Адаптивный способ измерения дебита продукции газоконденсатных скважин

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 относятся к области нефтегазовой промышленности и может быть использовано при измерении и контроле дебита газоконденсатных скважин.

Известен способ измерения дебита продукции газоконденсатных скважин, реализованный соответствующим устройством для измерения дебита продукции газоконденсатных скважин, заключающийся в формировании потока в основном измерительном трубопроводе, непрерывном измерении объемного расхода газоконденсатной смеси и вычислении значений покомпонентных расходных параметров продукции скважины по газу и газовому конденсату в основном трубопроводе и внесении в память контроллера всех измеренных и вычисленных параметров (М.И. Зимин, И.Н. Исаченко «Комплекс для измерения параметров газоконденсатной смеси бессепарационным методом», Журнал «Нефтегазовая вертикаль», №21, 2011 г., стр. 40-41),

В данном способе измерение продукции газоконденсатной скважины производится бессепарационным методом в полном объеме поступающей продукции. Измеряются следующие параметры: объемный расход (объем) газожидкостной смеси в рабочих условиях; температура смеси, рабочее давление; плотность смеси. Контроллером, входящим в измерительный комплекс, вычисляются: объемный расход (объем) газа, приведенный к стандартным условиям; массовый расход (масса) жидкости; массовый расход (масса) жидкости (нестабильного конденсата); массовый расход (масса) стабильного конденсата.

При всех достоинствах известного способа, заключающегося в его мобильности и многофункциональности, его существенным недостатком является отсутствие схемных и программных решений, позволяющих производить процедуру самоконтроля, проверки и, в конечном счете, корректировки получаемых расчетных расходных параметров потока продукции газоконденсатных скважин.

Задачей, на решение которой направлено заявленное техническое решение, является повышение точности измерения значений расходных параметров газоконденсатных скважин за счет обеспечения контроля результатов измерения и повышения надежности их корректировки.

Технический результат достигается тем, что в адаптивном способе измерения дебита продукции газоконденсатных скважин, заключающемся в формировании потока в основном измерительном трубопроводе, измерении объемного расхода газоконденсатной смеси Qсм и вычислении значений покомпонентных расходных параметров продукции скважины по газу Qрг и газовому конденсату Qрк в основном измерительном трубопроводе и внесении в память контролера всех измеренных и вычисленных параметров, согласно изобретению часть сформированного потока отбирают в дополнительный трубопровод с последующей его подачей во встроенный в этот трубопровод сепаратор, одновременно с измерением и вычислением расходных параметров в основном измерительном трубопроводе измеряют в дополнительном трубопроводе объемный расход газоконденсатной смеси Qсм(д) на входе в сепаратор и объемные расходы по газу Qг(д) и газовому конденсату Qк(д)) на выходе из сепаратора, при этом значения всех измеренных в основном и дополнительном трубопроводах параметров фиксируют в памяти контролера в зависимости от временного отсчета, формируют временные ряды, в которых для каждого временного отсчета с помощью контроллера попарно сравнивают численные значения расходов Qсм, Qрг, Qрк с соответствующими численными значениями расчетных параметров: к Qсм(д); к Qг(д); к Qк(д), где к=Qсм/Qсм(д), и устанавливают на основании статистических критериев, например F-критерия Фишера, равноточность и совместимость сравниваемых параметров, причем при подтверждении совместимости этих параметров в каждом временному ряду определяют среднее значение расходов Q ¯ р г , Q ¯ р к , Q ¯ г ( д ) , Q ¯ к ( д ) и Q ¯ с м ( д ) , сравнивают сумму средних суммарных расходов по газу и газовому конденсату Q ¯ к ( д ) + Q ¯ г ( д ) выходе из сепаратора со средним расходом на его входе Q ¯ с м ( д ) и, если разница между ними не выходит за пределы предварительно заданных и хранящихся в памяти контроллера уставок, сравнивают значения Q ¯ г ( д ) , Q ¯ к ( д ) с соответствующими значениями Q ¯ р г , Q ¯ р к , при этом, 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 на выходе сепаратора в дополнительном измерительном трубопроводе.

Кроме того, для статистической представительности временных рядов, в каждом из них фиксируют не менее 10 отсчетов.

Вышеперечисленные отличительные признаки позволяют проводить процедуру самоконтроля, проверки и, в конечном счете, корректировки получаемых в основном трубопроводе расчетных расходных параметров потока. Идентифицирование связи между сравниваемыми параметрами, которая может быть как случайной, так и детерминированной, позволяет с большей точностью и надежностью скорректировать результаты измерений и вычислений покомпонентных расходов продукции газоконденсатных скважин.

Изобретение поясняется графически, где на схеме представлено устройство, реализующее адаптивный способ измерения дебита продукции газоконденсатных скважин.

Устройство для измерения дебита продукции газоконденсатных скважин включает в себя измерительный трубопровод 1 в виде вставки с фланцами 2, на котором установлены формирователь потока 3, датчик расхода газа 4, датчики 5 избыточного давления, температуры, плотности, присоединенный через задвижку 6, задвижку с электроприводом 7 к сборному коллектору 8, контроллер с соответствующим программным обеспечением (на рисунке не показан) с многоканальным по количеству датчиков входом для введения в него электрических информационных сигналов и управляющими выходами, дополнительный измерительный трубопровод 9, подсоединенный через задвижку 10 между формирователем потока 3 и датчиком расхода газа 4 к измерительному трубопроводу 1, на котором установлены датчик расхода газа 11, датчики 12 избыточного давления, температуры, плотности и сепаратор 13, первый выход 14 (по газу) которого через датчик газа 15, датчики 16 избыточного давления, температуры, плотности, вторую задвижку 17 с управляемым электроприводом, обратный клапан 18 и задвижку 19 подсоединен, с возможностью выхода на факельную линию 20, к сборному коллектору 8, а второй выход 21 (по газовому конденсату) сепаратора 13, датчик расхода газового конденсата 22, датчики 23 избыточного давления, температуры, плотности и обратный клапан 24 подсоединен также, с возможностью выхода на факельную линию 20, к сборному коллектору 8. Трубопровод 25 с установленной на нем задвижкой 26 предназначен для байпасирования продукции скважины непосредственно в сборный коллектор 8, а обратный клапан 27 предохраняет устройство от несанкционированного обратного перетока продукции из сборного коллектора. Имеется возможность отбора проб в точках (а, b, с, d) трубопроводов через соответствующие задвижки (на рисунке не показаны).

Адаптивный способ измерения дебита продукции газоконденсатных скважин реализуется в работе данного устройства.

Продукция газоконденсатной скважины в полном объеме поступает на вход формирователя потока 3 в основном измерительном трубопроводе 1. Формирователь потока 3 выпрямляет поток, обеспечивая с той или иной мерой эффективности постоянство плотности продукции. После формирователя потока 3 основной объем продукции скважины разделяется на два потока. В основном трубопроводе 1 при рабочих условиях с помощью датчика расхода газа 4 измеряется объемный расход газоконденсатной смеси Qсм (одновременно измеряются датчиками 5 избыточное давление, температура и плотность). Расчетным путем определяются объемный расход газа при рабочих условиях Qрг и объемный расход жидкой фазы (газового конденсата) в рабочих условиях Qр(к).

Часть потока (не менее 5% от основного потока) продукции скважины отбирается в дополнительную измерительную линию 9. Отношение объема продукции, поступающей в трубопровод 9 к основному объему продукции, поступающей в измерительный трубопровод 1, представляется выражением 1/к, где к - соотношение объемных расходов газоконденсатной смеси в измерительных трубопроводах 1 и 9. В дополнительном трубопроводе одновременно с измерениями расхода газоконденсатной смеси Qсм в основном трубопроводе посредством датчика 11 измеряется объемный расход газожидкостной смеси Qсм(д) в рабочих условиях (одновременно датчиками 12 измеряются избыточное давление, температура и плотность). По дополнительному трубопроводу 9 продукция поступает в сепаратор 13, где происходит разделение газовой (газ) и жидкостной (газовый конденсат) фаз продукции скважины. Объемный расход газа в рабочих условиях Qг(д) на выходе сепаратора 13 (в трубопроводе 14) измеряется соответственно датчиком расхода газа 15 (одновременно датчиками 16 измеряются избыточное давление, температура и плотность).

Расход газового конденсата в рабочих условиях Qк(д) на выходе сепаратора (трубопровод 21) измеряется датчиком расхода 22 газового конденсата (датчиками 23 одновременно измеряются избыточное давление, температура и плотность).

Далее, измеренная продукция и по газу, и по газовому конденсату направляется либо на факел 20, либо в коллектор 8.

В процессе функционирования устройства в память контроллера заносятся все измеренные и вычисленные параметры. В памяти контролера формируются временные ряды, включающие не менее 10-дискретных отсчетов. Для каждого временного отсчета попарно сравниваются численные значения параметров: Qсм, Qрг и Qрк с соответствующими численными значениями к Qсм(д), к Qг(д) и к Qк(д), где к=Qсм/Qсм(д), и проверяют сравниваемые параметры на предмет их равноточности и совместимости с помощью статистических критериев, например F-критерия Фишера. При подтверждении гипотезы совместимости численных последовательностей парных временных дискретных рядов определяют среднее значение расходов Q ¯ р г , Q ¯ р к , Q ¯ г ( д ) , Q ¯ к ( д ) и Q ¯ с м ( д ) , сравнивают сумму средних суммарных расходов по газу и газовому конденсату Q ¯ к ( д ) + Q ¯ г ( д ) выходе из сепаратора со средним расходом на его входе Q ¯ с м ( д ) , и, если разница между ними не выходит за пределы предварительно заданных и хранящихся в памяти контроллера уставок, сравнивают значения Q ¯ г ( д ) , Q ¯ к ( д ) с соответствующими значениями Q ¯ р г , Q ¯ р к , при этом, 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 на выходе сепаратора в дополнительном измерительном трубопроводе.

Таким образом, предлагаемое техническое решение позволяет производить непрерывную достоверную корректировку результатов измерения, что повышает точность измерения дебита продукции газоконденсатных скважин.

1. Способ измерения дебита продукции газоконденсатных скважин, заключающийся в формировании потока в основном измерительном трубопроводе, измерении объемного расхода газоконденсатной смеси Qсм и вычислении значений покомпонентных расходных параметров продукции скважины по газу Qрг и газовому конденсату Qрк в основном измерительном трубопроводе, внесении в память контролера всех измеренных и вычисленных параметров, отличающийся тем, что часть сформированного потока отбирают в дополнительный трубопровод с последующей его подачей во встроенный в этот трубопровод сепаратор, одновременно с измерением и вычислением расходных параметров в основном измерительном трубопроводе измеряют в дополнительном трубопроводе объемный расход газоконденсатной смеси Qсм(д) на входе в сепаратор и объемные расходы по газу Qг(д) и газовому конденсату Qк(д)) на выходе из сепаратора, при этом значения всех измеренных в основном и дополнительном трубопроводах параметров фиксируют в памяти контролера в зависимости от временного отсчета, формируют временные ряды, в которых для каждого временного отсчета с помощью контролера попарно сравнивают численные значения расходов Qсм, Qрг, Qрк с численными значениями расчетных параметров к Qсм(д), к Qг(д), к Qк(д), где к=Qсм/Qсм(д), и устанавливают на основании статистических критериев, например F-критерия Фишера, равноточность и совместимость сравниваемых параметров, причем при подтверждении совместимости этих параметров в каждом временному ряду определяют среднее значение расходов Q ¯ р г , Q ¯ р к , Q ¯ г ( д ) , Q ¯ к ( д ) и Q ¯ с м ( д ) , сравнивают сумму средних суммарных расходов по газу и газовому конденсату Q ¯ к ( д ) + Q ¯ г ( д ) на выходе из сепаратора со средним расходом на его входе Q ¯ с м ( д ) , и, если разница между ними не выходит за пределы предварительно заданных и хранящихся в памяти контроллера уставок, сравнивают значения Q ¯ г ( д ) , Q ¯ к ( д ) с соответствующими значениями Q ¯ р г , Q ¯ р к , при этом, 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 на выходе сепаратора в дополнительном измерительном трубопроводе.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в каждом временном ряду фиксируют не менее 10 отсчетов.



 

Похожие патенты:

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.

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.

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 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 способу измерения обводненности скважинной продукции. В скважине, оборудованной глубинным электроцентробежным насосом (ЭЦН) и частотным регулятором тока электропитания погружного электродвигателя, в интервале от забоя скважины (зона нефтяного пласта) до глубинного насоса стационарно располагают не менее двух датчиков давления (манометров) с определенным расстоянием между ними по вертикали. Датчики с заданной периодичностью передают информацию по давлению на контроллер станции управления работы скважины, находящийся на поверхности земли. При этом выбирают такой режим работы ЭЦН, который обеспечивает давление в зоне измерительных датчиков (манометров) выше, чем давление насыщения нефти газом. Обводненность скважинной продукции определяется по математической формуле, в которой плотность нефти и воды закладываются как известные величины при давлении, равном средней величине давлений по двум ближайшим датчикам. Данные по плотностям пластовых флюидов получаются по предварительным исследованиям глубинных проб нефти и воды нефтедобывающих скважин. 1 ил., 2 табл.

Изобретение относится к способу определения границы вода/цемент в кольцевом зазоре между двумя коаксиальными трубами в углеводородной скважине. Технический результат заключается в улучшении определения границы вода/цемент в кольцевом зазоре между двумя коаксиальными трубами в углеводородной скважине. Способ включает запуск скважинного прибора в центральной трубе скважины, причем скважинный прибор содержит корпус и установленные в корпусе прибора генератор импульсов и регистратор сигнала; генерирование, посредством генератора импульсов, электромагнитного импульса и возбуждение тем самым физических вибраций в центральной трубе скважины; регистрацию, посредством регистратора сигнала, акустических сигналов, отраженных от скважины; повторение операций генерирования и регистрации для различных положений генератора импульсов по глубине скважины; обеспечение организации зарегистрированных сигналов в виде двумерного представления; фильтрацию зарегистрированных сигналов, прошедших организацию, с целью идентифицировать в двумерном представлении гиперболу и принятие вершины гиперболы в качестве определяющей положение границы вода/цемент. 6 з.п. ф-лы, 11 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.

Наверх