Устройство для измерения дебита нефтяных скважин (варианты)



Устройство для измерения дебита нефтяных скважин (варианты)
Устройство для измерения дебита нефтяных скважин (варианты)

Владельцы патента RU 2593674:

Сафаров Рауф Рахимович (RU)

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 нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для измерения дебита скважин.

Известно устройство для измерения дебита скважин (а.с. СССР №577290, кл. E21B 47/00, 25.10.1977 г.), содержащее газосепаратор с поплавком, связанным с заслонкой на газовой линии, гидравлически связанной с газовой и жидкостными линиями, счетчик жидкости, подпружиненный клапан со штоком, снабженный фиксирующими элементами, установленными с возможностью взаимодействия со штоком мембранного клапана.

Недостатком известного устройства является ненадежность его работы.

Известно устройство для измерения дебита скважин (а.с. СССР №1530765, кл. E21B 47/10, 23.12.1989 г.), содержащее газосепаратор с поплавком, связанным с заслонкой на газовой линии, счетчик жидкости, пневматически связанный с газовой линией, и гидравлически связанный с общей линией мембранный клапан со штоком, выполненный с возможностью установки его в двух крайних фиксированных положениях, причем устройство дополнительно снабжено установленным на газовой линии параллельно заслонке, выполненным с возможностью установки в двух крайних фиксированных положениях мембранным клапаном со штоком и дросселем, а надмембранная полость соединена с газовой линией после него и дросселя.

Недостатком известного устройства является ненадежность его работы, обусловленная наличием мембраны у клапана, у которой существенно ограничен ресурс и механическая прочность. Другим недостатком является наличие импульсных трубок, через которые мембранный клапан контролирует перепад давления между сепаратором и общим коллектором. Импульсные трубки постоянно заполняются конденсатом, а при отрицательных температурах конденсат в импульсных трубках замерзает и устройство выходит из строя.

Кроме того, конструкция фиксирующих элементов выполнена с использованием шариковых фиксаторов, предполагающих наличие трения скольжения, что вызывает износ трущихся поверхностей и выход из строя самого устройства для измерения дебита скважин. Причем фиксирующие элементы установлены в области нормального давления, а шток клапана расположен в области рабочих давлений, что предполагает использование сальниковых устройств, которые также имеют очень ограниченный ресурс, и что также требует существенных эксплуатационных затрат.

Наличие большого количества трущихся деталей в конструкции их фиксаторов приводит в конечном итоге к повышенному их износу, что влияет на изменение характеристик фиксации клапана, и клапан перестает работать в фиксированных крайних положениях, начинает оставаться в промежуточном положении, в полуоткрытом (полузакрытом) положениях, что приводит к искажению результатов измерения дебита скважин.

Известно устройство для измерения дебита скважин (патент РФ №2199662, E21B 47/10, 27.02.2003 г.), содержащее газосепаратор с поплавком, связанным с заслонкой на газовой линии, гидравлически связанной с газовой и жидкостной линиями, счетчик жидкости, подпружиненный клапан со штоком, снабженный фиксирующими элементами, установленными с возможностью взаимодействия со штоком, седло клапана, дроссель, шток снабжен шайбой из магнитного материала, расположенной между кольцевыми магнитами, установленными в магнитопроводах, жестко прикрепленных к корпусу клапана, взаимодействующими с шайбой при перемещении штока, а дроссель установлен в проходном сечении седла клапана и жестко соединен с последним.

Недостатком известного устройства является наличие погрешности в выдаче информации по расходу жидкости после закрытия запорного клапана.

Известно устройство для измерения дебита нефтяных скважин (а.с. СССР №1553661, E21B 47/10, 30.03.1990), содержащее вертикальный цилиндрический сепаратор с гидроциклом, два датчика давления, один из них замеряет давление жидкой фазы, установленные на разных уровнях, газовую линию с клапаном с электромагнитным приводом, впускную и выпускную жидкостные линии, микропроцессор и блок управления, успокоительные решетки, датчики давления и температуры, замеряющие параметры газовой фазы, причем выпускная жидкостная линия выполнена в виде сифона.

Недостатками аналога являются сложность и невысокая надежность конструкции, обусловленная тем, что клапан выполнен с электромагнитным приводом и управлением, датчики давления и уровня, работающие в жидкой среде, подвержены вероятности выхода из строя по причине обрастания их слоем парафина.

Известно устройство для осуществления способа замера дебита попутного газа в продукции нефтяной скважины на групповых замерных установках (а.с. СССР №276851, E21B 47/10, 01.01.1970), включающего подачу газонефтяного потока в сепарационный трап в виде цилиндрической вертикальной емкости и накопление жидкой фазы в нем, вытеснение ее давлением газовой фазы путем перекрытия запорного клапана на газовой линии и определение дебита газа замером времени вытеснения заданного объема жидкой фазы, содержащее вертикальную цилиндрическую емкость, датчики нижнего и верхнего уровней, датчики температуры и давления газовой фазы, газовую линию, счетно-решающий блок, электронные часы, запорный клапан, жидкостные входную и выходную, в виде сифона, линии.

Известное устройство имеет недостатки, заключающиеся в том, что конструкция его включает датчики уровня жидкой фазы, подтвержденные риску выхода из строя по причине обрастания их слоем парафина, и лишена приборов, замеряющих непрерывно расходы жидкой и газовой фаз и позволяющих учесть добычу продукции скважины в заданный отрезок времени с высокой точностью прямым способом.

Известно устройство для измерения дебита газа и жидкости нефтяных скважин (патент РФ №2426877, E21B 47/10, 20.08.2011), содержащее вертикальную цилиндрическую емкость, входную и выходную, в виде сифона, жидкостные линии, газовую линию, датчики давления и температуры газовой фазы, счетно-решающий блок с электронными часами, гидравлический замок, сообщающую его со сборным коллектором общую линию, объемный счетчик жидкости, запорный клапан, выполненный самодействующим, перепускным, двухфазным, дискретного действия с магнитной фиксацией его крайних положений, установленный, как и счетчик, на общей линии вслед за ним перед впадением ее в сборный коллектор, при этом газовая и выходная жидкостная нисходящей ветвью сифона линии сообщены с замком, причем датчики давления и температуры установлены на газовой линии.

Недостатком известного устройства является отсутствие надежности и точности результатов измерения дебита скважин, обусловленное выдачей информации по расходу жидкости после закрытия запорного клапана.

Указанный недостаток известного устройства проявляется при различных видах расходомеров.

Например:

счетчики (расходомеры) турбинные по инерции продолжают выдавать информацию по расходу жидкости после закрытия клапана регулятора расхода;

кориолисовые расходомеры по причине дрейфа нуля при закрытом состоянии клапана (при отсутствии расхода жидкости) выдают информацию о расходе;

ультразвуковые, вихревые, вихреакустические расходомеры при отсутствии расхода очень чувствительны к вибрации, шумам гидравлическим и при гидравлических и акустических шумах начинают выдавать информацию о расходе при отсутствии самого расхода.

Известно устройство для измерения дебита скважин (патент РФ № 2513891, E21B 47/10, 19.12.2012). Устройство содержит вертикальную цилиндрическую емкость, входную и выходную, в виде сифона, жидкостные линии, газовую линию, датчики давления и температуры газовой фазы, счетно-решающий блок, объемный счетчик жидкости, запорный клапан, установленный, как и счетчик, на общей линии вслед за ним перед впадением ее в сборный коллектор, и при этом газовая и выходная жидкостная нисходящей ветвью сифона линии сообщены с гидравлическим замком. Датчики давления и температуры установлены на газовой линии, запорный клапан, объемный счетчик жидкости и счетно-решающий блок взаимосвязаны между собой через импульсный распределительный блок определения измеряемой рабочей среды. Запорный клапан выполнен перепускным дискретного действия с магнитной фиксацией, разгрузкой и контролем положения: «Открыто» или «Закрыто».

Недостатком известного устройства, в котором согласно изобретению измеряемой рабочей средой может быть газ или жидкость, является то, что в процессе работы устройства измеряется общая жидкость без разделения воды и нефти и, кроме того, измеряется только объем жидкости, в то время как, необходимо измерять массу нефти и воды и соответственно определять содержание воды и нефти в добываемой продукции нефтяной скважины.

Данное устройство наиболее близко изобретению по технической сущности, достигаемым техническим результатам и принято за прототип.

Задачей изобретения является упрощение конструкции и повышение надежности эксплуатации при измерении дебита нефтяных скважин.

Техническим результатом является повышение точности измерения дебита нефтяных скважин за счет включения в состав устройства сепаратора с размещенным в нем гидроциклоном, кольцевыми сосудами, образующими сифон, разделяющий жидкости разных плотностей, гидроциклона на входе сепаратора, гидроциклона в каплеотбойнике после сепаратора и компенсирующей емкости перед запорным клапаном на измерительной линии, а также за счет того, что в каплеотбойнике установлены кольцевые сосуды с разделителем, образующие сифон, и нижняя часть каплеотбойника соединена со сборным коллектором.

Поставленная задача решается и технический результат достигается по первому варианту тем, что в устройстве для измерения дебита нефтяных скважин, содержащем входную и выходную жидкостные линии, соединенные со счетно-решающим блоком расходомер, датчики давления и температуры, запорный клапан, установленные на общей измерительной линии, сообщенной со сборным коллектором, согласно изобретению на входной жидкостной линии перед сепаратором смонтирован гидроциклон, который соединен жидкостной трубой с нижней частью сепаратора и газовой трубой с верхней частью сепаратора, при этом внутри сепаратора в верхней его части смонтирован внутренний гидроциклон со входным патрубком и заслонкой и в нижней внутренней части сепаратора установлены два кольцевых сосуда, образующих сифон, между которыми размещен разделитель, связанный с внутренним гидроциклоном газовой трубой, а выходная жидкостная линия сепаратора соединена с каплеотбойником, внутри которого в его средней части установлен гидроциклон и в верхней части - плотномер, датчики давления и температуры, соединенные со счетно-решающим блоком, причем 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.

Поставленная задача решается и технический результат достигается по второму варианту тем, что в устройстве для измерения дебита нефтяных скважин, содержащем входную и выходную жидкостные линии, расходомер, датчики давления и температуры, запорный клапан, соединенные со счетно-решающим блоком, установленные на общей измерительной линии, сообщенной со сборным коллектором, согласно изобретению на входной жидкостной линии перед сепаратором смонтирован гидроциклон, который соединен жидкостной трубой с нижней частью сепаратора и газовой трубой с верхней частью сепаратора, при этом внутри сепаратора в верхней его части смонтирован внутренний гидроциклон со входным патрубком и заслонкой и в нижней внутренней части сепаратора установлены два кольцевых сосуда, образующих сифон, между которыми размещен разделитель, связанный с внутренним гидроциклоном газовой трубой, а выходная жидкостная линия сепаратора соединена с каплеотбойником, внутри которого 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, при этом верхняя часть каплеотбойника соединена непосредственно с общей измерительной линией, на которой перед запорным клапаном, сообщенным со сборным коллектором, установлена компенсирующая емкость.

Техническая сущность изобретения поясняется чертежами. На фиг.1 изображен общий вид устройства первого варианта исполнения. На фиг. 2 изображен фрагмент А с фиг. 1 каплеотбойника второго варианта исполнения.

Устройство для измерения дебита нефтяных скважин по первому варианту исполнения содержит сепаратор 1, входную 2 и выходную 3 жидкостные линии, сообщенную со сборным коллектором 4 общую измерительную линию 5 с расходомером 6, запорным клапаном 7, датчиком давления 8 и температуры 9, соединенными со счетно-решающим блоком 10.

На измерительной линии 5 перед запорным клапаном 7 установлена компенсирующая емкость 11.

На входной жидкостной линии 2 смонтирован гидроциклон 12, который соединен с нижней частью сепаратора 1 жидкостной трубой 13, а с верхней частью сепаратора 1 газовой трубой 14.

Нижняя часть сепаратора 1 соединена трубой 15 через задвижки 16 и 17 с общим коллектором 4.

Внутри сепаратора 1 в его верхней части смонтирован внутренний гидроциклон 18 со входным патрубком 19 и заслонкой 20, а в нижней внутренней части сепаратора 1 установлен кольцевой сосуд 21 и кольцевой сосуд 22, образующие сифон 23.

Между кольцевыми сосудами 21 и 22 размещен разделитель 24, который связан с внутренним гидроциклоном 18 газовой трубой 25. Сепаратор 1 выходной жидкостной линией 3, через задвижку 26, связан трубой 27 с каплеотбойником 28, внутри которого в его средней части установлен гидроциклон 29, в верхней части - плотномер 30, датчики давления 31 и температуры 32, которые соединены со счетно-решающим блоком 10, а нижняя часть каплеотбойника 28 соединена трубой 33 с измерительной линией 5 через задвижки 34 и 35. Верхняя часть каплеотбойника 28 соединена трубой 36 с измерительной линией 5, на которой установлены расходомер 6, датчики давления 8 и температуры 9 и запорный клапан 7, сообщенные со сборным коллектором 4.

Устройство для измерения дебита нефтяных скважин второго варианта исполнения включает дополнительно в каплеотбойнике 28 два кольцевых сосуда 37 и 38 и разделитель 39, образующие сифон 40, а нижняя часть каплеотбойника 28 соединена со сборным коллектором 4 через трубу 15 с задвижками 34 и 17.

Устройство первого варианта исполнения работает следующим образом. Продукция со скважины поступает по входной жидкостной линии 2 в гидроциклон 12, с нижней части которого попадает в нижнюю часть сепаратора 1 по жидкостной трубе 13, а с верхней части гидроциклона 12 по газовой трубе 14 в сепаратор 1 поступает газ.

В сепараторе 1 происходит разделение продукции нефтяной скважины на газ и жидкость, которая в свою очередь расслаивается на чистую воду, нефть и эмульсию.

В процессе сепарации в нижней части сепаратора 1 накапливается послойно вода, эмульсия и нефть, а в верхней части сепаратора 1 собирается газ. Нижняя часть сепаратора 1 соединена трубой 15 с общим коллектором 4 через задвижки 16 и 17. По мере накопления перепада давления между полостью сепаратора 1 и общим коллектором 4 происходит дальнейшее послойное разделение жидкости на воду, эмульсию и нефть, их накопление и накопление объема газа. С достижением перепада давления до величины давления Pоткрытия запорного клапана 7 накопленный объем газа в сепараторе 1 через внутренний гидроциклон 18 со входным патрубком 19, заслонкой 20 поступает по газовой трубе 25 сепаратора 1 через кольцевой сосуд 21 по выходной жидкостной линии 3 через задвижку 26 по трубе 14 в каплеотбойник 28, выходную линию 36, измерительную линию 5 с расходомером 6, датчиком давления 8 и температуры 9, компенсирующей емкостью 11 и запорным клапаном 7 в выходной коллектор 4. Каплеотбойник 28 работает на базе гидроциклона 29 и функционирует с плотномером 30, датчиком давления 31 и температуры 32. Нижняя часть каплеотбойника 28 соединена трубой 33 с измерительной линией 5 через задвижки 34 и 35.

С достижением перепада давления до величины Pзакрытия запорный клапан 7 закрывает измерительную линию 5. По мере поступления продукции нефтяной скважины в сепараторе 1 поднимается уровень чистой воды между кольцевым сосудом 21 и кольцевым сосудом 22, а между кольцевым сосудом 22 и корпусом сепаратора 1 поднимается уровень нефти и эмульсии.

С подъемом уровня воды между кольцевыми сосудами 21 и 22 и достижением их верхних кромок кольцевые сосуды 21 и 22 начнут заполняться водой.

С достижением уровнем воды в кольцевом сосуде 21 нижних кромок разделителя 24 уровнем воды в кольцевом сосуде 21 перекрывается выход газа из сепаратора 1, и повышается давление сепараторе 1. Вследствие этого вода из сепаратора 1 между кольцевыми сосудами 21 и 22 под давлением заполняет кольцевой сосуд 21 и поступает по жидкостной линии 3, через задвижку 26 по трубе 27 в каплеотбойник 28, и по трубе 36 в измерительную линию 5 до запорного клапана 7. Запорный клапан 7 срабатывает с достижением перепада давления Pоткрытия, и с открытием запорного клапана 7 начинается измерение расхода чистой воды расходомером 6 с одновременным измерением ее плотности плотномером 30. По мере убывания воды из сепаратора 1 происходит накопление объема нефти и эмульсии в сепараторе 1 с одновременным увеличением уровня нефти и эмульсии в сепараторе 1 между корпусом сепаратора 1 и кольцевым сосудом 22. С достижением уровня нефти верхней кромки кольцевого сосуда 22 нефть начинает заполнять кольцевой сосуд 22 до уровня воды в кольцевом сосуде 22. По мере передвижения межфазного уровня между нефтью и водой в кольцевом сосуде 22 до нижней кромки разделителя 24 в кольцевом сосуде 22 нефть начнет перетекать через разделитель 24 и всплывать в воде вверх между разделителем 24 и внутренней частью кольцевого сосуда 22, что приведет в движение воду между кольцевыми сосудами 22 и 21 и между кольцевым сосудом 22 и корпусом сепаратора 1 с одновременным заполнением нефтью кольцевого сосуда 21 и пространства между кольцевыми сосудами 22 и 21. Далее происходит замещение воды нефтью, и нефть поступает через измерительную линию 5 в общий коллектор 4.

По мере вытеснения нефти под действием избыточного давления происходит падение уровня жидкости в сепараторе 1.

С достижением уровня жидкости в кольцевом сосуде 21 нижней кромки разделителя 24 происходит выход газа из сепаратора 1, газ начинает проходить через измерительную линию 5, и уровень жидкости из внешнего контура кольцевого сосуда 21 перетекает, благодаря сифону 23, в полость кольцевого сосуда 22 и пространство между кольцевыми сосудами 22 и 21.

В результате освобождения от жидкости сепаратора 1 освобождается проход для газа, и начинается последующее накопление и подготовка жидкости для измерения путем ее расслоения и поочередной подачи для измерения. Идентификация нефти, эмульсии и воды производится плотномером 30, установленным на каплеотбойнике 28. Объем проходящей через запорный клапан 7 в сборный коллектор 4 жидкости учитывается расходомером 6 с учетом показаний датчиков давления 8 и температуры 9, связанных со счетно-решающим блоком 10.

Устройство для измерения дебита нефтяных скважин второго варианта исполнения в отличие от первого варианта работает следующим образом. Отбор, сброс и замер дебита жидкой фазы в сборный коллектор 4 осуществляют аналогично первому варианту, а при прохождении газовой фазы в гидроциклоне 29 каплеотбойника 28 происходит последняя фаза отделения капельной составляющей газовой фазы, которая проходит через общую измерительную линию 5, при этом капельная фаза, накопившись в нижней части каплеотбойника 28 и достигнув верхнего уровня кольцевого сосуда 37 между корпусом каплеотбойника 28 и внешней стенкой кольцевого сосуда 37, начинает переливаться и заполнять кольцевой сосуд 38 и своим уровнем начнет перекрывать выход газа из каплеотбойника 28, что вызовет повышение давления в каплеотбойнике 28, лавинообразное перекрытие газа и выдавливание накопившейся капельной жидкости из нижней части каплеотбойника 28 в общую измерительную линию 5 с последующей идентификацией плотномером 30.

С достижением уровня жидкости в кольцевом сосуде 38 каплеотбойника 28 нижней кромки разделителя 39 произойдет прорыв газа в общую измерительную линию 5 и выравнивание давления между входом и выходом каплеотбойника 28 и, соответственно, выравнивание уровня жидкости в каплеотбойнике 28, и чистый газ без капельной составляющей пройдет через общую измерительную линию 5 в сборный коллектор 4. С последующим накоплением капельной составляющей в газовой фазе процесс выдавливания газа в каплеотбойнике 28 повторяется.

Во втором варианте исполнения устройства нижняя часть каплеотбойника 28 соединена со сборным коллектором 4, и грязевые отложения непосредственно утилизируются в сборный коллектор 4 через задвижки 34 и 17 по трубе 15.

Наличие в устройстве: сепаратора 1 с размещенным в нем внутренним гидроциклоном 18, кольцевыми сосудами 21 и 22, образующими сифон 23, разделяющий жидкости разных плотностей; гидроциклона 12 на входной жидкостной линии 2, гидроциклона 29 в каплеотбойнике 28 после сепаратора 1 и компенсирующей емкости 11 перед запорным клапаном 7 на измерительной линии 5, наряду с дополнительным включением в каплеотбойник 28 двух кольцевых сосудов 37 и 38, разделителя 39, образующих сифон 40, обеспечивает повышение точности замера дебита нефтяных скважин, упрощение конструкции и повышение надежности эксплуатации устройства.

Использование изобретения позволит создать простое и надежное в эксплуатации устройство и повысить точность замера дебита нефтяных скважин.

1. Устройство для измерения дебита нефтяных скважин, содержащее входную и выходную жидкостные линии, соединенные со счетно-решающим блоком расходомер, датчики давления и температуры, запорный клапан, установленные на общей измерительной линии, сообщенной со сборным коллектором, отличающееся тем, что на входной жидкостной линии перед сепаратором смонтирован гидроциклон, который соединен жидкостной трубой с нижней частью сепаратора и газовой трубой с верхней частью сепаратора, при этом внутри сепаратора в верхней его части смонтирован внутренний гидроциклон со входным патрубком и заслонкой и в нижней внутренней части сепаратора установлены два кольцевых сосуда, образующих сифон, между которыми размещен разделитель, связанный с внутренним гидроциклоном газовой трубой, а выходная жидкостная линия сепаратора соединена с каплеотбойником, внутри которого в его средней части установлен гидроциклон, и в верхней части - плотномер, датчики давления и температуры, соединенные со счетно-решающим блоком, причем 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.

2. Устройство для измерения дебита нефтяных скважин, содержащее входную и выходную жидкостные линии, расходомер, датчики давления и температуры, запорный клапан, соединенные со счетно-решающим блоком, установленные на общей измерительной линии, сообщенной со сборным коллектором, отличающееся тем, что на входной жидкостной линии перед сепаратором смонтирован гидроциклон, который соединен жидкостной трубой с нижней частью сепаратора и газовой трубой с верхней частью сепаратора, при этом внутри сепаратора в верхней его части смонтирован внутренний гидроциклон со входным патрубком и заслонкой и в нижней внутренней части сепаратора установлены два кольцевых сосуда, образующих сифон, между которыми размещен разделитель, связанный с внутренним гидроциклоном газовой трубой, а выходная жидкостная линия сепаратора соединена с каплеотбойником, внутри которого 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, при этом верхняя часть каплеотбойника соединена непосредственно с общей измерительной линией, на которой перед запорным клапаном, сообщенным со сборным коллектором, установлена компенсирующая емкость.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к газовой промышленности и может быть использовано для увеличения коэффициента извлекаемости газа путем пошагового регулирования режимов добычи.

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.

Изобретение относится к области добычи метана из угольных пластов и может найти применение при исследовании продуктивности угольных пластов в системе метаноугольных скважин.

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

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для определения фазовых расходов в вертикальных и наклонных скважинах нефтегазовых месторождений.

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.

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.

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 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.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к методам поиска скважин с заколонными перетоками (ЗКЦ) воды. Техническим результатом настоящего изобретения являются повышение эффективности способа выявления скважин, обводняющихся посредством заколонных перетоков воды, за счет повышения надежности исследования скважин путем увеличения длительности анализируемого начального периода их эксплуатации и за счет значительного сокращения затрат времени на исследование. Способ включает замер добычи жидкости, ее обводненности и добычи нефти, расчет избыточной обводненности продукции и выявление скважин, добывающих избыточную воду. Причем избыточную обводненность рассчитывают как разницу между фактической обводненностью и приемлемой, определяемой по водонасыщенности пласта с использованием функции Баклея-Леверетта. Для поиска скважин с ЗКЦ используется графическая корреляция текущих значений фактической обводненности продукции скважины и текущих значений водонасыщенности пласта в ее интервале вскрытия. Используется расчетная кривая зависимости приемлемой обводненности продукции при вытеснении нефти водой из пласта от текущей его водонасыщенности, причем текущая водонасыщенность пласта в интервалах вскрытия каждой скважины рассчитывается в математической или в гидродинамической модели залежи. Проблемными скважинами с ЗКЦ признаются скважины, расположенные на графической корреляции выше кривой приемлемой обводненности. 2 з.п. ф-лы, 1 ил, 1 пр.

Изобретение относится к газодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке и эксплуатации газовых месторождений. Техническим результатом является диагностирование начала обводнения газовых скважин в режиме реального времени и предотвращение их самозадавливания. Для контроля процесса обводнения используют данные стандартных замеров устьевых параметров (давления и температуры), определяют среднеквадратичные отклонения температуры и давления при разных режимах работы скважины и их сравнивают. Начало обводнения устанавливают по изменению во времени значений среднеквадратичного отклонения (СКО) температуры и давления и . По результатам ежедневного замера давления и температуры на устье нормально работающих скважин за определенный промежуток времени определяют значения среднеквадратичного отклонения (СКО) температуры и давления и , которые принимают за образцовые. Производят постоянный замер давления и температуры на устье наблюдаемых скважин, рассчитывают СКО температуры и давления и наблюдаемой скважины, сравнивают эти значения друг с другом и с образцовыми значениями СКО и при выполнении условий , , диагностируют начало обводнения скважины. Анализируя динамику изменения СКО температуры и давления обводненной скважины, при выполнении условий , , диагностируют самозадавливание скважины. 3 табл., 6 ил.

Изобретение относится к области исследования характеристик скважин. Техническим результатом является обеспечение возможности проведения оперативного контроля скважины одновременно с этапом ее освоения. Предложена система экспресс-определения характеристик призабойной зоны малодебитных скважин для осуществления способа экспресс-определения характеристик призабойной зоны малодебитных скважин при их освоении, содержащая: средство снижения давления в скважине до давления ниже пластового; эхолот для измерения кривой восстановления уровня; пробоотборник для отбора жидкости при откачке во время цикла освоения; средство измерения плотности жидкости, полученной при откачке во время цикла освоения; средство измерения вязкости жидкости, полученной при откачке во время цикла освоения (μ сП); средство измерения нефтенасыщенной толщины; средство измерения конечной отметки цикла откачки жидкости; средство измерения уровня при восстановлении уровня через час (H1, м); средство измерения начальной отметки следующего цикла освоения (НН, м); средство измерения времени восстановления уровня (t, час); средство измерения объема полученной жидкости при откачке за последний цикл освоения (V1, м3); проницаемость удаленной зоны пласта (k, Д); средство вычисления скин-фактора; средство принятия решения о приостановке или продолжении освоения скважины. При этом система выполнена с возможностью: если значение скин-фактора положительное, приостановки освоения скважины и принятия решения о приостановке применения данной обработки скважины на других объектах с идентичными характеристиками пласта; если значение скин-фактора отрицательное, продолжения освоения скважины и ввода ее в эксплуатацию, а также принятия решения о возможности применения данной обработки скважины на других объектах с идентичными характеристиками пласта, причем все элементы системы выполнены с возможностью установки непосредственно на исследуемой скважине. 8 ил.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при разработке газовых и газоконденсатных месторождений. Способ включает проведение стандартных газодинамических исследований скважин на стандартных режимах фильтрации с построением зависимости устьевых параметров (давления и температуры) и давления на забое скважины от расхода газа, контроль соответствия величины фиксируемых в процессе эксплуатации устьевых параметров величине параметров, определяемой зависимостью, построенной по результатам газодинамических исследований (ГДИ) при текущем расходе газа. Осуществляют контроль давления в затрубном пространстве скважины с помощью датчика давления, установленного на скважине и по показаниям которого с заданным шагом квантования, по барометрической формуле автоматизированная система управления технологическими процессами оперативно моделирует давление на забое скважины и сравнивает его с величиной забойного давления, определяемой зависимостью, построенной по результатам ГДИ при текущем расходе газа. Оперативное моделирование давления на забое скважины и его динамики осуществляют, используя результаты фактических измерений расхода газа, производимых с заданным шагом квантования. Оперативное моделирование потерь давления в стволе скважины определяют из результатов фактических измерений давления на забое скважины, ее характеристик и текущих параметров добываемого флюида. Предложенное изобретение позволяет оперативно контролировать техническое состояние скважин, что повышает эффективность промышленной безопасности при эксплуатации. 2 з.п. ф-лы.
Изобретение относится к области добычи природного газа и, в частности, к оперативному контролю выноса воды и песка из скважины в автоматизированных системах управления технологическими процессами (АСУ ТП) нефтегазоконденсатных месторождений Крайнего Севера. Способ оперативного контроля включает измерение расхода, давления и температуры газа на устье скважины с параллельным контролем в реальном масштабе времени фактического давления и температуры газа в конце шлейфа-газопровода, по которому газ поступает на вход установки комплексной подготовки газа (УКПГ); использование текущих значений контролируемых параметров для вычисления расчетного значения давления газа в конце шлейфа-газопровода в реальном масштабе времени средствами АСУ ТП; сравнение динамики его изменения во времени с динамикой изменения фактического давления газа в конце шлейфа-газопровода. Начало процесса выноса песка и воды из скважины определяют по появлению разности в динамике поведения давлений расчетного и фактического. В АСУ ТП дополнительно вводят базу знаний (БЗ), в которую регулярно вносят результаты очередных газодинамических испытаний скважин для каждого контура «скважина-газосборный шлейф (ГСШ)», данные о специфических особенностях каждой скважины и каждого ГСШ, а также алгоритмы управления на базе продукционных моделей представления знаний операторов и диагностики работы контура. При выявлении выноса воды и песка с добываемым продуктом, поступающим из какой-либо скважины, АСУ ТП выбирает соответствующие данные о контуре этой скважины и автоматически формирует управляющие решения для ликвидации возникающих нештатных ситуаций в контуре «скважина-ГСШ» с одновременной выдачей соответствующего сообщения на пульт оператора. Технический результат заключается в эффективном управлении режимом работы контура «скважина–ГСШ» и в том числе всем газовым промыслом в целом.

Изобретение относится к нефтедобыче, а именно к измерению дебита скважины в процессе ее эксплуатации. Технический результат заключается в упрощении и повышении точности определения дебита. Способ включает измерение разности объемов скважинной жидкости в пространстве между насосно-компрессорной и обсадной трубами, измеряемой в процессе спуска полированного штока насоса. Разность объемов жидкости в пространстве между насосно-компрессорной и обсадной трубами определяют по объему вытесняемого скважинной жидкостью газа, находящегося в обсадной трубе. Причем объем вытесняемого газа измеряют путем вытеснения жидкости из резервуара в мерный цилиндр, при этом фиксируют максимальный уровень жидкости в мерном цилиндре, достигнутый в период спуска полированного штока насоса от предельного верхнего до предельного нижнего положений. 1 ил.

Изобретение относится к технике, используемой в нефтедобывающей промышленности, и предназначено для замера и учета продукции нефтяных скважин. Технический результат заключается в повышении качества и эффективности измерения дебита нефтяных скважин. Способ измерения дебита нефтяных скважин включает постоянный процесс разделения нефтеводогазовой смеси на компоненты и содержит вначале отделения газовой фазы от жидкой дисперсией потока смеси и инерционным воздействием на поток газа, затем разделение жидкой фазы на нефть и воду методом отстоя в гравитационном поле и повторяющийся цикл измерения, включающий последовательно: сброс газовой фазы в общую линию с одновременным измерением ее расхода, накопление жидкой фазы до заданного уровня и, как следствие этого, перекрытие сброса газовой фазы, накопление газовой фазы до заданного перепада давлений ее и среды в общей линии и, как следствие этого, сброс жидкой фазы порцией заданной величины в общую линию с одновременным измерением ее расхода и открытием сброса газовой фазы, а также поддержание давления газовой фазы в заданных пределах сбросом ее в общую линию и сброс порции газовой фазы, дополнительно поступившей из скважин с газовым «пузырем», вне зависимости от уровня накопления жидкой фазы. При этом определение дебита продукции нефтяных скважин производят поочередным заполнением жидкостью, с учетом времени заполнения, и вытеснением жидкости, с учетом времени вытеснения, фиксированного объема газосепаратора, заданного с помощью датчиков фиксированными положениями заслонки «открыто» и «закрыто» и верхнего и нижнего положений поплавка, с поочередным раздельным измерением контроллером дебита газа по счетчику газа, и дебита жидкости по счетчику жидкости либо измерением дебита газа по счетчику жидкости, либо измерением дебита жидкости по счетчику газа. В реализующем способ устройстве на газовой линии установлены датчики давления и температуры, связанные с контроллером, причем газовая заслонка на газовой линии и поплавок газосепаратора связаны рычажно-пружинным механизмом с возможностью фиксации положения газовой заслонки «открыто» или «закрыто», при этом газовая заслонка снабжена соединенными с контроллером датчиками положения «открыто» или «закрыто» фиксированного объема газосепаратора жидкой фазы, ограниченного нижним и верхним уровнями, определяемыми положениями поплавка. 2 н.п. ф-лы, 2 ил.
© Патентный поиск, поиск патентов на изобретения - FindPatent.RU 2012-2024
Политика конфиденциальности 2016-08-10 2016-08-10T11:10:15
Наверх