Способ определения дебита скважин, оборудованных насосными установками



Способ определения дебита скважин, оборудованных насосными установками
Способ определения дебита скважин, оборудованных насосными установками
Способ определения дебита скважин, оборудованных насосными установками

Владельцы патента RU 2581180:

Общество с ограниченной ответственностью "Центр образования, науки и культуры имени И.М. Губкина" (ООО "ЦОНиК им. И.М. Губкина) (RU)

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.

 

Изобретение относится к горному делу, в частности к способам определения дебита скважин, оборудованных насосными установками, в том числе установками электроприводных центробежных насосов.

Известен способ определения дебита скважин, оборудованных установками центробежных насосов, в котором дебит скважины считается равным подаче насоса, при этом подача насоса определяется по дифференциальному перепаду давления на штуцере (дросселе), установленном на выкидной линии скважинного манифольда, плотности откачиваемой жидкости и площади поперечного сечения штуцера (Ивановский В.Н. «Основы создания и эксплуатации программно-аппаратных комплексов подбора и диагностики скважинных насосных установок для добычи нефти». РНТЖ «Нефтепромысловое дело», №5, 2000).

Недостатком указанного способа являются постоянно меняющиеся значения коэффициента расхода жидкости через штуцер и плотности жидкости (изменение обводненности и содержания газа в нефти), что приводит к очень большим погрешностям в определении дебита скважины.

Известен также способ определения дебита скважины, оборудованной глубинным насосом, включающий измерение потребляемой мощности электродвигателя привода насоса, давления на приеме насоса, потерь мощности в кабеле и построение энергетической характеристики для разной производительности насоса, по которой определяют дебит скважины (SU 1820668, опубл. 20.09.95).

Недостатком указанного способа является невысокая точность определения дебита скважины, обусловленная тем, что по мощности определяют количество жидкости на приеме насоса (забое скважины), которое отличается от количества жидкости на устье скважины - дебита скважины из-за сжимаемости жидкостной смеси, состоящей из нефти, воды и газа, и большой разницы давлений и температуры на приеме насоса и устье скважины, кроме того, при незначительном влиянии подачи насоса на его мощность одному и тому же значению мощности могут соответствовать разные значения подачи.

Наиболее близким техническим решением, принятым авторами за прототип, является способ определения подачи насоса, включающий снятие характеристики подача - напор насоса на жидкости (воде), определение плотности жидкостной смеси, определение фактического напора насоса, построение расчетной характеристики подача - напор на жидкостной смеси и по расчетной характеристике определение подачи насоса (дебита скважины), соответствующей фактическому напору (SU 1735607, опубл. 23.05.1992).

Недостатком указанного способа является невысокая точность определения подачи насоса при перекачке жидкостной смеси с растворенным в ней газом, обусловленная тем, что количество газа в жидкостной смеси зависит от давления и температуры и будет меняться по мере подъема жидкостной смеси в подъемных трубах, следовательно, будет меняться плотность жидкостной смеси и напор, развиваемый насосом. Кроме того, на фактическую подачу и напор насоса влияет вязкость жидкости, а также реальная частота вращения вала насоса, которая может меняться в зависимости от частоты тока, подаваемого на электродвигатель.

Технический результат изобретения заключается в повышении точности определения дебита скважин, оборудованных насосными установками, повышении надежности работы оборудования за счет оперативного контроля дебита скважины.

Поставленный технический результат достигается тем, что способ определения дебита скважин, оборудованных насосными установками, включает снятие характеристики подача - напор скважинного насоса, энергетической характеристики мощность и КПД - подача на жидкости (например, 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, соответствующего фактическому напору и фактическому энергопотреблению, при этом согласно изобретению 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, а 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.

На фиг. 1 показаны снятая (паспортная) характеристика подача - напор (кривая Q-H) установки центробежного насоса на воде, расчетная характеристика подача - напор, учитывающая частоту вращения вала насоса, плотность перекачиваемой жидкостной смеси с учетом кривой разгазирования и вязкость жидкости (кривая Q1-H1) и энергетическая характеристика насоса на воде, включающая мощность насоса (кривая N-Q) и его коэффициент полезного действия КПД (кривая η-Q) и пересчетные характеристики N1-Q1 и η1-Q1.

На фиг. 2 показано распределение жидкости и газа в насосных трубах по глубине скважины и кривые разгазирования.

На фиг. 3 пример реализации способа на скважине.

Далее рассмотрен пример осуществления способа на скважинах, оборудованных установками электроприводных центробежных насосов (УЭЦН).

1. Снимается характеристика подача - напор (Q-H) насоса энергетическая характеристика (мощность - подача N-Q и КПД - подача η-Q) на воде при номинальной частоте вращения вала насоса (паспортная характеристика).

2. По следующим скважинным данным - обводненность продукции, плотность нефти, плотность пластовой воды, газовый фактор, давление насыщения, давление и температура на приеме насоса и кривая разгазирования определяется плотность жидкостной (газожидкостной) смеси. При давлениях ниже давления насыщения - Рнас из нефти начинает выделятся свободный газ. Этот процесс называется «разгазирование». Выделение газа из нефти может проходить по разным законам (Фиг. 2) - кривым разгазирования, на форму которых оказывает влияние давление и температура и их изменение по стволу скважины. Для точного расчета плотности газожидкостной смеси используется выражение:

ρсмi=(ρв·b+ρнi·(1-b))(1-Гi)+ρгi·Гi,

где: ρнi - плотность сепарированной нефти на i-й глубине скважины, кг/м3;

b - обводненность продукции (объемное содержание воды, которое содержится в откачиваемой жидкости), доли ед.;

ρв - плотность пластовой воды, кг/м3;

ρri - плотность газа на i-й глубине скважины, кг/м3;

Гi - объемное содержание свободного газа на i-й глубине скважины, которое находится в виде пузырьков в откачиваемой жидкости, доли ед.

Величина Гi может меняться по глубине скважины от «0» до «1,0» в зависимости от текущего давления и температуры.

3. По частоте тока установленной на станции управления УЭЦН пересчитывается частота вращения ротора насоса.

nнас=60f(1-S),

где: f - частота тока;

S - коэффициент скольжения.

4. По снятой на воде характеристике подача-напор, энергетической характеристике (мощность - подача N-Q и КПД - подача n**-Q) производим перерасчет подачи Q1, напора Н1, мощности N1 и КПД n**1 с учетом плотности жидкостной смеси, частоты вращения ротора насоса и вязкости жидкости, строим расчетные характеристики подача-напор (Q1-H1). При этом напор Н1 подача Q1, мощность и КПД η1 определяются по

формулам:

H1=KHH

Q1=KqQ

N1=KNN

где: КH - пересчетный коэффициент напора, учитывающий плотность жидкостной смеси, частоту вращения ротора насоса и вязкость жидкости;

KQ - пересчетный коэффициент подачи, учитывающий плотность жидкостной смеси, частоту вращения ротора насоса и вязкость жидкости;

KN - пересчетный коэффициент мощности, учитывающий плотность жидкостной смеси, частоту вращения ротора насоса и вязкость жидкости;

Kη - пересчетный коэффициент КПД, учитывающий плотность жидкостной смеси, частоту вращения ротора насоса и вязкость жидкости;

5. По данным замера буферного давления Рбуф на устье скважины и замера давления на приеме насоса Рпр.н, зная глубину спуска насоса Lсп рассчитывают фактический напор насоса Нф по формуле:

Нф=Lсп-Pпр.н/pсмig+Рбуф/pcмig-Рзат/Pcмig

где: Lсп - глубина спуска насоса.

6. По расчетной характеристике подача - напор (фиг. 1) находят соответствующую фактическому напору Нф подачу насоса Q1ф.

7. По значениям силы тока I, напряжения U, cosφ и частоты тока, замеряемым на станции управления УЭЦН, рассчитывается мощность насоса. При расчете мощности учитываются потери мощности в кабеле с учетом изменения температуры в скважине, потери мощности на предвключенных устройствах (например, станции управления, трансформаторе, гидрозащите), КПД погружного электродвигателя и КПД самого насоса.

8. По энергетической характеристике N1-Q1 находят соответствующую фактической мощности Nф подачу на приеме насоса Q2фN. Полученное значение Q2фN уточняется по кривой η-Q1 на основе соотношения Q2фN/ηф. Значение Qi/ηi является «уникальным» для каждого значения мощности N и исключает ошибку расчета дебита по энергетической характеристике насоса в случаях незначительного изменения мощности от подачи насоса.

9. Вычисляют значение подачи насоса на устье скважины Q2ф, полученной на основе энергетической характеристики по формуле:

Q2ф=KqnQ2фN,

где: KQN - объемный коэффициент, учитывающий изменение объема жидкостной смеси с растворенным в ней газом при снижении давления и температуры до давления и температуры на устье скважины.

10. Дебит скважины Qскв определяется как среднее квадратичное значение подач, полученных по расчетной характеристике подача - напор Q1ф и по энергетической характеристике Q1фN и вычисляется по формуле:

При реализации предложенного способа на скважине (фиг. 3) установка электроприводного центробежного насоса 1 оборудуется блоком ТМС 2, который служит для замера давления и температуры на приеме насоса и сигнал от которого поступает по кабелю 3 на станцию управления (СУ) УЭЦН 4. На устье скважины установлены манометры для замера буферного давления 5, затрубного давления 6 и датчик температуры 7, связанные с контроллером станции управления 4. В контроллер станции управления (на фиг. 3 не показан) вносятся следующие данные по скважине: обводненность продукции, плотность нефти, плотность пластовой воды, газовый фактор, давление насыщения, вязкость нефти, кривая разгазирования, температурный градиент, глубина спуска насоса, паспортная характеристика подача - напор насоса на воде, КПД погружного электродвигателя и КПД насоса. Контроллер станции управления программируется в соответствии с алгоритмом, изложенным в пунктах 2-10 примера осуществления способа на скважинах, оборудованных установками электроприводных центробежных насосов (УЭЦН) настоящей заявки. На основе заложенного в контроллер алгоритма по данным блока ТМС, манометров 5 и 6 на устье скважины, датчика температуры, силы тока, напряжения и частоты тока контроллер рассчитывает значение дебита скважины в реальном времени. Данные по дебиту скважины, а также другие параметры работы УЭЦН передаются СУ в диспетчерский пункт для оперативного контроля, что существенно повышает надежность работы оборудования.

Следует понимать, что после рассмотрения специалистом приведенного описания с примером осуществления способа определения дебита скважин, оборудованных насосными установками, а также сопроводительных чертежей, для него станут очевидными другие изменения, модификации и варианты реализации заявленного изобретения. Таким образом, все подобные изменения, модификации и варианты реализации, а также другие области применения, не имеющие расхождений с сущностью настоящего изобретения, следует считать защищенными настоящим изобретением в объеме прилагаемой формулы изобретения.

Способ определения дебита скважин, оборудованных насосными установками, включающий 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, отличающийся тем, что 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, а 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.



 

Похожие патенты:

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.

Изобретение относится к способам измерения продукции нефтегазодобывающих скважин. Технический результат заключается в повышении точности измерений.

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.

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.

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.

Изобретение относится к промысловой геофизике и может быть использовано для измерения скорости потока или расхода жидкости или газа в добывающих и нагнетательных скважинах.

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.

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).

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.

Изобретение относится к области добычи метана из угольных пластов и может найти применение при исследовании продуктивности угольных пластов в системе метаноугольных скважин. Технический результат заключается в упрощении определения продуктивности пластов по газу в системе метаноугольных скважин. Способ включает замеры на устье скважины дебита газа, затрубного давления газа и уровня пластовой жидкости. После этого повышают динамический уровень пластовой жидкости в вертикальной скважине до значения, обеспечивающего образование гидрозатвора в месте пресечения с первой горизонтальной скважиной, с поддерживанием затрубного давления газа на начальном значении. После чего определяют дебит газа скважин и соответственно продуктивность угольного пласта, пройденного первой горизонтальной скважиной, и суммарную продуктивность угольного пласта с гидроразрывом и угольного пласта, пройденного второй горизонтальной скважиной. Затем снова повышают динамический уровень пластовой жидкости в вертикальной скважине до значения, обеспечивающего образование гидрозатвора в месте пересечения со второй горизонтальной скважиной. Определяют дебит газа второй горизонтальной скважины и вертикальной скважины и, как следствие, продуктивность пласта второй горизонтальной скважины и остаточную продуктивность угольного пласта с гидроразрывом (ГРП) после затопления. Для определения продуктивности пласта с ГРП до затопления из начального зафиксированного суммарного дебита газа всех скважин отнимают полученный дебит сразу после создания гидрозатвора и стабилизации дебита газа горизонтальных скважин. 1 ил.

Изобретение относится к оценке моментов прорыва флюида в местонахождении добывающей скважины. Более конкретно данное изобретение относится к оценке моментов прорыва флюида в местонахождении добывающей скважины на основании моделирования распространения флюида. Технический результат заключается в увеличении точности оценки моментов прорыва флюида в местонахождении добывающей скважины на основании моделирования распространения флюида. Способ содержит идентификацию данных отслеживания линии тока; вычисление среднего времени пробега линии тока в каждой ячейке сети на основании данных отслеживания линии тока; идентификацию кратчайшей или быстрейшей линии тока для добывающей скважины, используя среднее время пробега линии тока в каждой ячейке сети; вычисление среднего времени пролета для кратчайшей или быстрейшей линии тока через каждую пересекаемую ячейку сети, используя процессор вычислительной машины; оценку момента прорыва флюида в добывающей скважине, используя данные моделирования распространения флюида и среднее время пролета для кратчайшей или быстрейшей линии тока. 2 н. и 18 з.п. ф-лы, 2 табл., 13 ил.

Изобретение относится к газовой промышленности и может быть использовано для увеличения коэффициента извлекаемости газа путем пошагового регулирования режимов добычи. Технический результат - исключение преждевременного поступления пластовой воды в продукцию скважины, минимизация обводнения продукции, увеличение коэффициента извлечения газа в целом, а также увеличение зоны отбора газа эксплуатационных скважин. Способ включает оценку по каждой скважине паровой фазы, скорости и дебита газовой фазы, отбор капельной воды, оценку капельной воды - пластовая, конденсационная или техногенная. Выделяют скважины, подлежащие пошаговому регулированию, которое проводят на основании превышения оценочных значений паровой фазы и их расчетных значений по аналитическому выражению. Пошаговому регулированию подлежат скважины с замеренными - текущими значениями паровой фазы, превышающими расчетные их значения для соответствующих термобарических условий. При получении текущего значения паровой фазы, соответствующего расчетным пластовым термобарическим условиям, скважину оставляют в подобранном режиме работы до первых зимних отборов с обеспечением оттеснения воды пропорционально давлению газа. В качестве инструмента пошагового регулирования принимают дискретное изменение депрессии на скважину, лежащее в пределах 5-20% от величины депрессии зимних отборов, проводимое в 3-5 этапов. Регулирование режимов проводят во время летних отборов с обязательным влагометрическим контролем каждого этапа. 1 табл., 3 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для измерения дебита скважин. Технический результат направлен на повышение точности измерения дебита нефтяных скважин. Сущность изобретения: по первому варианту на входной жидкостной линии перед сепаратором смонтирован гидроциклон, который соединен жидкостной трубой с нижней частью сепаратора и газовой трубой с верхней частью сепаратора. Внутри сепаратора в верхней его части смонтирован внутренний гидроциклон со входным патрубком и заслонкой. В нижней внутренней части сепаратора установлены два кольцевых сосуда, образующих сифон, между которыми размещен разделитель, связанный с внутренним гидроциклоном газовой трубой. Выходная жидкостная линия сепаратора соединена с каплеотбойником, внутри которого в его средней части установлен гидроциклон, в верхней части - плотномер, датчики давления и температуры, соединенные со счетно-решающим блоком. Нижняя часть каплеотбойника через задвижки соединена с общей измерительной линией, а верхняя часть - непосредственно с общей измерительной линией, на которой перед запорным клапаном, сообщенным со сборным коллектором, установлена компенсирующая емкость. По второму варианту внутри каплеотбойника в его верхней части установлен плотномер, датчики давления и температуры, соединенные со счетно-решающим блоком, в средней части - гидроциклон, кольцевые сосуды с разделителем, образующие сифон, а нижняя часть каплеотбойника через трубу и задвижки соединена со сборным коллектором. Верхняя часть каплеотбойника соединена непосредственно с общей измерительной линией, на которой перед запорным клапаном, сообщенным со сборным коллектором, установлена компенсирующая емкость. 2 н.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при определении обводненности продукции нефтяной скважины. Способ включает подачу непрерывного потока нефтегазоводяной смеси поочередно в одинаковые мерные камеры счетчика жидкости и их циклическую разгрузку путем опрокидывания в выкидную линию, причем первая камера снабжена постоянным грузом, который подбирают таким образом, чтобы емкости второй камеры хватило для набора пороговой массы опрокидывания, фиксацию времени трех последовательных моментов срабатывания бесконтактного датчика опорожнения, соответствующих трем последовательным моментам опорожнения мерных камер счетчика, определение времени наполнения мерных камер счетчика жидкости, принятых за фазу цикла, вычисление величины асимметрии фаз циклов, определение плотности жидкости, поступающей в мерные камеры счетчика: ρЖ=0,577m3(1-FS 1,5)2/{dm2Lm2W(1+FS)3}, где m - масса мерной камеры, dm - масса груза, Lm - плечо груза относительно центра поворота мерной камеры, W - ширина мерной камеры, значения которых предварительно вносят в вычислительный блок, в который также подают сигнал с датчика опорожнения. Обводненность продукции нефтяной скважины определяют из соотношения: B=ρЖ - ρH / ρB-ρH, где ρЖ - плотность жидкости, ρH - плотность нефти, ρB - плотность воды. Использование предлагаемого способа позволяет упростить технологический процесс определения обводненности за счет обеспечения непрерывного контроля и повысить точность измерения. 1 ил.

Изобретение относится к системе и способу динамической визуализации скорости текучей среды в подземных пластах путем отображения частицы в различных местах расположения на линии тока, которая представляет путь текучей среды в подземном пласте. Система и способ может использоваться для отображения фактической скорости текучей среды или пропорциональной скорости текучей среды для соответствующей линии тока при заранее определенных временных шагах приращения. Технически результат - улучшение визуализации без необходимости в цветовой схеме или таблице. 2 н. и 16 з.п. ф-лы, 7 ил.

Изобретение относится к области нефтегазовой промышленности, может быть использовано при измерении и контроле дебита газоконденсатных скважин и позволяет повысить точность измерения дебита газоконденсатных скважин. Технический результат заключается в повышении точности измерения значений расходных параметров газоконденсатных скважин за счет обеспечения контроля результатов измерения и повышения надежности их корректировки. Способ включает непрерывное одновременное измерение объемного расхода газоконденсатной смеси в основном измерительном и дополнительном трубопроводах. Расчет покомпонентного расхода по газу и газовому конденсату и измерение объемных расходов по газу и газовому конденсату на выходе из сепаратора в дополнительном трубопроводе. Сравнение для каждого временного отсчета значений измеренных расходов со значениями расчетных параметров и установку на основании статистических критериев равноточности и совместимости сравниваемых параметров. При подтверждении совместимости этих параметров в каждом временному ряду определяют средние значения расходов в основном и дополнительном трубопроводах, сравнивают сумму средних суммарных расходов по газу и газовому конденсату на выходе из сепаратора со средним расходом на его входе, и если разница между ними не выходит за пределы предварительно заданных и хранящихся в памяти контроллера уставок, сравнивают средние значения расходов по газу и конденсату в обоих трубопроводах, и если разница этих показаний выходит за пределы предварительно заданных и хранящихся в памяти контроллера уставок, результаты измерения и вычисления в основном измерительном трубопроводе корректируются с учетом результатов измерения по газу и газовому конденсату в дополнительном трубопроводе. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.
© Патентный поиск, поиск патентов на изобретения - FindPatent.RU 2012-2024
Политика конфиденциальности 2016-04-20 2016-04-20T09:32:32
Наверх