Устройство для измерения дебита нефтяных скважин

Изобретение относится к технике, используемой в нефтедобывающей промышленности, и предназначено для замера и учета продукции нефтяных скважин. Устройство для измерения дебита нефтяных скважин содержит газосепаратор с гидроциклоном, газовую линию с датчиками давления, температуры и газовым расходомером, связанными с микропроцессором, жидкостную линию и общий коллектор, связанный с газовой и жидкостной линией. На шламовой линии, которая связана с сепарационной емкостью и общим коллектором, установлено устройство для регулирования перепада давления для шлама, соединенное с микропроцессором и гидростанцией через клапан соленоидный пилотный. Жидкостная линия сообщена с сепарационной емкостью и общим коллектором через жидкостный расходомер, связанный с микропроцессором, и устройство для регулирования перепада давления для жидкости отдельно соединено с микропроцессором и гидростанцией через клапан соленоидный пилотный. Газовая линия связана с газосепаратором и общим коллектором через газовый расходомер, датчики давления и температуры, и устройство для регулирования перепада давления для газа соединено с микропроцессором и гидростанцией через клапан соленоидный пилотный. Газосепаратор через датчик перепада давления соединен с микропроцессором и общим коллектором, и устройства для регулирования перепада давления для шлама, жидкости и газа выполнены с гидравлическим приводом и с возможностью ручного управления от рычага, соединенного с гидравлическим приводом. Реализация изобретения позволит производить контролируемое удаление шлама, измерение дебита газа и жидкости с высоким качеством и эффективностью, повысить надежность и ресурс устройства за счет гидравлических устройств для регулирования перепада давления на газовой, жидкостной и шламовой линиях. 1 ил.

 

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности и предназначено для замера и учета продукции нефтяных скважин.

Известно устройство для измерения дебита скважин (SU; авт. свид. №1530765, А1 от 23.12.1989; E21B 47/10), содержащее газосепаратор с патрубком отбора продуктов разделения (продуктоотборником) и поплавком, связанным с заслонкой на газовой линии, сообщенный с общей линией через продуктоотборник жидкостной и через заслонку газовой линиями, включающее также счетчики жидкости и газа, пневматически связанный с газовой линией мембранный клапан со штоком на жидкостной линии, выполненный с возможностью установки его в двух крайних фиксированных положениях, при этом устройство снабжено установленными на газовой линии параллельно заслонке дополнительным мембранным клапаном со штоком, выполненным также с возможностью установки его в двух крайних фиксированных положениях, и дросселем перед ним по потоку, причем подмембранная полость дополнительного мембранного клапана соединена с газовой линией после него и дросселя.

Способ измерения дебита скважин и защиты устройства от резкого повышения газовой фазы при поступлении из скважины газового «пузыря» заключается в том, что в постоянном процессе сепарации нефтеводогазовую смесь разделяют на две фазы (продукты разделения): газовую и нефтеводяную жидкую; а затем в постоянно повторяющемся цикле измерения последовательно выполняют следующие операции: газовую фазу сбрасывают в общую линию, измеряют ее расход, а жидкую фазу накапливают до достижения ею заданного уровня, вследствие чего перекрывают сброс газовой фазы и накапливают ее до создания заданного перепада давлений газовой фазы в газосепараторе и средой в общей линии, и, как следствие этого, затем сбрасывают жидкую фазу порцией заданной величины через проудктоотборник в общую линию, измеряют ее расход, причем одновременно с этим, по причине сброса жидкой фазы, открывают сброс газовой фазы, кроме того, при резком повышении давления газовой фазы в случае поступления из скважины газового «пузыря» дополнительно поступившую порцию газовой фазы сбрасывают в общую линию через дополнительный мембранный клапан, вне зависимости от уровня жидкой фазы, до момента восстановления заданного перепада давлений сред.

Известные устройства имеют ряд недостатков:

- ненадежность работы устройства, обусловленная наличием у клапанов мембраны, которая имеет существенно ограниченные ресурсы и механическую прочность, и импульсных трубок, связывающих мембранные полости клапанов с газовой и общей линиями. Трубки постоянно заполняются конденсатом, который замерзает при отрицательных температурах окружающего воздуха, в результате чего клапаны перестают функционировать;

- ненадежность работы фиксирующих устройств клапанов, имеющих в составе контактирующие пары деталей, взаимодействующих друг с другом с приложением значительных контактных напряжений, что вызывает ускоренный износ и выход из строя поверхностей контакта и в итоге приводит к нарушению работоспособности устройства в целом;

- измеряются только дебиты двух фаз: жидкой двухкомпонентной смеси и газовой, но этого явно недостаточно для качественной оценки производительной скважины.

Известно устройство для измерения дебита нефтяных скважин (SU; авт. свид. №1553661 А1, от 30.03.1990; E21B 47/10), содержащее вертикальный цилиндрический сепаратор с гидроциклоном, датчики уровня, датчики давления и температуры, газовую линию с клапаном дискретного действия, впускную и выпускную жидкостные линии, успокоительные решетки, нижнюю и верхнюю, и микропроцессор. Способ измерения дебита включает подготовку продукции нефтяных скважин к измерению дебита и непосредственно само измерение, выполняемые в заданном порядке: подача нефтеводогазовой смеси из нефтяных скважин на сепарацию, разделение ее в гидроциклоне инерционным воздействием, на жидкую и газовые фазы, сброс газовой фазы в общий коллектор, накопление жидкой фазы в полости измерения и разделение ее при этом на компоненты отстоем в гравитационном поле, сглаживание пульсаций поля скоростей ее неупорядоченного перемещения, вычисление ее объемного и массового дебитов и относительного содержания нефти и воды в ней, по известным их плотностям, путем измерения времени заполнения объема полости измерения жидкой фазой и измерения массы этого объема жидкой фазы методом гидростатического взвешивания ее столба, затем по заполнении объема полости измерения жидкой фазой до заданного уровня, перекрытие сброса газовой фазы и ее накопление с одновременным измерением давления и температуры и, как следствие этого, вытеснение жидкой фазы в сборный коллектор давлением газовой фазы, в процессе которого вычисляют дебит газовой фазы по времени вытеснения.

Известные способ и устройство имеют ряд недостатков:

- сброс жидкой фазы в виде неупорядоченной последовательности чередующихся порций отстоявшихся компонентов неопределенного объема, что не соответствует качественной последующей подготовке ее перед подачей в товарный парк;

- нет непосредственного замера плотностей воды, газа и нефти, текущие значения величин которых необходимы для расчета микропроцессором дебита компонентов продукции скважины;

- не учитывается при определении дебита газовой фазы изменение давления и температуры ее за время процесса вытеснения;

- не стабилизируется величина давления газовой фазы:

- нет средств для удаления газа, выделившегося из раствора в жидкой фазе при прохождении ею выпускной жидкостной линии, что может отрицательно сказаться на работе последней как сифона;

- не учитывается при определении дебита газовой фазы объем жидкой фазы, дополнительно поступившей в сепаратор во время процесса вытеснения;

- не используются потенциальные возможности способа, проявляющиеся в результате замера плотности компонентов и сохранения устойчивого состояния разделенности жидкой фазы на компоненты при подаче ее в общий коллектор.

Известно устройство для измерения дебита скважины (SU; авт. свид. №1677288 А1, от 15.09.91. Бюл. №34, E21B 47/10), содержащее газосепаратор с поплавком и соединенную с ним заслонку, объединенные в общий коллектор газовую и жидкостную линии, сужающий элемент, установленный на газовой линии, счетчик жидкости, установленный на жидкостной линии, последовательно с которыми установлены мембранные клапаны со штоками, выполненные с возможностью установки в двух крайних фиксированных положениях, подмембранная полость мембранного клапана на газовой линии соединена с газосепаратором, а надмембранная его полость соединена с общим коллектором, надмембранная полость мембранного клапана на жидкостной линии соединена с общим коллектором. Оно снабжено установленной на газовой линии после сужающего элемента дополнительной заслонкой и емкостью с дросселем, соединенной с общим коллектором через основную заслонку и через дроссель соединенной с газосепаратором и подмембранной полостью мембранного клапана на газовой линии, надмембранная полость которого соединена с надмембранной полостью мембранного клапана на жидкостной линии, подмембранная полость которого соединена с полостью емкости, причем дополнительная заслонка соединена со штоком мембранного клапана на газовой линии, а счетчик жидкости выполнен в виде сужающего элемента.

Недостатками известного устройства являются:

- ненадежность работы устройства, обусловленная наличием у клапанов мембраны, которая имеет существенно ограниченные ресурсы и механическую прочность, и импульсных трубок, связывающих мембранные полости клапанов с газовой и общей линиями. Трубки постоянно заполняются конденсатом, который замерзает при отрицательных температурах окружающего воздуха, в результате чего клапаны перестают функционировать;

- ненадежность работы фиксирующих устройств клапанов, имеющих в составе контактирующие пары деталей, взаимодействующих друг с другом с приложением значительных контактных напряжений, что вызывает ускоренный износ и выход из строя устройства в целом.

Известно устройство для измерения дебита скважин (RU; патент на изобретение №2199662, С2 от 27.02.2003; E21B 47/10), содержащее газосепаратор с патрубком отбора, продуктов разделения (продуктоотборником) и поплавком, связанным с заслонкой на газовой линии, сообщенный через продуктоотборник жидкостной и через заслонку газовой линиями с общей линией, включающее также счетчик жидкости, подпружиненный клапан со штоком, седло клапана, шайбу из магнитного материала, укрепленную на штоке и расположенную между кольцевыми магнитами, установленными в магнитопроводах, жестко прикрепленных к корпусу, взаимодействующими с шайбой при перемещении штока, и фиксирующие ее в крайних положениях, дроссель, установленный в проходном сечении седла клапана и жестко соединенный со штоком последнего.

Способ измерения дебита заключается в том, что в постоянном процессе сепарации нефтеводогазовую смесь из скважины разделяют на две фазы (продукты разделения): газовую и нефтеводяную жидкую; затем в постоянно повторяющемся цикле измерения последовательно выполняют следующие операции: газовую фазу сбрасывают в общую линию, а жидкую фазу накапливают до достижения ею заданного уровня, вследствие чего перекрывают сброс газовой фазы и накапливают ее до создания заданного перепада давлений газовой фазы в газосепараторе и средой в общей линии, и, как следствие этого, затем сбрасывают жидкую фазу порцией заданной величины через продуктоотборник в общую линию, измеряют ее расход и открывают сброс газовой фазы.

Недостатками известных устройства и способа являются:

- измерение дебита только одной двухкомпонентной фазы смеси - жидкой, дебит же газовой фазы неизвестен;

- в конструкции не предусмотрена защита от резкого повышения давления газовой фазы в газосепараторе при поступлении из скважин газового «пузыря», это приводит к резкому росту перепада давлений газовой фазы в газосепараторе и средой в общей линии, что отрицательно сказывается на точности измерения счетчиком дебита жидкой фазы.

Известно устройство для дифференцированного измерения дебита нефтяных скважин (RU; патент на изобретение №2406823 С1, от 20.12.2010; E21B 47/10), содержащее газосепаратор, гидроциклон, сепаратор со сливами и барьерными гидрозапорами, клапаны дискретного действия, объемные счетчики, газожидкостные затворы, газовую линию, датчики уровня, давления, температуры, микропроцессор, и способ дифференцированного измерения дебита нефтяных скважин, содержащий подачу продукции из скважин в виде нефтеводогазовой смеси в сепаратор, разделение ее в гидроциклоне на жидкую и газовую фазы, сброс газовой фазы в общий коллектор с одновременным измерением ее давления и температуры, накопление жидкой фазы, разделение ее на компоненты отстоем в гравитационном поле, сглаживание пульсаций поля скоростей неупорядоченного перемещения жидкой фазы, определение ее объемного и массового дебитов, содержании нефти и воды в ней по известным их плотностям. Затем по окончании накопления жидкой фазы до заданного уровня - перекрытие сброса газовой фазы и накопление ее и, как следствие перекрытия, вытеснение жидкой фазы в общий коллектор, а по окончании его открытие сброса газовой фазы и определение ее дебита.

Известные способ и устройство имеют следующие недостатки:

- требуется длительное время для определения порции дебита воды, нефти и эмульсии и каждой из этих составляющих при большой обводненности продукции нефтяных скважин для более точного измерения порций компонентов определенного объема:

- не работает гидравлический затвор устройства по газу при большом газовом факторе продукции нефтяной скважины.

Известно устройство для измерения дебита нефтяных скважин (RU; патент на изобретение №2541991 С1, опубликовано 20.02.2015, Бюл. №5; E21B 47/10), содержащее газосепаратор с гидроциклоном, газовую линию с датчиком давления и температуры, связанными с микропроцессором, жидкостные линии. Газовая линия содержит газовый расходомер и газовый регулятор расхода, а газосепаратор в нижней части связан с общим коллектором комбинированным расходомером, комбинированным регулятором расхода, плотномером через буферную емкость, соединенную с разделительной емкостью газовым трубопроводом и жидкостным трубопроводом. При этом разделительная емкость и буферная емкость, соединенные газовым трубопроводом, образуют прямой и оппозитный сифон, а соединенные жидкостным трубопроводом - оппозитный сифон, причем буферная емкость связана с общим коллектором измерительной линией, на которой установлены комбинированный расходомер и комбинированный регулятор расхода. Кроме того, разделительная емкость связана с основной газовой линией газовым трубопроводом, а с газосепаратором через вертикальный отстойник, вертикальный трубопровод и трубопроводы, образующие два прямых сифона и два оппозитных сифона. Между зоной вертикального отстойника и вертикального трубопровода в газосепараторе установлены перегородки для перетекания легких фракций нефтегазовой смеси в вертикальный отстойник, при этом микропроцессор соединен с газовым расходомером, газовым регулятором расхода, комбинированным расходомером, комбинированным регулятором расхода и плотномером.

Известное устройство имеет недостатки:

- в сепарационной емкости в процессе работы происходит неконтролируемое накопление шлама, несвоевременное удаление которого приводит к ненадежной работе устройства;

- на малодебитных скважинах устройство не позволяет производить измерение дебита газа с требуемой точностью;

- система регулирования для измерения расхода жидкости с помощью регуляторов расхода жидкостей прямого действия не позволяет задавать необходимый расход жидкости в узком диапазоне расходов для измерения высоковязкой нефти.

Данное известное устройство наиболее близкое по технической сущности и достигаемым результатам к заявляемому изобретению.

Задачами изобретения являются повышение надежности устройства для измерения дебита нефтяных скважин и увеличение ресурса его работы.

Технический результат - измерение дебита высоковязкой нефти, возможность производить измерение дебита газа с необходимой точностью и возможность производить контролируемое удаление шлама.

Поставленная задача решается, а технический результат достигается тем, что устройство для измерения дебита нефтяных скважин, содержащее газосепаратор с гидроциклоном, газовую линию с датчиками давления, температуры и газовым расходомером, связанными с микропроцессором, жидкостную линию и общий коллектор, связанный с газовой и жидкостной линией, согласно изобретению содержит на шламовой линии, которая связана с сепарационной емкостью и общим коллектором, устройство для регулирования перепада давления для шлама, соединенное с микропроцессором и гидростанцией через клапан соленоидный пилотный, и наряду с этим жидкостная линия сообщена с сепарационной емкостью и общим коллектором через жидкостный расходомер, связанный с микропроцессором, и устройство для регулирования перепада давления для жидкости, отдельно соединенное с микропроцессором и гидростанцией через клапан соленоидный пилотный, а газовая линия связана с газосепаратором и общим коллектором через газовый расходомер, датчики давления и температуры, и устройство для регулирования перепада давления для газа, соединенное с микропроцессором и гидростанцией через клапан соленоидный пилотный, газосепаратор через датчик перепада давления соединен с микропроцессором и общим коллектором и, кроме того, устройства для регулирования перепада давления для шлама, жидкости и газа выполнены с гидравлическим приводом и с возможностью ручного управления от рычага, соединенного с гидравлическим приводом.

Суть изобретения поясняется чертежом, на котором изображена схема устройства для измерения дебита нефтяных скважин.

Устройство для измерения дебита нефтяных скважин (в дальнейшем тексте «Устройство») содержит газосепаратор 1, который в верхней части сообщен с входной жидкостной линией 2, гидроциклоном 3, и общим коллектором 4 газовой линией 5 с установленными на ней датчиками давления 6 и температуры 7, газовым расходомером 8 и устройством для регулирования перепада давления по газу 9. Сепарационная емкость 10 с одной стороны связана с микропроцессором 11 через датчик уровня 12, а с другой с общим коллектором 4 жидкостной линией 13 с установленными на ней датчиком перепада давления 14, жидкостным расходомером 15 и устройством для регулирования перепада давления по жидкости 16. Сепарационная емкость 10 в нижней части связана с общим коллектором 4 шламовой линией 17, на которой установлено устройство для регулирования перепада давления по шламу 18. Устройства для регулирования перепада давления по газу 9, по жидкости 16 и по шламу 18 связаны с гидростанцией 19 через клапана соленоидные пилотные 20, которые связаны с микропроцессором 11. Устройства для регулирования перепада давления для газа 9, жидкости 16 и шлама 18 выполнены с гидравлическим приводом 21 и с возможностью ручного управления от рычага 22, соединенного с гидравлическим приводом 21. Газосепаратор 1, оборудованный гидроциклоном 3, является первой ступенью сепарации и служит для первичного выделения газа из жидкости. Сепарационная емкость 10 служит для сбора стекающей из газосепаратора 1 жидкости и, в процессе отстоя, вторичного выделения газа из жидкости. Микропроцессор 11 предназначен для обработки измерительной информации, поступающей от подсоединенных к нему элементов устройства.

Устройство работает следующим образом: продукцию нефтяных скважин в виде нефтегазовой смеси подают в газосепаратор 1 по входной жидкостной линии 2 через гидроциклон 3. В газосепараторе 1 производят отделение газа от жидкости, при этом легкие фракции накапливаются в его верхней части, а тяжелые накапливаются в нижней части сепарационной емкости в виде жидкости и шлама.

В исходном состоянии жидкостные, газовые и шламовые выходы из газосепаратора 1 и сепарационной емкости 10 закрыты.

По мере поступления в устройство продукции нефтяной скважины давление в сепарационной емкости 4 поднимается. При достижении уровня жидкости по показанию датчика уровня 12 максимальной величины, обеспечивающей оптимальную сепарацию выделившегося газа из жидкости, и с достижением перепада давления по датчику перепада давления 14 величины ΔРмакс, обеспечивающей прохождение жидкости через расходомер 8 в нормируемом диапазоне погрешностей, с микроконтроллера 11 поступает команда через клапан соленоидный пилотный 20 на открытие устройства для регулирования перепада давления 16 для жидкости. При этом происходит удаление жидкости из сепарационной емкости 10, уменьшение перепада давления между сепарационной емкостью 10 и общим коллектором 4 по датчику перепада давления 14.

С достижением перепада давления по датчику перепада давления 14 ΔРмин, при котором обеспечивается минимальная величина расхода расходомера 8 в нормируемом диапазоне, микропроцессор 11 дает команду через клапан соленоидный пилотный 20 на устройство для регулирования перепада давления 16 для жидкости на закрытие.

В сепарационной емкости 10 после слива жидкости происходит процесс накопления жидкости и газа.

При отсутствии необходимого уровня жидкости регулирование перепада давления между сепарационной емкостью 10 и общим коллектором 4 производят по датчику перепада давления 14.

С достижением перепада давления газа ΔРмакс, обеспечивающего работу газового расходомера 8 в нормируемом диапазоне, по команде микропроцессора 11 через клапан соленоидный пилотный 20 происходит открытие устройства для регулирования перепада давления 14 по газу.

По мере удаления газа уменьшается перепад давления. С достижением перепада давления газа ΔРмин минимальной величины, обеспечивающей по датчику перепада давления 14 работу газового расходомера 8 в нормируемом диапазоне, проходит команда от микропроцессора 11 через клапан соленоидный пилотный 20 на закрытие устройства для регулирования перепада давления 9 по газу.

Измерение объема жидкости производят при прохождении жидкости через открытое устройство для регулирования перепада давления 16, установленного на одной измерительной линии 13 с расходомером для измерения жидкости 15.

При прохождении газа через открытое устройство для регулирования перепада давления 9, установленного на одной измерительной линии 5 с расходомером для измерения газа 8, производят измерение объема газа и по датчикам давления 6 и температуры 7 и через микропроцессор 11 производят приведение расхода газа из рабочих условий к стандартным.

Перед началом процесса измерения производят освобождение сепарационной емкости 10 от шлама путем подачи команды на устройство для регулирования перепада давления 18 по шламу от микропроцессора 11 через клапан соленоидный пилотный 20.

При резком превышении перепада давления поддержание в необходимом диапазоне перепада давления между сепарационной емкостью 10 и общим коллектором 4 производят коррекцию микропроцессором 11 через датчик перепада давления 14 и устройство для регулирования перепада давления по газу 9, которое открывается и сбрасывает излишки перепада давления.

Функционирование заявляемого устройства по переключению устройств для регулирования перепада давления по жидкости и газу 16 и 9 обеспечивается сочетанием сигналов с датчика перепада давления 14 и датчика уровня 12, заложенных в микропроцессоре 11 соответствующим алгоритмом их работы.

Измерение дебита нефтяных скважин производят микропроцессором 11 по заложенной в него программе и параметрам датчиков давления 6 и температуры 7, газового расходомера 8, жидкостного расходомера 15, датчика перепада давления 14, датчика уровня 12 и клапанов соленоидных пилотных 20.

Заявляемое изобретение позволяет производить контролируемое удаление шлама, измерение дебита газа и жидкости с высоким качеством и эффективностью, повысить надежность и ресурс устройства за счет гидравлических устройств для регулирования перепада давления на газовой, жидкостной и шламовой линиях.

Устройство для измерения дебита нефтяных скважин, содержащее газосепаратор с гидроциклоном, газовую линию с датчиками давления, температуры и газовым расходомером, связанными с микропроцессором, жидкостную линию и общий коллектор, связанный с газовой и жидкостной линией, отличающееся тем, что устройство содержит на шламовой линии, которая связана с сепарационной емкостью и общим коллектором, устройство для регулирования перепада давления для шлама, соединенное с микропроцессором и гидростанцией через клапан соленоидный пилотный, и наряду с этим жидкостная линия сообщена с сепарационной емкостью и общим коллектором через жидкостный расходомер, связанный с микропроцессором, и устройство для регулирования перепада давления для жидкости, отдельно соединенное с микропроцессором и гидростанцией через клапан соленоидный пилотный, а газовая линия связана с газосепаратором и общим коллектором через газовый расходомер, датчики давления и температуры, и устройство для регулирования перепада давления для газа, соединенное с микропроцессором и гидростанцией через клапан соленоидный пилотный, газосепаратор через датчик перепада давления соединен с микропроцессором и общим коллектором, причем устройства для регулирования перепада давления для шлама, жидкости и газа выполнены с гидравлическим приводом и с возможностью ручного управления от рычага, соединенного с гидравлическим приводом.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к горному делу. В частности, предложен способ выбора объектов в пробуренных нефтегазовых скважинах для проведения гидроразрыва пласта на месторождениях с участками с невыработанными - остаточными «целиками» нефти, включающий этапы, на которых: исследуют бурящиеся скважины наклонометром, выделяют с его помощью природные субвертикальные и вертикальные трещины на указанных участках, в том числе не пересекающих ствол скважины, строят на основе статистической обработки показаний наклонометра полярную диаграмму - «розы» распределения азимутальных направлений природных субвертикальных и вертикальных трещин в продуктивном пласте, далее производят совмещение полярной диаграммы - «розы» азимутальных направлений природных трещин в продуктивном пласте с координатами их вертикальной и субвертикальной пространственной ориентации в околоскважинном пространстве в диапазоне 60-90 град, зарегистрированных для каждого продуктивного объекта в конкретном стволе скважины, с положением этой скважины на карте распределения текущих или остаточных запасов данного месторождения и выбирают для ГРП ту скважину, в раствор с угловой характеристикой в пределах 15-20 град азимутальных направлений природных субвертикальных и вертикальных трещин которой попадает более 60% поперечного диаметра площади остаточного «целика» нефти.

Изобретение относится к средствам для получения геологического пространства для испытания в скважинных условиях новых средств для использования в скважинах. Предложена система для обеспечения пространства для формирования геологического испытательного пространства для проверки непроверенных приборов с истощенной геологической структурой во время закрытия скважины.

Изобретение относится к средствам для проведения испытаний в скважинах. Техническим результатом является обеспечение эффективной работы по добыче углеводородов за счет своевременного выявления ухудшения работы скважин на месторождении и установление новых режимов работы скважин или необходимости их ремонта.

Изобретение относится к средствам передачи информации из скважины на поверхность. Техническим результатом является повышение эффективности использования поплавкового клапана и снижение затрат энергии на передачу информации по давлению на поверхность.

Изобретение относится к области промысловой геофизики, а именно к устройствам для измерений геофизических и технологических параметров в процессе бурения и передачи их на поверхность.

Изобретение относится к средствам для направленного бурения скважин, в частности к электромагнитным каротажным средствам при параллельном бурении скважин. Техническим результатом является повышение качества получаемых сигналов при определении местонахождения второго ствола скважины относительно первого, за счет оптимизации расстояния передатчик-приемник и рабочей частоты каротажного инструмента.

Группа изобретений относится к горному делу и может быть использована для оценки напряженного состояния горных пород в породном массиве и различных сооружений, например плотин.

Изобретение относится к способу и системе для интеграции процесса функционирования различных подсистем при управлении подземными работами. Технический результат - автоматизация управления подземными работами.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при одновременно-раздельной эксплуатации добывающих скважин. Техническим результатом является определение герметичности скважинного оборудования.

Изобретение относится к области геофизических исследований в обсаженных скважинах, а именно к центрированию геофизических приборов в обсаженных скважинах. Технический результат - обеспечение центрирования и проходимости прибора в обсаженных скважинах с любыми углами наклона и снижение аварийной опасности при спускоподъемных операциях.

Изобретение относится к геофизической технике и может быть использовано при проведении геофизических исследований в процессе бурения при проводке горизонтальных и наклонно направленных нефтяных и газовых скважин совместно с забойными телеметрическими системами. Данное изобретение позволяет повысить информативность, эффективность и качество измерений, в результате чего достигается технический эффект, заключающийся в улучшении эксплуатационных характеристик прибора, которые позволяют оптимизировать процесс бурения горизонтальных и наклонно направленных нефтяных и газовых скважин. Комплексный скважинный прибор в процессе бурения содержит корпус, в котором установлено не менее двух приемных и двух передающих антенных узлов, соединенных с блоком электроники, внутри корпуса прибора размещена проточная труба, на которой расположены модули блока электроники, в одном из антенных узлов под изолирующей гильзой располагается датчик силовых нагрузок, соединенный с блоком электроники, в цилиндрической полости на внешней поверхности корпуса расположен датчик давления в затрубном пространстве, соединенный с блоком электроники. 2 з.п. ф-лы, 5 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи посредством тепловых методов, в частности, при организации внутри пластового горения (ВПГ). Техническим результатом изобретения является увеличение информативности об исследуемом объекте разработки, определение температуры в зоне теплового воздействия, в частности, в зоне горения при ВПГ, для оптимизации режимов закачки окислителя и/или теплоносителя и/или вытесняющего агента в пласт. Способ заключается в закачке по меньшей мере в одну нагнетательную скважину вместе с закачиваемым агентом смеси из по меньшей мере двух трассирующих агентов разной термостойкости в требуемой пропорции и концентрации. Производят регистрации концентраций каждого из трассирующих агентов в по меньшей мере одной добывающей скважине. После чего по изменению пропорций (относительных долей) трассирующих агентов в продукции скважин относительно их пропорций в закачиваемой смеси, оценивают температуру и размеры зоны теплового воздействия или горения. 4 з.п. ф-лы, 3 табл., 2 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Техническим результатом изобретения является повышение эффективности эксплуатации добывающей высоковязкую нефть скважины, повышение качества очистки внутрискважинного оборудования от АСПО, снижение нагрузок на колонну штанг штангового насоса. Способ эксплуатации добывающей высоковязкую нефть скважины включает спуск в скважину компоновки, которая состоит снизу вверх из перфорированного патрубка, пакера, штангового насоса, колонны насосно-компрессорных труб - НКТ; приведение в работу штангового насоса под действием перемещений колонны штанг, отбор высоковязкой нефти по колонне НКТ к устью скважины. После начала отбора высоковязкой нефти снимают начальную динамограмму и определяют первоначальные максимальную и минимальную нагрузки на колонну штанг. Далее продолжают отбор высоковязкой нефти из скважины по колонне НКТ штанговым насосом до появления зависания колонны штанг. Затем в межколонное пространство скважины посредством геофизического подъемника спускают геофизический кабель с наконечником на конце для импульсной высокочастотной термоакустической - ИВЧТА - обработки скважины так, чтобы наконечник находился ниже приема штангового насоса, но на 2 м выше пакера. Производят ИВЧТА обработку скважины, не прерывая отбор высоковязкой нефти штанговым насосом. В процессе проведения ИВЧТА обработки скважины производят периодическое снятие динамограммы через каждые 12 ч до восстановления значения максимальной и минимальной нагрузки на колонну штанг не более 5% ниже начальных значений. После чего, не прерывая отбора высоковязкой нефти, обработку скважины прекращают и извлекают из межколонного пространства скважины геофизический кабель с наконечником. 1 ил., 3 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи посредством тепловых методов, в частности при организации внутрипластового горения (ВПГ). Техническим результатом изобретения является увеличение информативности об исследуемом объекте разработки, определение температуры в зоне теплового воздействия, в частности в зоне горения при ВПГ, для оптимизации режимов закачки окислителя и/или теплоносителя и/или вытесняющего агента в пласт. Способ заключается в закачке в нагнетательную скважину вместе с вытесняющим и/или кислородосодержащим агентом трассирующего агента, меняющего химическую формулу при требуемой температуре, но сохраняющего трассирующие свойства и регистрации концентрации как исходного, так и трансформированного трассирующего агента в добывающих скважинах. Для этого по меньшей мере в одну нагнетательную скважину закачивают по меньшей мере один трассирующий агент, меняющий химическую формулу при требуемой температуре, но сохраняющий трассирующие свойства, и регистрируют концентрацию отдельно исходного и трансформированного трассирующего агента по меньшей мере в одной добывающей скважине. После чего по соотношению исходного и трансформированного трассирующих агентов в продукции скважин оценивают температуру и размеры зоны теплового воздействия или горения. 4 з.п. ф-лы, 2 табл., 3 ил.

Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к методам гидродинамических исследования пластов (далее - ГДИС) в добывающей скважине в процессе добычи нефти. Техническим результатом является обеспечение высокого качества ГДИС, расширение возможности интерпретации получаемых результатов при одновременном сокращении времени исследований по снятию кривых восстановления пластового давления в добывающих скважинах, преимущественно в низкопродуктивных скважинах, эксплуатирующих сложнопостроенные неоднородные, расчлененные и в большей степени карбонатные коллекторы. Способ гидродинамического исследования пласта включает компоновку в скважине глубинно-насосного оборудования, которая состоит из колонны НКТ, насосной установки, соединяемого с ней напрямую или посредством хвостовика запорного устройства. Запорное устройство работает по принципу традиционного обратного клапана, выполнено с возможностью обеспечения его перекрытия путем размещения столба жидкости в затрубном пространстве высотой, обеспечивающей давление над запорным устройством заведомо большим, чем ожидаемое пластовое давление залежи. Запорное устройство выполнено с возможностью обеспечения разобщения подпакерной зоны эксплуатационной колонны скважины и надпакерной зоны эксплуатационной колонны скважины, включающей затрубное пространство и объем НКТ. Манометр размещают ниже запорного устройства снаружи или внутри НКТ, над или под пакером, который устанавливают максимально приближенным к залежи, но выше ее. После отключения насосной установки и перекрытия на устье затрубного и трубного пространства производят закрытие запорного устройства для исключения попадания пластового флюида из залежи в надпакерную зону эксплуатационной колонны, включающую затрубное пространство и объем НКТ, и осуществляют регистрацию показаний с манометра по скорости изменения забойного давления во времени. Затем после окончания гидродинамических исследований по результатам регистрации показаний с манометра производят запуск насосной установки в работу, выполняют откачку ранее размещенной в затрубном пространстве жидкости с одновременным открытием в результате откачки запорного устройства и осуществляют дальнейшую эксплуатацию скважины. Расстояние между указанным запорным устройством и пакером составляет не более 100 м. По второму варианту в качестве запорного устройства используют электроклапан, закрытие и открытие которого осуществляется путем подачи электрического сигнала с устья через кабель, или клапан, закрытие и открытие которого осуществляется путем подачи гидравлического сигнала с устья с помощью капиллярной трубки. Далее производят открывание указанного клапана и последующий запуск насосной установки в работу. 2 н. и 9 з.п. ф-лы, 5 ил.

Изобретение относится к газовой промышленности, а именно к устройствам, обеспечивающим проведение геофизических исследований и работ в действующих газовых скважинах приборами и инструментами на геофизическом кабеле. Техническим результатом является снижение рисков возникновения аварийных ситуаций и обеспечение контроля утечек скважинного флюида в атмосферу, предотвращение осложнений, вызываемых образованием ледово-гидратных пробок, контроля герметичности лубрикатора после смены скважинного прибора и контроля за расходом жидкостей в процессе проведения работ. Предложена лубрикаторная установка, в состав которой дополнительно включаются испытательное устройство и инжектор ингибитора гидратообразования, в состав гидравлической системы - линия подачи ингибитора, а в состав информационно-управляющего комплекса - датчики давления ингибитора, положения плашек превенторов, давления в приемной камере лубрикатора, положения ловушки сигнализирующего устройства, температуры скважинного флюида, регистрации утечек газа и датчики уровня в баках с уплотнительной смазкой, рабочей жидкостью и ингибитором. 1 ил.

Изобретение относится к области вычислительной техники, применяемой в нефтяной промышленности, а именно, к информационным системам автоматизации управления нефтедобывающего предприятия. Технический результат - создание системы статистической обработки, агрегирования и визуализации данных, полученных с систем телеметрии, с целью получения информации, пригодной для решения задач регулирования технологических процессов. Заявленная система содержит: блок выбора данных, базу данных хранения телеметрической информации, блок настройки списков пользователей, блок обработки запросов параметров, блок построения отчетов, блок нейросетевого анализа, блок расчета математического ожидания, блок расчета среднеквадратического отклонения, блок расчета асимметрии, блок расчета корреляции, блок отображения графиков, блок отображения векторов взаимовлияния, блок отображения матрицы Мериленда, блок отображения тепловой карты, базу данных справочной информации, блок обработки картографических параметров, блок подготовки необработанных данных, блок подготовки нормированных данных, блок подготовки данных в логарифмических координатах, блок подготовки данных для математических расчетов, блок редактирования параметров расчета, блок расчета параметров нефтедобычи. 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей отрасли, а именно к способам мониторинга состояния телемеханизированных добывающих и паронагнетательных скважин, погружного оборудования на месторождении добычи сверхвязкой нефти (СВН). Техническим результатом является появление конкретного способа контроля функционирования нефтепромысловых объектов и погружного оборудования по данным телеметрии на месторождениях добычи СВН. Способ нейросетевого анализа состояния телемеханизированных нефтепромысловых объектов, состоящий в том, что осуществляется подготовка данных из архива единой базы, содержащей данные телеметрии, в виде n-размерных векторов состояний скважин, которые поступают на обучение самоорганизующихся карт Кохонена, по которым каждый новый вектор состояния для каждой скважины проверяется на принадлежность к определенному узлу с помощью нейросетевого анализа, вводятся дополнительные «критические» n-размерные вектора состояний, полные наборы m из «архивных» и «критических» векторов поступают на обучение самоорганизующихся карт Кохонена, узлы построенной карты Кохонена разбиваются на три экспертные группы, на основе полученных групп строится статистика состояний скважины. 5 ил.

Изобретение относится к средствам для оптимизации газлифтных операций. Техническим результатом является повышение качества оптимизации газлифтных операций. Предложен способ для мониторинга, диагностики и оптимизации работы газлифтной системы, который включает в себя сбор данных измерений, представляющих состояние газлифтной системы, сохранение данных измерений, сравнение измеренных данных с рассчитанными данными скважинной модели для скважины и идентификацию условий газлифтной системы на основании несоответствий между данными измерений и рассчитанными данными. Кроме того способ дополнительно включает в себя обновление модели для отражения вероятных условий и выбранных корректировок вероятных условий, генерацию кривых производительности газлифтной системы с использованием обновленной модели и представление пользователю действий, рекомендованных для достижения стабильной производительности газлифтной системы с рабочей точкой газлифтной системы, по меньшей мере, на одной из множества кривых производительности газлифтной системы. 3 н. и 17 з.п. ф-лы, 9 ил.

Изобретение относится к обнаружению местоположений границ пластов на основании измерений удельного сопротивления на нескольких глубинах размещения инструмента в стволе скважины. Техническим результатом является повышение эффективности обнаружения местоположения границ пластов. Способ включает получение доступа к первому измерению, произведенному на основании эксплуатации передатчика и приемника инструмента резистивиметрического каротажа на первой глубине размещения инструмента в стволе скважины, определенной в подземной области, которая содержит несколько подповерхностных слоев; расчет градиента, связанного с первой глубиной размещения инструмента, при этом градиент рассчитывается по первому измерению и второму измерению. При этом второе измерение производится на основании эксплуатации передатчика и приемника инструмента резистивиметрического каротажа на второй, другой глубине размещения инструмента в стволе скважины; и определение, путем эксплуатации устройства для обработки данных, местоположения границ одного или более подповерхностных слоев на основании указанного градиента и первого измерения, связанного с первой глубиной размещения инструмента. 3 н. и 17 з.п. ф-лы, 7 ил.

Изобретение относится к технике, используемой в нефтедобывающей промышленности, и предназначено для замера и учета продукции нефтяных скважин. Устройство для измерения дебита нефтяных скважин содержит газосепаратор с гидроциклоном, газовую линию с датчиками давления, температуры и газовым расходомером, связанными с микропроцессором, жидкостную линию и общий коллектор, связанный с газовой и жидкостной линией. На шламовой линии, которая связана с сепарационной емкостью и общим коллектором, установлено устройство для регулирования перепада давления для шлама, соединенное с микропроцессором и гидростанцией через клапан соленоидный пилотный. Жидкостная линия сообщена с сепарационной емкостью и общим коллектором через жидкостный расходомер, связанный с микропроцессором, и устройство для регулирования перепада давления для жидкости отдельно соединено с микропроцессором и гидростанцией через клапан соленоидный пилотный. Газовая линия связана с газосепаратором и общим коллектором через газовый расходомер, датчики давления и температуры, и устройство для регулирования перепада давления для газа соединено с микропроцессором и гидростанцией через клапан соленоидный пилотный. Газосепаратор через датчик перепада давления соединен с микропроцессором и общим коллектором, и устройства для регулирования перепада давления для шлама, жидкости и газа выполнены с гидравлическим приводом и с возможностью ручного управления от рычага, соединенного с гидравлическим приводом. Реализация изобретения позволит производить контролируемое удаление шлама, измерение дебита газа и жидкости с высоким качеством и эффективностью, повысить надежность и ресурс устройства за счет гидравлических устройств для регулирования перепада давления на газовой, жидкостной и шламовой линиях. 1 ил.

Наверх