Способ определения обводненности продукции нефтяной скважины

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-FS1,5)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 / ρBH, 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 нефтяной промышленности и может найти применение при определении обводненности продукции нефтяной скважины.

Известен способ определения обводненности продукции пластов в их смеси (заявка РФ №2010129093, МПК Е21В 47/10, опубликовано 20.01.2012 г.), включающий отбор проб из каждого продуктивного пласта с определением параметров продукции, последующий отбор проб добываемой смеси продукций и ее анализ, причем в параметрах продукции определяют ионный (химический) состав вод каждого пласта, а затем при их совместной эксплуатации измеряют дебит каждого пласта, общий дебит и обводненность смеси, химическим анализом определяют ионный (химический) состав смеси вод и по нему вычисляют обводненность продукции каждого пласта.

Недостатком данного способа является сложность технологического процесса определения обводненности продукции пластов.

Известен способ определения обводненности продукции нефтедобывающей скважины (патент РФ №2520251, МПК Е21В 47/10, опубликовано 20.06.2014 г.), включающий отделение от продукции скважины газа, проведение выдержки до состояния расслоения на нефть и воду, измерение высоты столба жидкости, по взаиморасположению линий раздела сред жидкость - газ и вода - нефть определение объемного значения обводненности. Определение проводят в скважине, которую снабжают колонной насосно-компрессорных труб с электроцентробежным насосом и обратным клапаном на конце, для определения обводненности выбирают скважину, расположенную в районе середины нефтяной залежи, с режимами добычи, близкими к средним по залежи, скважину эксплуатируют не менее времени выхода на рабочий режим, а перед отделением от продукции скважины газа и выдержки до состояния расслоения на нефть и воду останавливают скважину и проводят технологическую выдержку.

Недостатком данного способа является сложность технологического процесса, включающего остановку скважины, и сложность аппаратуры для определения обводненности.

Известен способ определения дебита и плотности пластового флюида нефтяных пластов и слоев пониженной, низкой и ультранизкой продуктивности (патент РФ №2484246, МПК Е21В 47/10, опубликовано 10.06.2013 г.), включающий формирование сигналов при прохождении чувствительным элементом, помещенным в пластовый флюид, заданных уровней в скважине, измерение интервалов времени между сигналами с последующим вычислением дебита пласта по отношению расстояния между заданными уровнями к интервалу времени между соответствующими импульсами, измерение скорости перемещения нескольких чувствительных элементов, помещенных в восходящий или нисходящий поток пластового флюида реального сечения ствола скважины, при этом дебит каждого последующего вышележащего нефтяного пласта или слоя определяют как разность между предыдущим и текущим измерениями, а плотность пластового флюида определяют как интегральное значение плотности последнего всплывшего чувствительного элемента и невсплывшего чувствительного элемента.

Недостатком данного способа является сложность процесса определения плотности флюида нефтяного пласта.

Задачей изобретения является разработка способа непрерывного контроля обводненности продукции нефтяной скважины.

Техническим результатом является упрощение технологического процесса определения обводненности продукции нефтяной скважины за счет обеспечения непрерывного контроля и повышение точности измерения.

Указанный технический результат достигается способом определения обводненности продукции нефтяной скважины, включающим подачу непрерывного потока нефтегазоводяной смеси поочередно в одну из двух одинаковых мерных камер счетчика жидкости и их циклическую разгрузку путем опрокидывания в выкидную линию, причем первая мерная камера снабжена постоянным грузом, который подбирают таким образом, чтобы емкости второй мерной камеры хватило для набора пороговой массы опрокидывания, фиксацию времени трех последовательных моментов срабатывания бесконтактного датчика опорожнения, соответствующих трем последовательным моментам опорожнения мерных камер счетчика, при этом момент опорожнения первой мерной камеры считают моментом начала заполнения второй и наоборот, определение времени наполнения T1 и T2 соответственно первой и второй мерных камер счетчика жидкости, принятых за фазу цикла, вычисление величины асимметрии фаз циклов FS=T1/T2, определение плотности жидкости, поступающей в мерные камеры счетчика:

ρЖ=0,577m3(1-FS1,5)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, которые являются постоянными величинами для счетчика жидкости, и их значения предварительно вносят в вычислительный блок, в который также подают сигнал с датчика опорожнения, а обводненность продукции нефтяной скважины определяют из соотношения:

B=ρЖНВН,

где ρЖ - плотность жидкости, ρН - плотность нефти, ρВ - плотность воды.

Сущность изобретения поясняется чертежом, где изображена принципиальная схема устройства для определения обводненности продукции нефтяной скважины в виде счетчика жидкости.

Счетчик жидкости нефтяной скважины содержит мерный блок 1, выполненный в виде механических весов, состоящих из первой мерной камеры 2 и второй мерной камеры 3, поочередно принимающих поток нефтегазоводяной смеси, датчик опорожнения 4, срабатывающий от магнита 5, которые размещены в герметичном кожухе 6, снабженном приемным 7 и выкидным 8 трубными узлами. Выкидной трубный узел 8 соединен с выходным коллектором 9. Датчик опорожнения 4 соединен с вычислительным блоком 10 посредством проводника 11. Вычислительный блок 10 выполнен с возможностью автоматического измерения времени наполнения мерных камер, накопления серии мерных циклов и периодического вычисления плотности жидкости по предложенной формуле. Первая мерная камера 2 мерного блока 1 снабжена постоянным грузом 12 для получения искусственной асимметрии фаз мерных циклов счетчика.

Практическая реализация способа состоит в следующем.

Нефтегазоводяную смесь подают непрерывным потоком в приемный трубный узел 7 счетчика жидкости, затем смесь поступает в мерный блок 1, состоящий из двух одинаковых мерных камер 2 и 3. Заполнение первой мерной камеры 2 мерного блока приводит к нарушению условия равновесия и сливу жидкости из первой камеры через выкидной трубный узел 8 в выходной коллектор 9 счетчика жидкости, затем этот процесс повторяется во второй мерной камере 3 мерного блока. Слившаяся жидкость и излишек свободного газа одновременно вытесняются в выходной коллектор 9. В связи с тем, что первая мерная камера 2 снабжена постоянным грузом dm 12, объем и вес жидкости, необходимый для опрокидывания первой мерной камеры, как и время наполнения ее уменьшаются, т.к. жидкость наливается до накопления массы опрокидывания, а не до наполнения камеры. Это приводит к разбалансировке весов счетчика жидкости и цикл переключений становится несимметричным. Время заполнения первой мерной камеры с грузом уменьшится, а во вторую мерную камеру без груза потребуется больше жидкости, чем обычно, чтобы перевесить груз, прикрепленный к первой мерной камере. Т.е. получаем, что 0<(Fs=T1/T2)<1, где T1 - время заполнения камеры с грузом, T2 - время заполнения камеры без груза. Кроме того, груз подбирается таким образом, чтобы емкости второй камеры хватило для набора пороговой массы опрокидывания при плотности нефтегазоводяной смеси 0,8…0,9 кг/л. Путем несложных математических выкладок легко определить, что глубина асимметрии циклов обусловлена, главным образом, соотношением dm/m (dm - вес груза, m - масса ковша) и связана с плотностью жидкости. Если отслеживать асимметричность, т.е. фактически длительности фаз цикла T1 и T2, то можно на «ходу» оценивать плотность смеси и определять обводненность продукции смеси. Осуществляют контроль трех последовательных моментов срабатывания бесконтактного датчика опорожнения ti-1, ti, ti+1, которые соответствуют трем последовательным моментам опорожнения мерных камер счетчика жидкости, при этом момент опорожнения первой мерной камеры считают моментом начала заполнения второй мерной камеры и наоборот. В вычислительный блок предварительно заносят значения массы мерной камеры m, массы груза dm, плеча груза относительно центра поворота Lm, ширины мерной камеры W, которые являются постоянными величинами для счетчика жидкости. В вычислительный блок подают сигналы с датчика опорожнения и он автоматически определяет длительность фаз цикла счетчика согласно соотношению:

T1i=MIN(Txi; Tyi)=MIN(ti-ti-1; ti+1-ti)

T2i=MAX(Txi; Tyi)=MAX(ti-ti-1; ti+1-ti)

Вычислительный блок производит вычисление величины асимметрии фаз цикла согласно соотношению:

Fsi=MIN(ti-ti-1; ti+1-ti)/МАХ(ti-ti-1; ti+1-ti), и производит определение плотности поступающей в счетчик жидкости согласно формулы:

ρЖ=0,577m3(1-FS1,5)2/{dm2Lm2W(1+FS)3},

где FS=T1/T2, a T1 и T2 длительности соответствующих фаз цикла.

Вычислительный блок производит вычисление обводненности продукции нефтяной скважины из соотношения: B=ρЖНВН,

где ρЖ - плотность жидкости, ρН - плотность нефти, ρВ - плотность воды.

Таким образом, предложенный способ определения обводненности продукции нефтяной скважины позволяет упростить технологический процесс определения обводненности за счет обеспечения непрерывного контроля и повысить точность измерения.

Способ определения обводненности продукции нефтяной скважины, включающий подачу непрерывного потока нефтегазоводяной смеси поочередно в одну из двух одинаковых мерных камер счетчика жидкости и их циклическую разгрузку путем опрокидывания в выкидную линию, причем первая мерная камера снабжена постоянным грузом, который подбирают таким образом, чтобы емкости второй мерной камеры хватило для набора пороговой массы опрокидывания, фиксацию времени трех последовательных моментов срабатывания бесконтактного датчика опорожнения, соответствующих трем последовательным моментам опорожнения мерных камер счетчика, при этом момент опорожнения первой мерной камеры считают моментом начала заполнения второй и наоборот, определение времени наполнения T1 и Т2 соответственно первой и второй мерных камер счетчика жидкости, принятых за фазу цикла, вычисление величины асимметрии фаз циклов FS12, определение плотности жидкости, поступающей в мерные камеры счетчика:

где m - масса мерной камеры, dm - масса груза, Lm - плечо груза относительно центра поворота мерной камеры, W - ширина мерной камеры, которые являются постоянными величинами для счетчика жидкости, и их значения предварительно вносят в вычислительный блок, в который также подают сигнал с датчика опорожнения, а обводненность продукции нефтяной скважины определяют из соотношения:
B=ρЖ - ρH / ρBH,
где ρЖ - плотность жидкости, ρH - плотность нефти, ρB - плотность воды.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для измерения дебита скважин. Технический результат направлен на повышение точности измерения дебита нефтяных скважин.

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 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.

Предлагаемое изобретение относится к области нефтегазовой промышленности и может быть использовано для контроля технического состояния нефтегазовых скважин. Предлагаемый способ включает регистрацию по стволу скважин амплитуды электромагнитного поля в низкочастотном диапазоне, вызванном вибрацией потока жидкости в заколонном пространстве обсадной колонны с остаточной намагниченностью. По наличию аномалий производят определение интервалов заколонных перетоков пластовой жидкости. При этом дополнительно регистрируют сигналы магнитоимпульсной дефектоскопии-толщинометрии и по аномалиям повышенной намагниченности выделяют границы интервалов заколонных перетоков пластовой жидкости и зон коррозии с наружной стороны обсадных колонн. Технический результат заключается в одновременном выделении заколонных перетоков и зон коррозии на наружной стороне обсадных колонн в эксплуатационных скважинах, повышении надежности оценки технического состояния скважин. 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: ρЖ0,577m32{dm2Lm2W3}, 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: BρЖ - 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.

Наверх