Устройство для измерений дебита продукции нефтегазодобывающих скважин


 


Владельцы патента RU 2565614:

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

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 системам автоматического контроля и может быть использовано при контроле и управлении процессами добычи продукции скважины в нефтяной, газовой и других отраслях промышленности.

Известно устройство для измерения продукции скважины [1], содержащее герметичную цилиндрическую емкость с входным трубопроводом продукции скважины и выходными трубопроводами для газа и жидкости, имеющими управляемые запорные органы, преобразователь силы в электрический сигнал и связанные между собой вычислительный блок и гидравлическую и электрическую системы управления.

Продукция скважины через входной трубопровод поступает в емкость, установленную на измеритель массы (преобразователь силы в электрический сигнал). При достижении верхнего уровня (заданного значения массы) жидкости в емкости системой управления формируются команды на управляемые запорные органы и происходит вытеснение жидкости давлением газа в сборный коллектор.

Недостатком известного устройства является цикличность измерений, что снижает точность измерения массы жидкости.

Кроме этого, известное устройство громоздко, из-за необходимости применения монолитного (массивного) фундамента для обеспечения жесткости крепления измерительной емкости, имеет сложную систему управления и низкую надежность.

Известно также устройство [2], содержащее герметичную цилиндрическую емкость (мерная емкость), нижнее и верхнее днище емкости по ее вертикальной оси соединены цилиндрической направляющей, внутри которой установлена центрирующая опора, в верхней части опоры установлен преобразователь силы в электрический сигнал (весоизмеритель), состоящий из преобразователя силы в давление и преобразователя давления в электрический сигнал, на который опирается мерная емкость. Преобразователь силы в давление состоит из корпуса, поршня, в котором размещен упор, оканчивающийся конусом со сферической выемкой со стороны вершины и опирающийся на шар, внутренняя полость преобразователя силы в давление соединена с преобразователем давления в электрический сигнал, который соединен с электрической системой управления, имеющей вычислительное устройство (контроллер). К мерной емкости подведены подвижный входной трубопровод продукции скважины и подвижные выходные трубопроводы для газа и жидкости. На трубопроводе для жидкости установлены управляемый запорный орган и насос откачки, соединенные с электрической системой управления.

Устройство работает следующим образом. Продукция скважины через подвижный входной трубопровод направляется в мерную емкость, в которой происходит сепарация попутного нефтяного газа и удаление его через подвижный трубопровод, накопление жидкости от нижнего до верхнего фиксированных уровней, которым соответствуют определенные значения электрического сигнала весоизмерителя.

При достижении значения электрического сигнала величины, соответствующей верхнему фиксированному уровню, контроллер вычисляет значение массы “брутто”, время заполнения емкости жидкостью и формирует команды в электрическую систему управления. Происходит автоматическое включение насоса откачки и открытие управляемого запорного органа. Начинается процесс откачки жидкости из емкости до нижнего фиксированного уровня - массы «тары». Контроллер производит вычисление массы “нетто” жидкости, как разность значений массы “брутто” и массы «тары», и формирует команды на отключение управляемого запорного органа и насоса откачки.

Известное устройство имеет следующие (среди прочих) недостатки:

1) Опорожнение мерной емкости путем откачки жидкости насосом приводит к разряжению в емкости, в подводящем трубопроводе и в эксплуатационной колонне скважины, изменяя режим ее работы, следствием чего является изменение дебита. Измерения производятся в динамике, в условиях пульсации и гидроударов, поскольку поток продукции скважины не останавливается, к тому же во время откачки жидкости, дебит скважины вообще не измеряется. Все это приводит к большой погрешности измерений.

2) Отсутствие функциональной возможности измерения плотности жидкости и, соответственно, возможности определения содержания воды в ней (обводненности нефти) расчетным (косвенным) методом [3] и определения массы «нетто» нефти сужает потребительские свойства устройства.

3) Сложность конструкции весоизмерительного узла, наличие в нем подвижных частей, а также использование в устройстве подвижных трубопроводов (гибких рукавов) и насоса откачки снижает его надежность.

Целью изобретения является снижение погрешности измерений, расширение потребительских свойств и повышение надежности устройства.

Указанная цель достигается тем, что в состав устройства для измерений дебита продукции нефтегазодобывающих скважин, содержащего 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, включается дополнительная мерная емкость, входной трубопровод оборудован управляемым переключателем потока, к которому подключаются обе мерные емкости, дополнительная мерная емкость, наряду с существующей, соединяется с выходным трубопроводом для газа и, через дополнительный управляемый запорный орган, с выходным трубопроводом для жидкости, в качестве входных и выходных трубопроводов каждой емкости используются консольно-защемленные трубопроводы, обе мерные емкости оборудованы сигнализаторами уровня жидкости и подвешены на весоизмерители, в качестве которых применяются тензорезисторные датчики.

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 измерений дебита продукции нефтегазодобывающих скважин отличается тем, что включение в его состав дополнительной мерной емкости позволяет производить непрерывные измерения дебита продукции скважин, оснащение обеих мерных емкостей сигнализаторами уровня жидкости позволяет измерять плотность жидкости, определять обводненность нефти и вычислять массу нефти, а также подвес этих емкостей на тензорезисторные датчики, позволяющие использование упругих консольно-защемленных входных и выходных трубопроводов, снижает погрешность измерений дебита продукции скважин, расширяет потребительские свойства и повышает надежность устройства.

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

На чертеже изображена принципиальная схема заявляемого устройства.

В состав устройства входят: входной трубопровод (1) для продукции (газожидкостная смесь - ГЖС) скважины, управляемый переключатель потока (2), мерные емкости (3), весоизмерители (4), на которые подвешены эти емкости, входные (5) для ГЖС, выходные для газа (6) и для жидкости (7), консольно-защемленные трубопроводы емкостей, сигнализаторы уровня (8) и управляемые запорные органы (9).

Порядок работы заявляемого устройства следующий.

На прилагаемой схеме показан цикл налива жидкости в левую емкость и слива жидкости из правой емкости.

При этом переключатель потока (например, трехходовой кран с электроприводом - 2) направляет ГЖС в сепарирующий элемент левой емкости, запорный орган (например, электромагнитный клапан - 9) левой емкости закрыт, а правой - открыт.

В сепарирующем элементе левой емкости ГЖС разделяется на газ и жидкость (водонефтяную смесь). Жидкость накапливается в нижней полости емкости, а газ через левый консольно-защемленный трубопровод (6) выталкивается жидкостью в правую емкость и в свою очередь выталкивает жидкость из нее.

При этом газ не может выйти в коллектор, поскольку жидкость полностью перекрывает сечение коллектора ввиду того, что она значительно тяжелее газа.

Очевидно, что скорость слива жидкости из правой емкости будет гораздо больше скорости налива жидкости в левую емкость, поскольку в правую емкость поступает газ не только из левой емкости, но и газ, непрерывно выделяющийся из ГЖС в процессе ее поступления в сепарирующий элемент левой емкости.

По окончании слива жидкости из правой емкости, признаком чего является достижение ее массы, непрерывно измеряемой весоизмерителем (4), значения массы «тары» этой емкости, контроллер закрывает правый запорный орган (9), при этом газ начинает поступать в коллектор.

В процессе продолжающегося налива жидкости в левую емкость продолжает повышаться ее уровень.

При достижении уровня жидкости (срабатывании) сигнализатора (8) контроллер фиксирует выходной сигнал весоизмерителя, переводит переключатель потока (2) на правую емкость, вычисляет массу «брутто» как произведение коэффициента массы и значения выходного сигнала весоизмерителя, вычисляет массу «нетто» как разность значений массы «брутто» и массы «тары», вычисляет плотность жидкости как отношение массы «нетто» к ее объему - вместимости нижней полости левой емкости, вычисляет, по соответствующему алгоритму, содержание воды в жидкости и массу нефти.

Примечание - коэффициент массы, массу «тары» и вместимость нижней полости (от днища до сигнализатора уровня жидкости) каждой емкости определяют при первичной калибровке при выпуске из производства либо в рабочих условиях при периодической или внеочередной (арбитражной) поверке.

Далее, процесс измерений продолжается аналогично описанному выше, но уже в цикле налива жидкости в правую емкость и слива жидкости из левой емкости.

Дебит жидкости контроллер вычисляет как отношение суммарного значения массы «нетто» жидкости, измеренной емкостями, к суммарному времени налива, всякий раз фиксируемому им, от момента переключения потока на конкретную емкость до срабатывания сигнализатора уровня жидкости этой емкости.

Для измерений дебита газа, в реальных устройствах, устанавливают расходомер на трубопроводе для выхода газа из емкостей (на чертеже не показан).

Устройство, изготовленное для проверки заявляемых решений, - проведения квалификационных испытаний, имело следующие параметры: масса «тары» мерных емкостей - 370 кг (здесь и далее, приведены номинальные значения параметров), вместимость нижних полостей мерных емкостей - 320 литров, длина консольно-защемленных трубопроводов - 2,5 метра.

В устройстве были использованы тензорезисторные весоизмерительные датчики серии С ЗАО «Тензо-М» и вибрационные сигнализаторы уровня жидкости Liguiphant М фирмы Endress+Hauser.

В программу квалификационных испытаний входили следующие мероприятия: определение коэффициентов массы; определение массы «тары» емкостей; определение влияния на коэффициенты массы давления в полостях устройства; определение вместимости нижних полостей мерных емкостей; проверка метрологических характеристик устройства в функции измерений расхода жидкости.

Для определения коэффициентов массы использовались гири калибровочные класса M1 с номиналом 20 кг.

Определение коэффициентов массы производилось путем укладки гирь, попарно, на диаметрально-противоположные стороны круговых полок, имеющихся в нижней части каждой емкости (на чертеже не показаны), и фиксации выходных сигналов весоизмерителей. Коэффициент массы каждой емкости вычислялся как отношение массы уложенных гирь к величине приращения выходного сигнала весоизмерителя этой емкости.

Масса «тары» каждой (пустой) емкости определялась как произведение значения выходного сигнала весоизмерителя и коэффициента массы этой емкости.

Определение влияния на коэффициент массы давления в полостях устройства производилось в следующем порядке.

Были заполнены водой все полости устройства (емкости, входной и выходные трубопроводы), к входному трубопроводу подключен ручной насос с манометром, установлен контрольный манометр на устройстве.

С помощью насоса ступенчато, от 0 до 4,0 МПа, повышалось давление в полостях устройства и фиксировались выходные сигналы весоизмерителей, после чего так же ступенчато снижалось давление до нуля и фиксировались выходные сигналы весоизмерителей.

Определение вместимости емкостей производилось путем заполнения водой до срабатывания сигнализатора уровня жидкости и определение объема путем слива воды в мерник и измерения ее температуры.

Проверка метрологических характеристик устройства в динамике производилась на заводском метрологическом расходомерном стенде.

По результатам всего комплекса испытаний получена максимальная (с учетом влияющих факторов) относительная погрешность измерений расхода жидкости 0,8% и сделан вывод о том, что измерительные установки, реализованные на заявляемом устройстве, могут быть использованы в качестве эталонов 2-го разряда, в соответствии с ГОСТ Р [4], для поверки рабочих измерительных установок, по каналу измерений дебита жидкости (сырой нефти), отвечающих требованиям ГОСТ Р 8.615 [5].

Источники информации

1. Авторское свидетельство СССР №1652521, кл. Е21В 47/00, 1991.

2. Патент РФ №2059067 от 27.04.1996 г. «Устройство для измерения продукции скважины».

3. Ю.А. Богданов, Н.Е. Горелова. «К вопросу об оценке точности косвенного метода измерения обводненности сырой нефти». Научно-технический журнал «Законодательная и прикладная метрология», ФГУП ВНИИМС, №6, 2001 г.

4. ГОСТ Р 8._-201_ (Проект) «Государственная поверочная схема для средств измерений массового расхода многофазных потоков». - М.: Стандартинформ.

5. ГОСТ Р 8.615-2005 «Измерения количества извлекаемых из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования».

Устройство для измерений дебита продукции нефтегазодобывающих скважин, содержащее герметичную цилиндрическую емкость (мерная емкость), преобразователь силы в электрический сигнал (весоизмеритель), входной трубопровод для продукции скважины, выходной трубопровод для газа и выходной трубопровод для жидкости, оборудованный управляемым запорным органом, соединенным с электрической схемой управления, отличающееся тем, что в него включена дополнительная мерная емкость, входной трубопровод оборудован управляемым переключателем потока, к которому подключены обе мерные емкости, дополнительная мерная емкость, наряду с существующей, соединена с выходным трубопроводом для газа и, через дополнительный управляемый запорный орган, с выходным трубопроводом для жидкости, в качестве входных и выходных трубопроводов каждой емкости использованы консольно-защемленные трубопроводы, обе мерные емкости оборудованы сигнализаторами уровня жидкости и подвешены на весоизмерители, в качестве которых применены тензорезисторные датчики.



 

Похожие патенты:

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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 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.

Предлагаются система и способ динамической калибровки, предназначенные для измерения дебита скважинного флюида отдельных нефтяных скважин, входящих в состав куста скважин. Отличительной особенностью системы и способа динамической калибровки является то, что они включают в себя средство, предусмотренное для индивидуальной калибровки датчика давления в соответствии с параметрами каждой отдельной скважины. Технический результат - повышение точности результатов измерения дебита флюидов. 2 н. и 15 з.п. ф-лы, 2 ил., 1 табл.

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 трубопроводах и отдельных устройствах. Технический результат изобретения заключается в создании упрощенной конструкции устройства, которое обеспечивает высокое качество проведения исследований газожидкостных потоков, за счет повышения точности проводимых экспериментов. Устройство содержит испытуемую колонну, смеситель газа и жидкости, кран впуска и выпуска газа, сепаратор, центробежный газовый нагнетатель, жидкостный насос, расходомер жидкости, расходомер газа, блок датчиков перепада давления, блок датчиков давления и температуры, блок аналого-цифрового преобразования и блок обработки данных и визуализации результатов наблюдения. 4 ил.

Изобретение относится к промысловой геофизике и может быть использовано для измерения скорости потока или расхода жидкости или газа в добывающих и нагнетательных скважинах. Техническим результатом, получаемым от внедрения изобретения, является расширение диапазона измеряемых скоростей. Данный технический результат достигают за счет того, что в потоке создают тепловую метку с помощью генератора тепловых меток, регистрируют появление тепловой метки, прошедшей базовое расстояние X, с помощью регистратора тепловых меток. Затем измеряют время t прохождения меткой базового расстояния X, по которому определяют скорость Vn потока. При этом генератор и регистратор меток перемещают вдоль скважины со скоростью Vk, удовлетворяющей математическому соотношению |Vk - Vn| = 0,01÷0,05 м·с-1. Базовое расстояние Х задается равным 0,01÷0,05 м для жидкости и 0,01÷0,02 м для газа. 1 ил.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при проведении промысловых гидродинамических, газоконденсатных исследований скважин в процессе разведки и разработки газовых и газоконденсатных месторождений. Технический результат изобретения заключается в снижении трудоемкости проведения исследований при обеспечении необходимого качества результатов проводимых исследований. Установка для исследования газовых и газоконденсатных скважин включает пробоотборное устройство, дозирующий цилиндр, сепарационную установку, газовый анализатор, станцию привода, расходомеры, обратный клапан, дроссельные устройства, задвижки, линии газопровода, краны, контроллер, компьютер, клапаны, датчики температуры и давления. Установка оснащена пробоотборным устройством, монтируемым на фонтанной арматуре скважины, которое отбирает часть потока продукции скважины по всей площади сечения трубопровода фонтанной арматуры и дозирующий цилиндр направляет ее на сепарационную установку, при этом не останавливая скважину и продолжая подавать продукцию скважины в газопровод. 2 н. и 3 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к горному делу, в частности к способу определения дебита скважин, оборудованных насосными установками. Способ включает снятие характеристики подача - напор скважинного насоса, энергетической характеристики мощность и КПД - подача на жидкости - воде, определение плотности жидкостной смеси, определение фактического напора насоса. Построение расчетной характеристики подача - напор на жидкостной смеси, построение расчетных энергетических характеристик и по расчетным характеристикам определение подачи насоса - дебита скважины, соответствующей фактическому напору и фактическому энергопотреблению. По паспортным характеристикам используемого насоса строится паспортная напорно-расходная и энергетическая характеристика при номинальной частоте. Учитываются фактические параметры откачиваемой газожидкостной смеси - плотность и вязкость, а также насосной установки - фактическая частота вращения ротора насоса, газосодержание на приеме насоса, ток, напряжение, коэффициент загрузки, давление и температура на приеме насоса, давление и температура на выходе из насоса. Проводится пересчет и перестроение паспортной рабочей напорно-расходной и энергетической характеристики скважинного насоса. По уточненной рабочей характеристике насоса и по определенным с учетом фактических рабочих показателей насосной установки напору и мощности насоса определяется подача насоса. Технический результат заключается в повышении точности определения дебита скважин, оборудованных насосными установками, снижении массогабаритных параметров оборудования определения дебита скважин, увеличении межремонтного периода стационарных замерных установок. 5 ил.

Изобретение относится к обработке скважин и разработке месторождений и, в частности, системе и способу интерпретации дебита потока во время скважинной обработки. Технический результат заключается в эффективности стимуляционной обработки за счет получения знаний о распределении потока на рабочем интервале в режиме реального времени. Способ включает этапы, на которых размещают комплект нижней части буровой колонны (КНБК) в стволе скважины. Причем КНБК содержит нагнетательный порт для выдачи текучей среды в скважины, первый датчик, расположенный над нагнетательным портом, и второй датчик, расположенный под нагнетательным портом. Каждый из первого датчика и второго датчика генерирует сигнал обратной связи, представляющий собой скорость потока текучей среды на участке ствола скважины. Определяют приблизительную глубину участка КНБК в стволе. Формируют модель данных, основанную на наборе инструкций, причем модель данных представляет по меньшей мере характеристики потока текучей среды в стволе скважины, при этом модель данных получают из сигнала обратной связи и приблизительной глубины нагнетательного порта. Анализируют модель данных для экстраполяции характеристик формации. 3 н. и 17 з.п. ф-лы, 3 ил.
Наверх