Установка для измерения дебита нефтяных и газовых скважин (варианты)



Установка для измерения дебита нефтяных и газовых скважин (варианты)
Установка для измерения дебита нефтяных и газовых скважин (варианты)
Установка для измерения дебита нефтяных и газовых скважин (варианты)
Установка для измерения дебита нефтяных и газовых скважин (варианты)
Установка для измерения дебита нефтяных и газовых скважин (варианты)
Установка для измерения дебита нефтяных и газовых скважин (варианты)

 


Владельцы патента RU 2557263:

Акционерное общество "ГМС Нефтемаш" (RU)

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 нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано для измерения дебита продукции нефтяных и газовых скважин в режиме реального времени.

Известна установка для измерения дебита нефтяных и газовых скважин, содержащая 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 с установленными на его нисходящем сегменте многофазным кориолисовым расходомером и по меньшей мере одним параметрическим датчиком, а также трубопроводную и запорную арматуру («Измерение расхода многофазного потока при добыче нефти и газа с использованием нового типа измерительной установки на базе кориолисового расходомера». Журнал «Нефтепромысловое оборудование», №3, 2013 год, стр.105-107).

Недостатком известной установки является недостаточная точность измерения параметров потока ввиду его неоднородности, которая обусловлена тем, что на восходящем сегменте трубопровода системы для измерения расходов нефти, воды и газа достаточно легко происходит расслоение потока на фазы, а на нисходящем сегменте трубопровода, несмотря на то, что происходит смешивание этих фаз, данный процесс является недостаточным для образования гомогенной смеси.

Задачей, на решение которой направлено заявленное изобретение, является повышение точности измерения фазового расхода в режиме реального времени за счет обеспечения однородности измеряемого потока газожидкостной смеси.

Технический результат по первому варианту изобретения достигается тем, что в установке для измерения дебита нефтяных и газовых скважин, содержащей 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 с установленными на его нисходящем сегменте многофазным кориолисовым расходомером и по меньшей мере одним параметрическим датчиком, а также трубопроводную и запорную арматуру, система для измерения расходов нефти, воды и газа снабжена смесителем потока, установленным на ее трубопроводе перед его нисходящим участком, выполненным в виде диспергатора либо в виде ребер, установленных на внутренней поверхности трубопровода.

Технический результат по второму варианту изобретения достигается тем, что в установке для измерения дебита нефтяных и газовых скважин, содержащей 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 с установленными на его нисходящем сегменте многофазным кориолисовым расходомером и по меньшей мере одним параметрическим датчиком, а также трубопроводную и запорную арматуру, трубопровод, соединяющий систему для измерения расходов нефти, воды и газа с входной линией установки на входе в систему для измерения расходов нефти, воды и газа выполнен по меньшей мере с одним восходящим и одним нисходящим сегментами, причем вход в систему для измерения расходов нефти, воды и газа связан с выходом из нисходящего сегмента трубопровода. Кроме того, система для измерения расходов нефти, воды и газа снабжена установленным на ее трубопроводе перед его нисходящим участком смесителем потока, выполненным в виде диспергатора или в виде ребер, установленных на внутренней поверхности трубопровода.

Кроме того, оба варианта выполнения изобретения предусматривают возможное наличие в установке устройства для выделения из поступающей из скважин газожидкостной смеси по меньшей мере части газовой фазы, имеющего раздельные выходы для жидкости и газа, при этом выход для жидкости связан с входом в систему для измерения расходов нефти, воды и газа, а выход для газа связан с выходом в коллектор, причем на трубопроводе, связывающем выход газа с выходом в коллектор, установлен расходомер газа. Также установка может содержать многоходовой кран, установленный на входной линии установки и связанный с нефтяными скважинами, при этом либо один из выходов многоходового крана связан с системой для измерения расходов нефти, воды и газа, а второй выход с выходом в коллектор, либо установка содержит два устройства для измерения расходов нефти, воды и газа, связанных с выходами многоходового крана.

Выполнение трубопровода, соединяющего систему для измерения расходов нефти, воды и газа с входной линией установки на входе в систему для измерения расходов нефти, воды и газа по меньшей мере с одним восходящим и одним нисходящим сегментами, причем вход в систему для измерения расходов нефти, воды и газа связан с выходом из нисходящего сегмента трубопровода, обеспечивает движение потока в чередующихся направлениях, которое ввиду образующихся перепадов давления способствует растворению газа в жидкой фазе и соответственно образованию гомогенной смеси, что, в свою очередь, позволяет уменьшить ошибку определения фазового состава смеси в режиме реального времени, повышая точность определения дебита по компонентам.

Снабжение системы для измерения расходов нефти, воды и газа смесителем потока, установленным на ее трубопроводе перед его нисходящим участком и выполненным в виде диспергатора или в виде ребер, установленных на внутренней поверхности основного трубопровода, обеспечивает гомогенность измеряемого потока непосредственно перед определением его фазового расхода за счет интенсивного смешения фаз при движении потока через серию созданных на его пути преград.

Наличие в установке устройства для выделения из поступающей из скважин газожидкостной смеси по меньшей мере части газовой фазы, имеющего раздельные выходы для жидкости и газа, при этом выход для жидкости связан с входом в систему для измерения расходов нефти, воды и газа, а выход для газа связан с выходом в коллектор, позволяет произвести предварительную обработку поступающей смеси перед измерением ее фазового состава, что повышает точность измерения особенно для смесей с высоким содержанием газа. Установка на трубопроводе, связывающем выход газа с выходом в коллектор, расходомера газа позволяет произвести замер объемного расхода выделенного газа.

Наличие многоходового крана, установленного на входной линии установки и связанного с нефтяными скважинами, и связь одного из выходов многоходового крана с системой для измерения расходов нефти, воды и газа, а второго выхода - с выходом в коллектор позволяет последовательно коммутировать потоки смеси n-1 нефтяных скважин, измеряя их общий расход, а поток одной из скважин без измерения направлять в коллектор и на основе измеренных параметров коммутированных потоков вычислять значения параметров каждого из n потоков.

Наличие в установке двух систем для измерения расходов нефти, воды и газа, связанных с выходами многоходового крана, позволяет коммутировать потоки смеси n-1 нефтяных скважин и отдельно измерять расходы коммутированных и некоммутированных потоков, что повышает точность определения дебита каждой из скважин.

На фиг.1 показан фрагмент установки измерения дебита нефтяных и газовых скважин по первому варианту ее исполнения;

На фиг.2 показан фрагмент установки измерения дебита нефтяных и газовых скважин схема по второму варианту ее исполнения;

На фиг.3 показан смеситель в виде диспергатора - выносной элемент A на фиг.1 и 2;

На фиг.4 показан смеситель в виде ребер на внутренней поверхности трубопровода - выносной элемент A на фиг.1 и 2;

На фиг.5 показана общая схема установки измерения дебита нефтяных и газовых скважин;

На фиг.6 показана общая схема установки измерения дебита нефтяных и газовых скважин с использованием 2-х систем для измерения расхода нефти, воды и газа.

Установка для измерения дебита нефтяных и газовых скважин содержит систему 1 для измерения расходов нефти, воды и газа, входной трубопровод 2 системы 1, входной трубопровод 3, гидравлически связанный с нефтяными скважинами, задвижку 4 на входе в установку, задвижку 5 на ее выходе, выходной вентиль 6, выход 7 в коллектор. Система 1 выполнена в виде отрезка трубопровода с восходящим и нисходящим сегментами 8 и 9 с установленными на его нисходящем сегменте 9 многофазным кориолисовым расходомером 10 и по меньшей мере одним параметрическим датчиком 11. В качестве параметрических датчиков можно использовать датчики измерения перепада давления, и/или датчики температуры, и/или датчики влажности, и/или датчики расхода газа или жидкости.

Установка также содержит байпасный трубопровод 12 и расположенную на нем задвижку 13.

Система 1 для измерения расходов нефти, воды и газа по первому варианту исполнения установки для измерения дебита нефтяных и газовых скважин (фиг.1) снабжена смесителем 14 потока, установленным на ее трубопроводе перед его нисходящим сегментом 9. Смеситель 14 выполнен в виде диспергатора 15 (фиг.3). Смеситель 14 также может быть выполнен в виде ребер 16, установленных на внутренней поверхности трубопровода (фиг.4)

В установке для измерения дебита нефтяных и газовых скважин по второму варианту ее исполнения (фиг.2) трубопровод 2 на входе в устройство 1 для измерения расходов нефти, воды и газа выполнен с последовательно расположенными по меньшей мере одним восходящим и одним нисходящим сегментами 17 и 18, причем вход в устройство для измерения расходов нефти, воды и газа (вход в восходящий сегмент 8) связан с выходом из нисходящего сегмента 18 трубопровода. В данном варианте исполнения установки так же как предусматривается наличие в системе 1 для измерения расходов нефти, воды и газа перед ее нисходящим сегментом 9 смесителя 14 потока, аналогичного первому варианту исполнения.

По обоим вариантам осуществления изобретения установка может содержать устройство для выделения из поступающей из скважин газожидкостной смеси (фиг.5) по меньшей мере части газовой фазы, например сепаратор 19, который имеет раздельные выходы 20 и 21 для жидкости и газа, при этом выход 20 для жидкости связан с входом в систему 1 для измерения расходов нефти, воды и газа, а выход 21 для газа связан с выходом 7 в коллектор. На трубопроводе, связывающем выход 21 газа с выходом 7 в коллектор, установлен расходомер газа 22.

Входной трубопровод 2 системы 1 связан с каждой из скважин через входной клапан 23, входной вентиль 24 и трехходовой кран 25.

Подача газожидкостной смеси от скважин к входному трубопроводу также может производиться через многоходовой кран 26 (фиг.6). Подача рабочей смеси регулируется задвижками 27. Устройство содержит также дренажный канал, связанный с входным трубопроводом 2 через дренажные задвижки 28 и 29, и дополнительные датчики 30. Один из выходных каналов многоходового крана, коммутирующий потоки из n-1 скважин, связан с системой 1 для измерения расхода нефти, воды и газа. Второй выход многоходового крана 26, являющийся выходом потока одной из скважин, связан либо с выходом 7 в коллектор, либо с входом во вторую систему 1 для измерения расхода нефти, воды и газа.

Устройство работает следующим образом.

Открывают задвижки 4 и 5, выходной вентиль 6. Задвижку 13 закрывают.

Открывают входные клапаны 23 и входные вентили 24. Газожидкостная смесь от n скважин поступает во входной трубопровод 2 на вход в систему 1 для измерения расходов нефти, воды и газа. Перед входом в систему 1 в восходящем сегменте 17 трубопровода 2 происходит выделение газовой фазы из смеси, после чего в его нисходящем сегменте 18, напротив, происходит растворение газа в смеси. Перед измерением в многофазном кориолисовом расходомере 10 поток повторно проходит восходящий участок 8 и нисходящий участок 9 системы 1. Многократное изменение движения потока обеспечивает перепад давления, при котором весь газ растворяется в жидкостном потоке. Фазовый переход позволяет создать кластерные ультрадисперсные смеси, повышающие гомогенность потока. Гомогенность смеси еще более улучшается за счет прохождения газожидкостной смеси перед входом в нисходящий участок 9 через смеситель 14 потока.

В направленном вниз потоке смеси с датчиков 9, 10 и 11 снимают показания. После окончания измерений закрывают задвижки 4 и 5, открывают задвижку 12, и смесь проходит через байпасный трубопровод 12 в коллектор 7.

Регулирование потока, направляемого на вход системы 1, производится соответствующими переключениями трехходовых кранов 25 или многоходового крана 26.

Так, при использовании многоходового крана 26 поток на одном из его выходов суммируется от n-1 скважин и поступает на вход одной из систем 1, где происходит измерение фазовых расходов смеси. Из другого выхода поток из одной оставшийся скважины при наличии второй системы 1 для измерения расходов нефти, воды и газа поступает на ее вход. В обеих системах 1 датчиками 9, 10, 11 снимаются показания. После окончания измерений многоходовым краном путем переключения задвижек 30 коммутируется поток из других n-1 скважин. Одновременно второй системой 1 производится измерение параметров оставшейся скважины. Измерение повторяют до полного завершения n циклов измерений. Из показаний измерений первой системы 1 определяют значения параметров каждой скважины, сравнивая и уточняя полученные значения со значениями, измеренными второй системой 1.

При отсутствии второй системы 1 для измерения фазового расхода потока скважины, не коммутированного в общий поток (от n-1 скважин), продукция этой скважины, минуя систему 1, направляется в коллектор 7. Значения параметров каждой скважины определяют из показаний измерений системы 1, измеряющей коммутируемый поток от n-1 скважин.

Изобретение позволяет значительно повысить точность измерения фазового расхода продукции нефтяных и газовых скважин в режиме реального времени с использованием многофазного кориолисового расходомера путем обеспечения однородности измеряемого потока газожидкостной смеси.

1. Установка для измерения дебита нефтяных и газовых скважин, содержащая, 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 с установленными на его нисходящем сегменте многофазным кориолисовым расходомером и, по меньшей мере, одним параметрическим датчиком, а также трубопроводную и запорную арматуру, отличающаяся тем, что система для измерения расходов нефти, воды и газа снабжена устройством для гомогенизации потока, установленным в ее трубопроводе перед его нисходящим сегментом.

2. Установка по п. 1, отличающаяся тем, что устройство для гомогенизации потока выполнено в виде диспергатора.

3. Установка по п. 1, отличающаяся тем, что устройство для гомогенизации потока выполнено в виде ребер, установленных на внутренней поверхности трубопровода.

4. Установка по п. 1, отличающаяся тем, что она снабжена устройством для выделения из поступающей из скважин газожидкостной смеси, по меньшей мере, части газовой фазы, имеющим раздельные выходы для жидкости и газа, при этом выход для жидкости связан с входом в систему для измерения расходов нефти, воды и газа, а выход для газа связан с выходом в коллектор, причем на трубопроводе, связывающем выход газа с выходом в коллектор, установлен расходомер газа.

5. Установка по п. 1, отличающаяся тем, что она содержит многоходовой кран, установленный на входной линии установки и связанный с нефтяными скважинами, при этом установка содержит две системы для измерения расходов нефти, воды и газа, связанные с выходами многоходового крана.

6. Установка по п. 1, отличающаяся тем, что она содержит многоходовой кран, установленный на входной линии установки и связанный с нефтяными скважинами, при этом один из выходов многоходового крана связан с системой для измерения расходов нефти, воды и газа, а второй выход - с выходом в коллектор.

7. Установка для измерения дебита нефтяных и газовых скважин, содержащая 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 с установленными на его нисходящем сегменте многофазным кориолисовым расходомером и по меньшей мере одним параметрическим датчиком, а также трубопроводную и запорную арматуру, отличающаяся тем, что трубопровод, соединяющий систему для измерения расходов нефти, воды и газа с входной линией установки, на входе в систему для измерения расходов нефти, воды и газа выполнен с последовательно расположенными, по меньшей мере, с одним восходящим и одним нисходящим сегментами, причем вход в систему для измерения расходов нефти, воды и газа связан с выходом из нисходящего сегмента трубопровода.

8. Установка по п. 7, отличающаяся тем, что система для измерения расходов нефти, воды и газа снабжена устройством для гомогенизации потока, размещенным в ее трубопроводе перед его нисходящим сегментом.

9. Установка по п. 8, отличающаяся тем, что устройство для гомогенизации потока выполнено в виде диспергатора.

10. Установка по п. 8, отличающаяся тем, что устройство для гомогенизации потока выполнено в виде ребер, установленных на внутренней поверхности трубопровода.

11. Установка по п. 7 или 8, отличающаяся тем, что она снабжена устройством для выделения из поступающей из скважин газожидкостной смеси по меньшей мере части газовой фазы, имеющим раздельные выходы для жидкости и газа, при этом выход для жидкости связан с входом в систему для измерения расходов нефти, воды и газа, а выход для газа связан с выходом в коллектор, причем на трубопроводе, связывающем выход газа с выходом в коллектор, установлен расходомер газа.

12. Установка по п. 7 или 8, отличающаяся тем, что она содержит многоходовой кран, установленный на входной линии установки и связанный с нефтяными скважинами, при этом один из выходов многоходового крана связан с системой для измерения расходов нефти, воды и газа, а второй выход - с выходом в коллектор.

13. Установка по п. 7 или 8, отличающаяся тем, что она содержит многоходовой кран, установленный на входной линии установки и связанный с нефтяными скважинами, при этом установка содержит две системы для измерения расходов нефти, воды и газа, связанные с выходами многоходового крана.



 

Похожие патенты:

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.

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.

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 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.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для определения интервалов заколонного перетока жидкости из пластов, перекрытых насосно-компрессорными трубами (НКТ). В скважину, в зону предполагаемого заколонного перетока жидкости, спускаются термоизолированные НКТ, снаружи которых крепятся датчики температуры. Осуществляют одновременную регистрацию температуры по стволу скважины в исследуемом интервале. После извлечения термоизолированных НКТ из скважины проводится анализ показаний датчиков в исследуемом интервале через время не менее , где Rk - радиус колонны, а - температуропроводность среды между насосно-компрессорными трубами и колонной после начала работы скважины. Об интервале заколонного перетока судят по аномалиям температуры. Использование способа повышает достоверность определения интервалов заколонного перетока жидкости в скважинах, перекрытых термоизолированными НКТ. 3 з.п. ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к средствам для обнаружения притока газа в скважину в процессе бурения. Техническим результатом является повышение точности определения расположения притока газа в скважине. Предложен способ обнаружения притока газа в буровую скважину, содержащий: развертывание буровой колонны в буровой скважине, проходящей от поверхности земли в пласт; обеспечение бурового раствора в буровой скважине; обеспечение множества акустических датчиков в соответствующих местоположениях по длине буровой колонны для обнаружения в каждом акустическом датчике акустических импульсов, распространяющихся в буровом растворе по длине буровой колонны, причем каждый из акустических датчиков генерирует электрический сигнал, чувствительный к обнаружению каждого из акустических импульсов; определение изменения акустической характеристики бурильного раствора на основании сгенерированных сигналов; и определение наличия притока газа в буровую скважину на основании определенного изменения. Раскрыта также система для осуществления указанного способа. 2 н. и 12 з.п. ф-лы, 3 ил.
Наверх