Устройство для проведения исследований газожидкостного потока



Устройство для проведения исследований газожидкостного потока
Устройство для проведения исследований газожидкостного потока
Устройство для проведения исследований газожидкостного потока
Устройство для проведения исследований газожидкостного потока
Устройство для проведения исследований газожидкостного потока

Владельцы патента RU 2571473:

Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" (RU)

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 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.

Из уровня техники известна экспериментальная установка для проведения газогидродинамических исследований скважин (Ю.П. Коротаев. Избранные труды, в 3-х томах. Т 1. Под ред. акад. Р.И. Вяхирева. М., Недра, 1996, стр. 36-39, рис. 1), в которой проводят исследования влияния жидкости на сопротивление при движении газа по трубам. При проведении исследований осуществляют измерения давления и температуры через определенные промежутки времени до тех пор, пока показания не становились неизменными. При этом количество воды измеряли объемным способом дважды: до входа в смеситель и после выхода из сепаратора. В состав известной установки входят вертикальные трубы различного диаметра, сепаратор, ротаметр, мерный бак, мерный цилиндр, отсекатель, регулировочный вентиль, отводной вентиль, диафрагмы. Известная установка имеет существенный недостаток, заключающийся в большом количестве оборудования и трудоемкости проведения исследований.

Из уровня техники известен стенд для исследования условий подъема жидкости с использованием газа из скважин газовых, конденсатных и нефтяных месторождений (патент РФ 48580 U1, E21B 47/00, опубл. 27.10.2005). Известный стенд предназначен для изучения условий подъема газа и жидкости по лифтовым колоннам труб. Стенд включает одну или несколько колонн труб различного диаметра, узел подачи и регулирования расхода жидкости, средство подачи и регулирования расхода газа, в состав которого входит компрессор, устройство ввода в колонну и отвода из колонны газожидкостной смеси, сепаратор, имеющий выходы для жидкости и газа, средство отвода жидкости и газа из установки. Трубопровод снабжен патрубком избыточного давления газа и патрубком сброса газа. Известное решение не позволяет провести качественный анализ процессов, проходящих в объеме лифтовой колонны труб и по трубопроводу, что негативно отражается на достоверности, наглядности и точности результатов и полноте информации проводимых экспериментов.

Задача, решаемая предлагаемым изобретением, заключается в разработке устройства для проведения исследований газожидкостного потока, позволяющего изучать трубную многофазную гидродинамику путем измерения содержания жидкости в вертикальном газожидкостном потоке, используя для изучения двухфазной гидродинамики лифтовые трубы диаметром от 73 до 168 мм при давлениях до 3,0 МПа и водогазовом факторе в диапазоне 10-6-10-2.

Технический результат, на достижение которого направлено предлагаемое изобретение, заключается в создании упрощенной конструкции устройства, которое обеспечивает высокое качество проведения исследований газожидкостных потоков, за счет повышения точности проводимых экспериментов.

Сущность предлагаемого изобретения заключается в том, что устройство для проведения исследований газожидкостного потока включает по крайней мере одну испытуемую колонну, выполненную из прозрачного материала и устанавливаемую в вертикальном положении, смеситель газа и жидкости, установленный у основания упомянутой колонны. Выход газожидкостной смеси из верхней части колонны предназначен для слива жидкости в сепаратор. К выходу газа сепаратора трубопроводом подключен с одной стороны кран впуска и выпуска газа, подключенный также с другой стороны к входу центробежного газового нагнетателя. На выходе жидкостного потока сепаратора установлен жидкостный насос, подключенный через расходомер жидкости к одному входу смесителя газа и жидкости. Центробежный газовый нагнетатель связан через расходомер газа с другим входом смесителя газа и жидкости. На различных участках испытуемой колонны установлены блок датчиков перепада давления и блок датчиков давления и температуры, показания с которых и показания с расходомера газа предназначены для передачи в режиме реального времени в блок обработки данных и визуализации результатов наблюдения через блок аналого-цифрового преобразования.

Работа устройства для проведения исследований газожидкостного потока поясняется чертежами. На фиг. 1 представлена измерительная схема предлагаемого устройства для проведения исследований газожидкостного потока, на фиг. 2 продемонстрированы результаты измерения параметров, потерь давления ΔP и расхода газа G через колонну при рабочем давлении, а также объема жидкости Vж в сепараторе газожидкостного потока в режиме реального времени. На фиг. 3 отображены результаты определения времени заполнения колонны газожидкостной смесью. На фиг. 4 приведен пример распределения газожидкостной смеси по плотности в установившемся вертикальном газожидкостном потоке.

Устройство для проведения исследований газожидкостного потока (фиг. 1) содержит:

- испытуемую колонну (1), выполненную из прозрачного материала и устанавливаемую в вертикальном положении;

- у основания колонны установлен смеситель газа и жидкости (2);.

- в устройстве предусмотрен кран впуска и выпуска газа (3), подключенный трубопроводом к выходу газа сепаратора (4) с одной стороны и к входу центробежного газового нагнетателя (5) - с другой;

- на выходе жидкостного потока сепаратора установлен жидкостный насос (6), подключенный к расходомеру жидкости (7);

- центробежный газовый нагнетатель связан через расходомер газа (8) со смесителем газа и жидкости;

- на испытуемой колонне установлены блок датчиков перепада давления (9) и блок датчиков давления и температуры (10);

- показания с блока датчиков перепада давления (9) и блока датчиков давления и температуры (10), а также с расходомера газа поступают через блок аналого-цифрового преобразования (11) в блок обработки данных и визуализации результатов наблюдения (12).

Для осуществления предлагаемого изобретения используется стандартное оборудование. Для заполнения колонны может использоваться любая жидкость.

В процессе проведения экспериментальных исследований проводится контроль физических параметров изучаемого процесса с помощью цифровых каналов передачи информации, обработка которой осуществляется в блоке 12.

При осуществлении изобретения

- в качестве датчиков перепада давления и датчиков давления и температуры могут быть использованы датчики с токовым выходом 4-20 мА;

- блок обработки данных и визуализации результатов наблюдения может быть реализован на базе персонального компьютера (ПК) с установленным драйвером обмена, который производит сбор, отображение и хранение полученных значений технологических параметров всей системы датчиков, например, в файле формата Microsoft Excel.

Сигналы с датчиков давления и температуры передаются на аналогово-цифровой преобразователь, который связан с ПК по протоколу RS-232.

Работа на стенде осуществляется следующим образом.

При проведении эксперимента первоначально в контур стенда нагнетается газ до рабочего давления P. Затем в момент времени t=0 (фиг. 2, 3) включается центробежный газовый нагнетатель (5); регулированием частоты вращения ротора нагнетателя с помощью частотного преобразователя устанавливается требуемая величина расхода газа G. После включения жидкостного насоса (6) в момент времени t1 (фиг. 3) в испытуемую колонну (1) начинает поступать вода, одновременно за счет возникновения столба газожидкостной смеси начинается рост потерь давления ΔP в испытуемой колонне, которые замеряются датчиками, установленными в ее верхней части, например, на высоте 30 м. В исходном состоянии в уровнемере сепаратора присутствует некоторое количество воды V (в рассматриваемом эксперименте эта величина равна 1,2 л).

Существенными условиями поведения газожидкостного потока в экспериментальных исследованиях являются (см. фиг. 2):

1) потери давления в колонне вплоть до ее заполнения, которые должны монотонно возрастать во времени до тех пор, пока не будет обеспечен установившийся режим;

2) уровень потерь давления в нижнем участке колонны после достижения столбом газожидкостной смеси уровня 1,3 м должен поддерживаться постоянным.

Выполнение указанных условий свидетельствует о равномерном, почти поршнеобразном, поднятии столба двухфазной смеси и постоянной величине локального водосодержания практически по всей высоте колонны. Исключение составляет небольшой верхний участок колонны, заполняемый после момента времени t>t2 (см. фиг. 3), на котором локальное водосодержание и локальные потери давления несколько меньше, чем по всей остальной высоте столба газожидкостной смеси в испытуемой колонне.

На фиг. 2 представлены результаты измерений, полученные во время проведения эксперимента на экране монитора блока обработки данных и визуализации результатов наблюдения предлагаемого устройства в режиме on-line. Эксперимент в рассматриваемом примере проводился на вертикальной колонне длиной L=29,59 м с внутренним диаметром D=100 мм, при рабочем давлении P=1,04 МПа, расходе жидкости qж=11,4 л/час, расходе газа G=146 м /час. В качестве компонентов газожидкостной смеси использовались вода и воздух. На фиг. 2 обозначено: ΔP (30 м) - результаты измеренных потерь давления в верхней части колонны, (см вод. ст.); кривая G отражает расход газа через колонну при рабочем давлении, (м3/час); кривая V отражает объем жидкости в сепараторе, (л). Параллельно проводились измерения потерь давления на нижнем участке трубы испытуемой колонны на высоте 1,3 м с целью определения влияния на характеристики газожидкостного потока растущего вышележащего столба смеси. Все полученные данные после аналого-цифрового преобразования в блоке 11 поступают в блок обработки данных и визуализации результатов наблюдения 12. С помощью блока 12 осуществляется обработка полученных от блока 9 датчиков перепада давления и от блока 10 датчиков давления и температуры данных.

На фиг. 3 отмечены различные фазы проведенного эксперимента. На начальном этапе, после установления расхода газа на уровне G=146 м3/час, потери давления на трение для однофазного газа по всей высоте колонны (30 м) составили 8,6 см вод. ст. В момент времени t1=10,5 мин в испытуемой колонне стала появляться жидкость, что инициировало возникновение и рост столба газожидкостной смеси, сопровождаемого монотонным ростом потерь давления.

В момент времени t2=55 мин столб газожидкостной смеси (фиг. 4) достиг уровня H1 выше которого на участке H2 плотность смеси несколько уменьшается по сравнению с нижним участком (фиг. 4). Пренебрегая этим концевым эффектом в условиях проведенного эксперимента, были определены средняя скорость движения жидкости в трубе колонны, то есть скорость заполнения колонны газожидкостной смесью. Окончание периода заполнения колонны завершается в момент времени t3=64 мин (фиг. 3).

После заполнения испытуемой колонны газожидкостной смесью до ее верхней части жидкость из нее сливается в сепаратор (4) (см. кривая V на фиг. 2). Через некоторое время режим устанавливается во всех участках устройства. На фиг. 4 представлено распределение газожидкостной смеси по плотности в установившемся вертикальном газожидкостном потоке. В течение времени (t2-t1) столб газожидкостной смеси поднимается до высоты H1, в течение времени (t3-t2) столб поднимается по верхнему участку трубы колонны II до верхней части трубы колонны высотой L=H1+H2. После установления режима плотность смеси на участке I практически постоянна (или меняется весьма слабо), а на участке II с высотой уменьшается. Принимая равенство (1):

и решая уравнение с учетом приведенных временных параметров, получаем H1/L=0,84.

Количество жидкости Vж в колонне на участке I после ее заполнения можно рассчитать исходя из балансового соотношения (2):

где qж - объемный расход жидкости при рабочих условиях.

По описанной методике была проведена серия экспериментов на колоннах, диаметр труб которых составляет 62 и 100 мм. Целью исследований является изучение гидродинамики двухфазных потоков применительно к условиям эксплуатации сеноманских скважин на поздней стадии.

Сравнение измеренных значений объемного водосодержания в вертикальных колоннах с расчетными по существующим соотношениям показало, что с помощью предлагаемого устройства возможно определять характеристики восходящих газожидкостных потоков и проводить актуальные для поздней стадии разработки газовых месторождений исследования двухфазной гидродинамики в слабо изученных диапазонах физических параметров с высокой достоверностью результатов.

Из анализа экспериментальных результатов следует, что локальные потери давления, объемное водосодержание и скорость жидкой фазы в вертикальном газожидкостном потоке являются однозначными функциями диаметра трубы колонны, расхода жидкости, расхода газа и давления. По замеренным на устье скважины давлению, дебиту газа и дебиту воды можно определить давление и объемное водосодержание в любой точке работающей скважины от забоя до устья.

Устройство для проведения исследований газожидкостного потока, включающее по крайней мере одну испытуемую колонну, выполненную из прозрачного материала и устанавливаемую в вертикальном положении, смеситель газа и жидкости, установленный у основания упомянутой колонны, выход газожидкостной смеси из верхней части которой предназначен для слива жидкости в сепаратор, к выходу газа которого трубопроводом подключен с одной стороны кран впуска и выпуска газа, подключенный также с другой стороны к входу центробежного газового нагнетателя, на выходе жидкостного потока сепаратора установлен жидкостный насос, подключенный через расходомер жидкости к одному входу смесителя газа и жидкости, центробежный газовый нагнетатель связан через расходомер газа с другим входом смесителя газа и жидкости, на различных участках испытуемой колонны установлены блок датчиков перепада давления и блок датчиков давления и температуры, показания с которых и показания с расходомера газа предназначены для передачи в режиме реального времени в блок обработки данных и визуализации результатов наблюдения через блок аналого-цифрового преобразования.



 

Похожие патенты:

Предлагаются система и способ динамической калибровки, предназначенные для измерения дебита скважинного флюида отдельных нефтяных скважин, входящих в состав куста скважин.

Изобретение относится к средствам для обнаружения притока газа в скважину в процессе бурения. Техническим результатом является повышение точности определения расположения притока газа в скважине.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для определения интервалов заколонного перетока жидкости из пластов, перекрытых насосно-компрессорными трубами (НКТ).

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.

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.

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.

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 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.

Изобретение относится к способам измерения продукции нефтегазодобывающих скважин. Технический результат заключается в повышении точности измерений. Способ измерения продукции нефтегазодобывающих скважин включает разделение потока продукции на газ и жидкость, непрерывное измерение массового расхода и плотности жидкости расходомером-счетчиком кориолисова типа со встроенным плотномером, измерение процентного содержания воды в жидкости поточным влагомером, измерение объемного расхода газа. Разделение основной части свободного газа от жидкости производится непрерывно путем предварительного отбора газа с помощью устройства в виде наклонного трубчатого газоотделителя без мерной емкости, затем газ пропускается через сепаратор капельной жидкости в отделенном газе в виде каплеотбойника, и после этого измеряется объемный расход газа. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение по существу относится к композициям меченого ингибитора отложений и способам ингибирования отложений. В частности, настоящее изобретение относится к имидазолсодержащим меченым полимерным ингибиторам отложений, предназначенным для использования при обработке воды и/или нефтяных месторождений. Описан способ определения концентрации сополимера, ингибирующего отложения, для ингибирования образования отложений, включающий введение эффективного количества сополимера, ингибирующего отложения, в среду, измерение сигнала флуоресценции, соответствующего имидазольному фрагменту, и определение концентрации сополимера, ингибирующего отложения, на основании сигнала флуоресценции. Имидазолсодержащие сополимеры обеспечивают свойства ингибировать отложения и наряду с прочим позволяют осуществлять мониторинг уровней ингибитора отложений во время добычи нефти или применять в горном деле. 2 н. и 12 з.п. ф-лы, 1 табл., 3 пр.

Изобретение относится к горному делу, в частности к способам определения дебита скважин, оборудованных насосными установками. Способ включает снятие характеристики подача - напор скважинного насоса, энергетической характеристики мощность и КПД - подача на жидкости. 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, соответствующего фактическому напору и фактическому энергопотреблению. При этом дебит скважины определяется как среднее квадратичное значение подач насоса, полученных по расчетной характеристике подача - напор и энергетической характеристике. При этом при построении расчетной характеристики подача - напор и определении фактического напора насоса по расчетной характеристике подача - напор, учитывают влияние частоты тока на частоту вращения ротора насоса и вязкость перекачиваемой жидкости. Плотность жидкостной смеси рассчитывают по кривой разгазирования исходя из обводненности, давления насыщения и газосодержания на приеме насоса с учетом давления и температуры на приеме насоса. Кроме того, при определении подачи по энергетической характеристике учитывают отношение подачи насоса к его КПД и производят перерасчет подачи насоса в соответствии с условиями на устье скважины. Технический результат заключается в повышении точности определения дебита скважин, оборудованных насосными установками, повышении надежности работы оборудования за счет оперативного контроля дебита скважины. 3 ил.

Группа изобретений предназначена для использования в области подземного хранения CO2 и других вредных газов, а также защиты окружающей среды. Технический результат - повышение надежности хранилища и снижение затрат на его создание. В первом варианте реализации способа для закачки CO2 выбирают ловушку водоносного пласта с термобарическими параметрами, способствующими длительному захоронению CO2 в жидком агрегатном состоянии. Бурят скважины в купольной части структуры ловушки. Закачивают жидкий CO2 в центральные скважины и по мере опускания контакта «жидкий CO2-вода» закачивают CO2 в периферийные скважины. Осуществляют контроль динамики пластового давления с одновременным мониторингом появления жидкого СО2 в наблюдательных скважинах. Закачку жидкого СО2 прекращают при обнаружения его в наблюдательных скважинах, а также при достижении в ловушке давления, соответствующего максимально допустимому пластовому давлению. Контроль за герметичностью по латерали ловушки осуществляют посредством наблюдательных скважин, расположенных вблизи замыкающей изогипсы ловушки, а по вертикали ловушки - посредством расположенных на вышезалегающих горизонтах контрольных скважин. Во втором варианте реализации способа закачивают газообразный CO2. Одновременно контролируют динамику пластового давления глубинными манометрами. При достижении давления в ловушке значения, соответствующего жидкому агрегатному состоянию CO2, продолжают закачку CO2 уже в жидком агрегатном состоянии в приконтактные зоны ловушки, контролируя динамику пластового давления глубинными манометрами. 2 н.п. ф-лы, 6 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для определения фазовых расходов в вертикальных и наклонных скважинах нефтегазовых месторождений. Технический результат заключается в повышении эффективности определения фазового расхода в нефтедобывающих скважинах. Способ включает определение участка ствола скважины, где нужно осуществить замер расхода компонент. Спуск корпуса с мерными элементами на выбранный участок. Осуществление замеров расхода в скважине посредством параметров мерных элементов. Формирование и съем электрического сигнала. Замеряют плотности нефти и воды, например, по отобранным на устье скважины пробам; определяют состав нефтяного газа, молярных масс Mг,i и массовых долей компонент kг,i в нем. Определяют молярную массу Мг газа и удельную газовую постоянную. Определяют температуру скважинной продукции на участке, где расположен корпус с мерными элементами, замерные датчики располагаются на жестком, или частично гибком, или гибком корпусе. Определяют плотность газа ρг на выбранном участке. Определяют площадь проточной части скважины в месте расположения датчика полного давления S. Замер полного давления потока скважинной продукции на любом участке ствола скважины, прямолинейном или искривленном, осуществляется по ее оси по направлению навстречу потоку. Замер статического давления потока осуществляется в двух и более точках, расположенных на корпусе через равные или неравные расстояния, причем расстояние между точками замера статического давления может меняться. Замеряют расстояние между точками замера статического давления h и угол наклона ствола скважины δ между точками замера статического давления. Замеренные данные поступают в узел формирования и съема электрических сигналов. Определяют плотность водонефтегазового потока ρсм как отношение разности статических давлений между точками к произведению ускорения свободного падения g на расстояние между этими точками. Определяют объемную долю газа в водонефтегазовой смеси, например по изменению плотности водонефтегазовой смеси. Динамический напор потока Δp определяют как разность полного давления и статического давления, замеренных в одной из точек. Определяют объемный расход водонефтегазовой смеси по формуле: определяют обводненность водонефтяной эмульсии по формуле: где: ρн и ρв - плотности нефти и воды; αг - объемная доля растворенного газа в сырой нефти. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для определения интервалов заколонного перетока жидкости из пластов, перекрытых насосно-компрессорными трубами. Техническим результатом является повышение достоверности определения интервалов заколонного перетока жидкости в скважинах перекрытых НКТ. Способ включает регистрацию термограмм до и после кратковременного локального нагрева обсадной колонны в предполагаемом интервале движения флюида путем регистрации температуры по стволу скважины с последующим их анализом. При этом опускают насосно-копрессорную трубу из стеклопластика с размещенными снаружи датчиками температуры в выбранный интервал исследования, далее осуществляют индукционный нагрев обсадной колонны через стеклопластиковую насосно-компрессорную трубу в течение времени, определяемого по математическому выражению, и проводят регистрацию температуры во времени в процессе локального кратковременного нагрева колонны и по стволу скважины в исследуемом интервале при работе скважины, а об интервале заколонного перетока судят по повышенному темпу изменения температуры. 1 ил.
© Патентный поиск, поиск патентов на изобретения - FindPatent.RU 2012-2024
Политика конфиденциальности 2015-12-20 2015-12-19T21:03:18
Наверх