевого перемещения в полом сердечнике желоба.

4. Переносной узел по п.1, отличающийся тем, что в качестве блока сбора и хранения информации, поступающих из измерительных, приборов, выбран контроллер.



 

Похожие патенты:

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.

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.

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.

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.

Изобретение относится к способам измерения дебита нефтяных скважин в групповых замерных установках и может быть использовано в информационно-измерительных системах объектов добычи, транспорта и подготовки нефти, газа и воды. Технический результат - создание непрерывности и повышение точности измерения дебита нефтяных скважин. Способ измерения дебита водогазонефтяной эмульсии, собираемой по трубопроводам в групповую замерную установку из нефтяных скважин, с поочередным подключением трубопроводов скважин, транспортирующих водогазонефтяную эмульсию к сепаратору, в котором для повышения точности измерений дебита каждой фазы и обеспечения непрерывности измерений на каждый транспортирующий нефть от скважины к групповой замерной установке трубопровод устанавливают датчик виброакустических колебаний. Измеряют виброакустический шум, создаваемый движением жидкости при протекании ее через известное сечение. Скорость прохождения жидкости определяют по частоте и амплитуде акустических шумов, вызываемых неравномерностью движения жидкости. Предварительно измеряют температуру потока и давление в трубе, плотности каждой из фаз, а затем рассчитывают объемную или массовую долю каждой фазы, записывают их и сравнивают с данными о дебите нефти, газа и воды, полученными при следующем подключении скважины к измерительной системе групповой замерной установки, используя последние как реперные точки. 2 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Способ включает отбор продукции нижнего пласта через приемный патрубок, проходящий через пакер, разделяющий пласты, измерение общего дебита жидкости и ее обводненности на дневной поверхности, измерение давления на приеме и параметров работы насоса с помощью модуля телеметрической системы, установленного под погружным электродвигателем насоса, измерение давления на забое нижнего пласта с помощью глубинного манометра, соединенного кабелем с модулем телеметрической системы, перекрытие поступления продукции одного из пластов с помощью гидравлического пакера с передачей давления по трубке малого диаметра для проведения замеров параметров работы другого пласта, определение дебитов нефти и воды перекрываемого пласта путем вычитания из общих дебитов нефти и воды скважины дебитов работающего пласта. Для проведения замеров перекрытие пласта с меньшим дебитом нефти производят спуском груза в нижнюю часть колонны насосно-компрессорных труб, открывающего за счет собственного веса доступ жидкости высокого давления из колонны труб по трубке малого диаметра в гидравлический пакер. После перекрытия пласта производят уменьшение оборотов погружного двигателя преобразователем частоты тока электропривода для поддержания давления на приеме насоса, равным давлению до перекрытия пласта. Производят замеры дебитов нефти и воды на дневной поверхности. Технический результат заключается в повышении эффективности раздельного замера продукции при одновременно-раздельной эксплуатации скважины. 3 ил.
Наверх