Мобильный комплекс для обеспечения круглогодичных исследований нефтегазовых скважин

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к проведению работ по длительному исследованию скважин в условиях автономии, и может быть использовано в процессах изучения новых месторождений в отсутствии сопутствующей инфраструктуры. Модульный комплекс содержит модуль тестового сепаратора и учета продукции скважины, подключенный к трубопроводной линии продукции скважин, поступающей с устья исследуемой скважины, модуль накопительной емкости с насосами откачки, модуль распределения газа, блок факельного хозяйства, состоящий из факельной совмещенной установки для утилизации газа и факельной установки утилизации нефти с воздушным компрессором подачи воздуха. Между собой указанные модули и блоки обвязаны технологическими линиями продукции скважины, нефти, газа, сжатого воздуха, оборудованными запорной и запорно-регулирующей арматурой. Вход мерной емкости в модуль тестового сепаратора и учета продукции скважины соединен жидкостной транспортной линией нефти с выходом тестового сепаратора, а выход соединен с линией подачи нефти в накопительную емкость и линией замера дебита нефти, связанной линией подачи отсепарированной нефти с факельной установкой утилизации нефти, на которой расположен массовый расходомер, и трубопроводной линией продукции скважин для подачи ее в модуль накопительной емкости. Обеспечивается расширение функциональных возможностей мобильного комплекса. 7 з.п. ф-лы, 2 ил.

 

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к проведению работ по длительному исследованию скважин в условиях автономии, и может быть использовано в процессах изучения новых месторождений в отсутствии сопутствующей инфраструктуры.

Известен мобильный комплекс сепарации и перекачки нефти, содержащий сепарационно-измерительный блок, включающий входной сепаратор, гидроциклон, установленный на вводе продукции скважин в сепаратор, подогреватель нефти, расходомер на жидкостной линии, насосный блок, блок управления и дренажные линии, емкость сбора конденсата, блок накопительной емкости, блок дизельной электростанции и блок факельного хозяйства, включающий блок розжига, факел, блок управления факелом и факельный сепаратор, при этом все блоки связаны между собой межблочными технологическими линиями (RU 112642, опубликовано 28.07.2011).

К недостаткам известного комплекса можно отнести наличие подземных емкостей, отсутствие линии, соединяющей скважину с накопительной емкостью.

Работой по исследованию скважин на новых геологоразведочных месторождениях является длительная отработка скважины на различных режимах эксплуатации. Способы длительного (от полугода) исследования скважин с промысловой подготовкой продукции и отгрузкой ее автомобильным транспортом широко применяются в нефтегазовой промышленности. В условиях автономии данные исследования ограничены зимним периодом времени, в рамках которого возможен вывоз продукции. Применение метода накопления и хранения продукции скважин имеет ряд ограничений, связанных в первую очередь со сложностью прогнозирования объемов возможной добычи при освоении скважин до начала самих исследований, что влечет при недостатке объемов хранения и невозможности выполнения исследований в полном объеме, а чаще всего необходимость проведения повторных исследований. Применение текущих технологий ограничено либо зимним сезоном, либо содержит существенные риски по недополучению геологической информации.

Задача, на решение которой направлено заявляемое техническое решение, является разработка мобильного комплекса для исследований, позволяющего в условиях автономности обеспечить выполнение круглогодичных исследований нефтегазовых скважин вне зависимости от ожидаемых объемов добычи продукции скважин путем расширения функциональных возможностей комплекса, позволяющих в период пробной эксплуатации, разведки как с «колес» подготавливать продукцию на скважине, так и утилизировать ее при отсутствии возможности вывоза или закачки в пласт в период с обеспечением улучшения экологической обстановки на месторождении.

Поставленная задача достигается тем, что мобильный комплекс для обеспечения круглогодичных исследований нефтегазовых скважин, характеризуется тем, что содержит модуль тестового сепаратора и учета продукции скважины, подключенный к трубопроводной линии продукции скважин, поступающей с устья исследуемой скважины, модуль накопительной емкости с насосами откачки, модуль распределения газа, блок факельного хозяйства, состоящий из факельной совмещенной установки для утилизации газа и факельной установки утилизации нефти с воздушным компрессором подачи воздуха, дизель-электростанцию, при этом между собой указанные модули и блоки обвязаны между собой технологическими линиями продукции скважины, нефти, газа, сжатого воздуха, оборудованными запорной и запорно-регулирующей арматурой, в указанный модуль тестового сепаратора и учета продукции скважины входит мерная емкость, обеспечивающая измерение объемного расхода продукции, вход которой соединен жидкостной транспортной линией нефти с выходом тестового сепаратора, а выход соединен с линией подачи нефти в накопительную емкость и линией замера дебита нефти, связанной линией подачи отсепарированной нефти с факельной установкой утилизации нефти, на которой расположен массовый расходомер, и трубопроводной линией продукции скважин для подачи ее в модуль накопительной емкости, кроме того, на линии продукции скважины могут быть установлены подогреватель и узел подачи реагента, при этом трубопроводы указанных технологических линий могут быть выполнены с антикоррозийной защитой наружной поверхности, с электрообогревом и теплоизоляцией и соединены между собой посредством быстросъемных соединений труб и кабелей, также возможно использование в качестве резервуара для хранения нефти эластичных резервуаров, а для транспортировки блоков и модулей мобильного комплекса использован двухосный прицеп шасси, причем каждый из блоков и модулей мобильного комплекса может быть снабжен несущей рамой.

Наличие в мобильном комплексе основных функциональных элементов: тестового сепаратора для приема скважинного флюида и сепарации попутного нефтяного газа, емкости накопительная для хранения продукции скважины, факельной установки для утилизации газа, факельной установки для утилизации нефти с компрессорами подачи воздуха, дизель-генераторов для обеспечения процесса электроэнергией с резервуарами хранения топлива, а также вспомогательных модулей: вагон-операторная, модуль обеспечения бытовых условий обслуживающего персонала (вагон-дома, сауна, столовая, санитарный узел), - обеспечивает выполнение требуемых исследований.

Применение модульности при реализации комплекса дает возможность доукомплектования и расширения функционала комплекса, возможно осуществление подачи требуемых реагентов, подогрева продукции скважин, налива в автоцистерны.

Дополнительная функция комплекса - мобильность обеспечивается за счет реализации модулей на шасси. Реализация данной функции позволяет в ограниченный период времени осуществить мобилизацию, развертывание комплекса и запуск его в работу.

Предложенное решение по формированию модульного комплекса для эксплуатации скважин в процессе исследования с функцией утилизации продукции скважин позволяет решить важную проблему круглогодичного геологического изучения нефтегазовых скважин в условиях отсутствия сопутствующей инфраструктуры (автономности).

Преимущества мобильного комплекса: гибкая система подбора параметров и состава комплекса, заводское изготовление блоков, возможность использования комплекса в природоохранной зоне, возможность массового замера жидкости.

Заявляемый мобильный комплекс обеспечивает эксплуатацию скважины, а именно: проведение исследовательских работ с использованием сепарационного (тестовых сепаратор) и измерительного блоков (мерная емкость, расходомер), определение добывочных возможностей скважины, выбор по объективным результатам полученных фактических замеров очередности подключения к нефтесборной системе месторождения.

Технологическая обвязка мобильного комплекса обеспечивает прием продукции скважин, ее нагрев, сепарацию, временное хранение сырой нефти, отгрузку отсепарированной сырой нефти в автобойлеры либо последующую утилизацию невостребованной сырой нефти в период проведения плановых работ по обслуживанию оборудования и в период невозможности вывоза продукции с территории месторождения.

Изобретение поясняется графическими материалами, где на фиг. 1 представлена компоновочная схема мобильного модуля (как пример одного из возможных вариантов), на фиг. 2 - технологическая схема модулей комплекса.

Мобильный комплекс подключен трубопроводной линией 1 (Фиг. 1) продукции скважин, к устью 2 исследуемой скважины для обеспечения круглогодичных исследований нефтегазовых скважин, содержит модуль тестового сепаратора 3 и учета продукции скважины, модуль накопительной емкости 4 с насосами откачки 5, модуль распределения газа 6, блок факельного хозяйства, состоящий из факельной совмещенной установки 7 для утилизации газа и факельной установки утилизации нефти 8 с воздушным компрессором 9 подачи воздуха, при этом в качестве факельной установки утилизации нефти использована факельная установка с бездымной утилизацией. Дизель-генераторы 10 обеспечивают технологические процессы электроэнергией. Функционально модули и блоки соединены между собой посредством межблочных технологический линий - трубопроводов транспорта: продукции скважины (нефтегазовой смеси) - трубопроводной линией 1, нефти - 11, газа - 12, сжатого воздуха - 13. Выполнение межблочных трубопроводы предусмотрены с антикоррозийной защитой наружной поверхности с электрообогревом и теплоизоляцией с быстросъемными соединениями труб и кабелей, что позволяет их использовать круглогодично. Предусмотрена надземная прокладка межблочных трубопроводов на несгораемых переносных опорах. В модуль тестового сепаратора 3 и учета продукции скважины входит мерная емкость 14 (Фиг. 2), обеспечивающая измерение объемного расхода продукции. Вход мерной емкости 14 соединен жидкостной транспортной линией нефти с выходом тестового сепаратора 3, снабженного линиями дренажа и пропарки, а выход соединен линией подачи нефти в накопительную емкость 15 и линией замера дебита нефти с массовым расходомером 16, связанной линией подачи 17 отсепарированной нефти с факельной установкой утилизации нефти 8 и трубопроводной линией продукции скважин для подачи ее в накопительную емкость 15. Тестовый сепаратор 3 и мерная емкость 14 оборудованы линиями дренажа и пропарки. В зависимости от климатических условий возможно оборудование трубопроводной линии 1 путевым подогревателем 18 и узлом подачи реагента (не показан на фиг.). В качестве резервуара для хранения топлива дизель-генераторов 10 возможно применение эластичных резервуаров 19 (Фиг. 2), например, мягких емкостей. Для транспортировки блоков и модулей мобильного комплекса используются двухосные прицепы шасси, причем каждый из блоков и модулей мобильного комплекса может быть снабжен несущей рамой. Мобильный комплекс может быть дополнен вспомогательными модулями: модулем обеспечения бытовых условий - жилой модуль 20 обслуживающего персонала (вагон-дома, сауна, столовая, санитарный узел) и вагон-операторная 21, в котором может располагаться блок управления технологическими процессами.

Мобильность блочно-модульного оборудования возможно обеспечить за счет использования двухосного прицепа шасси или транспортировки на самостоятельной несущей раме для перевозки по промысловым дорогам любым колесным транспортом.

В качестве тестового сепаратора 3 используют, например, горизонтальный сепаратор типа НГС - 6,3-1200, снабженный соответствующей запорной, запорно-регулируемой и предохрательной арматурой, линиями дренажа и пропарки.

В качестве подогревателя 18 используют, например, путевой подогреватель с блоком подготовки топливного газа.

Возможно оборудование накопительной емкости 15 насосом откачки с подачей до 25 м3/час, напором до 25 м, трубопроводной обвязкой, запорной арматурой, лестницей, комплектом площадок обслуживания, теплообменным устройством.

В качестве эластичных резервуаров 19 возможно применение емкостей, которые изготавливаются из композитных эластоматериалов, компактные оболочки которых удобны для транспортирования. При разворачивании на месторождении они представляют собой резервуары, например, объемом до 100 м3, исключающие контакт продуктов хранения внутри герметичной оболочки, что значительно улучшает экологическую обстановку.

В качестве факельной установки 8 применяется факельная установка с бездымной утилизацией, что также улучшает экологические показатели окружающей среды.

Описание рабочего процесса

Продукция исследуемой скважины 2 по трубопроводной линии 1 поступает в тестовый сепаратор 3, где проходит через фильтр для очистки от механических примесей (не показан на фиг.). Технологической схемой предусматривается возможность дозированной подачи реагента из узла дозирования реагента в трубопровод линии продукции скважин на тестовый сепаратор 3, а также подключение путевого подогревателя 18 для нагрева продукции. В тестовом сепараторе 3 происходит разделение газа и жидкости. Газ, выделившийся в тестовом сепараторе 3, поступает в модуль распределения газа 6, где отделяется от капельной жидкости и направляется на горизонтальную факельную установку 7 по газовому коллектору высокого давления. Также часть выделившегося газа из тестового сепаратора 3 подается на дежурную горелку факельной установки утилизации нефти 8 и может подаваться в блок подготовки топливного газа подогревателя 18. Для защиты тестового сепаратора 3 от превышения давления устанавливают предохранительный клапан, например, СППК4Р 50-16, Ру=1,6 МПа. Сброс газа с предохранительного клапана предусматривается на факельную установку 7 в газовый коллектор высокого давления. Сепарированная жидкая продукция (нефть) скважин из тестового сепаратора 3 поступает в накопительную емкость 15 для хранения ее при атмосферном давлении. При необходимости возможен подогрев нефти в путевом подогревателе 18 до требуемой температуры путем нагрева от промежуточного теплоносителя. Далее из накопительной емкости 15 продукция откачивается насосом на горизонтальную факельную установку для утилизации 8. Утилизация осуществляется за счет пневматического распыления горючей жидкости посредством сжатого воздуха. Для обеспечения потребностей модуля в сжатом воздухе в составе комплекса присутствует воздушный компрессор 9.

Таким образом, заявляемый мобильный комплекс для исследования и освоения нефтегазодобывающих скважин обеспечивает измерения дебита нефти при различных давлениях и газовом факторе до 100 м33. Сбор нефти и воды после измерений производится в локальную автономную систему сбора нефти, накопительные емкости для вывоза нефти, при этом при необходимости обеспечивается утилизация на факельной установке бездымного сжигания нефти, утилизация попутного газа предусматривается на факел.

1. Модульный комплекс для обеспечения круглогодичных исследований нефтегазовых скважин, характеризующийся тем, что содержит модуль тестового сепаратора и учета продукции скважины, подключенный к трубопроводной линии продукции скважин, поступающей с устья исследуемой скважины, модуль накопительной емкости с насосами откачки, модуль распределения газа, блок факельного хозяйства, состоящий из факельной совмещенной установки для утилизации газа и факельной установки утилизации нефти с воздушным компрессором подачи воздуха, дизель-генераторы, при этом указанные модули и блоки обвязаны между собой технологическими линиями продукции скважины, нефти, газа, сжатого воздуха, оборудованными запорной и запорно-регулирующей арматурой, в указанный модуль тестового сепаратора и учета продукции скважины входит мерная емкость, обеспечивающая измерение объемного расхода продукции, вход которой соединен жидкостной транспортной линией нефти с выходом тестового сепаратора, а выход соединен с линией подачи нефти в накопительную емкость и линией замера дебита нефти, связанной линией подачи отсепарированной нефти с факельной установкой утилизации нефти, на которой расположен массовый расходомер, и трубопроводной линией продукции скважин для подачи ее в модуль накопительной емкости.

2. Модульный комплекс по п. 1, отличающийся тем, что на линии продукции скважины установлен подогреватель.

3. Модульный комплекс по п. 1, отличающийся тем, что линия продукции скважины оборудована узлом подачи реагента.

4. Модульный комплекс по п. 1, отличающийся тем, что трубопроводы указанных технологических линий выполнены с антикоррозийной защитой наружной поверхности, с электрообогревом и теплоизоляцией.

5. Модульный комплекс по п. 1, отличающийся тем, что технологические трубопроводные линии соединены между собой посредством быстросъемных соединений труб и кабелей.

6. Модульный комплекс по п. 1, отличающийся тем, что в качестве резервуара для хранения использован эластичный резервуар.

7. Модульный комплекс по п. 1, отличающийся тем, что для транспортировки указанных блоков и модулей использован двухосный прицеп шасси.

8. Модульный комплекс по п. 1, отличающийся тем, что для перевозки каждого из указанных блоков и модулей они снабжены несущими рамами.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к управлению заводнением нефтяных пластов. Способ включает отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, оценку влияния добывающих и нагнетательных скважин.

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.

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.

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.

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.

Изобретение относится к нефтедобыче, а именно к измерению дебита скважины в процессе ее эксплуатации. Технический результат заключается в упрощении и повышении точности определения дебита.
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.

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.

Изобретение относится к области исследования характеристик скважин. Техническим результатом является обеспечение возможности проведения оперативного контроля скважины одновременно с этапом ее освоения.

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.
Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена для осуществления гидравлического разрыва множества продуктивных интервалов подземного пласта и количественного мониторинга количества флюидов, добываемых во множестве продуктивных интервалов подземного пласта. Можно осуществлять мониторинг флюидов, добываемых из подвергнутого гидравлическому разрыву пласта, путем закачивания в скважину жидкости для гидравлического разрыва, которая содержит индикатор. Способ может применяться для мониторинга как добытых углеводородов, так и добытой воды. Индикатор также можно использовать при борьбе с поступлением в скважину песка, при гидравлическом разрыве, совмещенном с установкой гравийного фильтра, или при осуществлении операции кислотного гидравлического разрыва пласта. Индикатор является компонентом композита, в котором он может быть иммобилизован внутри матрицы (такой как эмульсия), или пористых частиц, на носителе, или прессован со связующим веществом в твердые частицы. Индикатор может медленно высвобождаться из композита. Технический результат заключается в повышении эффективности количественного мониторинга количества флюидов, добываемых во множестве продуктивных интервалов, подвергнутых гидравлическому разрыву. 3 н. и 29 з.п. ф-лы.

Изобретение относится к области добычи природного газа и, в частности, к оперативному контролю выноса воды и песка из скважины в автоматизированной системе управления технологическими процессами (АСУ ТП) нефтегазоконденсатных месторождений Крайнего Севера. Способ 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. Фактические параметры газа измеряют на устье каждой скважины, подключенной к газосборному шлейфу (ГСШ) по схеме с путевой подкачкой газа, и по этим параметрам производят расчет давления в конце ГСШ на входе УКПГ, которое используют в качестве оперативной модели для контроля функционирования шлейфа, при непрерывном контроле фактического давления и температуры в конце ГСШ. При появлении разности в динамике поведения давлений расчетного и фактического АСУ ТП начинает анализировать динамику поведения давления на устьях всех скважин и выбирает ближайшую к УКПГ из всех, у которых выявлен подъем давления на устье скважины. После чего, в рамках технологических ограничений, регулирует работу этой скважины. 1 ил.

Изобретение относится к исследованию скважин, а именно к выбору скважин с закольматированной призабойной зоной пласта (ПЗП). Способ включает геофизические исследования скважин, а также лабораторные исследования керна, систематический замер дебита нефти, жидкости. В скважинах проводят гидродинамические исследования с выявлением скважин с повышенным скин-фактором. При этом для поиска проблемных скважин с закольматированной ПЗП используется графическая корреляция текущих значений фактического дебита жидкости скважины (ось Y) и показателя ее потенциала (ось X), рассматривающая сразу все добывающие скважины залежи, запущенные в работу за один период времени. При этом показатель потенциала скважины рассчитывается как произведение величин вскрытой начальной нефтенасыщенной толщины пласта, средней проницаемости ПЗП, разности между текущими пластовым давлением и забойным давлением в скважине, деленное на вязкость добываемой жидкости в пластовых условиях, а вязкость добываемой жидкости рассчитывается как среднее арифметическое от вязкости нефти и воды в пластовых условиях с учетом их содержания в продукции. Проблемными скважинами с вероятной кольматацией ПЗП признаются скважины, точки которых расположены на корреляции заметно ниже прямой, интерполирующей точки, подчиняющиеся прямой зависимости дебита жидкости скважины от ее показателя потенциала. При этом для отмеченных проблемных скважин строятся динамики дебита жидкости, нефти и воды за последний период эксплуатации и для проведения обработки призабойной зоны (ОПЗ) отбираются лишь те проблемные скважины, для которых падение дебита жидкости сопровождается падением дебита нефти. 1 з.п. ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к способам эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин и может быть использовано для сокращения потерь ретроградного конденсата и предотвращения аккумулирования жидкости в стволе скважины. Способ включает замер термобарических параметров, таких как давление устьевое и устьевая температура, определение коэффициента сверхсжимаемости газа, поддержание регулированием устьевого штуцера дебита скважины не менее критического, обеспечивающего вынос пластовой жидкости с забоя. При этом критический дебит скважины определяют по формуле: , где: Q - дебит газа скважины, необходимый для выноса жидкости по подъемной трубе, Руст - давление устьевое; D - внутренний диаметр подъемной трубы; Tуст - устьевая температура; Z - коэффициент сверхсжимаемости газа, соответствующий устьевым и критическим значениям давления и температуры. 1 пр.

Изобретение относится к области нефтедобычи и может быть использовано в измерительных установках для корректировки данных при определении дебита продукции нефтяных скважин. Техническим результатом предлагаемого изобретения является повышение точности определения содержания доли пластовой воды в сырой нефти за счет прямых измерений плотности расслоенной сырой нефти. Способ заключается в том, что накапливают сырую нефть из скважины в вертикальной цилиндрической емкости, в течение заданного времени доводят отстоем до состояния расслоения на пластовую воду, водонефтяную смесь и сырую нефть с малым содержанием пластовой воды. В процессе слива расслоенной сырой нефти из вертикальной цилиндрической емкости определяют плотность пластовой воды и нефти и, используя их значения, определяют массовую долю пластовой воды в сырой нефти. Сливают насосом сырую нефть из вертикальной цилиндрической емкости по жидкостной линии с установленными массомером и влагомером, в течение цикла слива измеряют массу и плотность расслоенной сырой нефти, а также объемную долю пластовой воды в слое сырой нефти с малым содержанием пластовой воды. Выбирают значения массы и плотности в моменты времени начала и окончания цикла слива и моменты времени начала и окончания изменения измеряемого значения плотности расслоенной сырой нефти, при этом массовую долю пластовой воды в сырой нефти определяют по формуле , где М - значение массы сырой нефти, МВ - значение массы пластовой воды, МНВ - значение массы водонефтяной смеси и сырой нефти с малым содержанием пластовой воды, - значение средней плотности сырой нефти, - значение средней плотности пластовой воды, - значение средней плотности водонефтяной смеси, - значение средней плотности сырой нефти с малым содержанием пластовой воды, - значение средней объемной доли пластовой воды в сырой нефти с малым содержанием пластовой воды, измеренное влагомером, значения которых вычисляют на основе измеренных значений массы, плотности и доли воды в течение цикла слива.

Изобретение относится к области нефтегазовой промышленности и может быть использовано при разработке месторождений углеводородов. Технический результат - повышение эффективности разработки месторождений углеводородов. По способу предусматривают разработку залежи углеводородов в условиях низкопроницаемых, маломощных коллекторов. Залежь углеводородов вскрывают многозабойной скважиной с одним вертикальным стволом и несколькими горизонтальными стволами. Вертикальным стволом вскрывают начальное положение флюидальных контактов. Искусственный забой вертикального ствола располагают на 10-15 м ниже флюидальных контактов. Горизонтальными стволами увеличивают зону дренирования залежи углеводородов. Из горизонтального ствола добывают углеводородное сырье. Вертикальный ствол служит для проведения геофизических исследований скважины. Входную воронку лифтовой колонны располагают выше технологического «окна» горизонтального ствола. Этим обеспечивают возможность использования геофизического оборудования для вертикальных скважин. В результате из одной скважины добывают углеводородное сырье и одновременно проводят геофизический контроль за внедрением подошвенных вод. 1 ил., 1 пр.

Изобретение относится к измерительной технике, используемой в нефтедобывающей промышленности для замера и учета продукции нефтяных скважин. Технический результат: повышение точности и качества замера дебита нефтяных скважин, подключенных к групповой замерной установке, за счет эффективности суммарного и поочередного измерения дебита каждой скважины, а также обеспечение достаточного времени для достоверного замера дебита каждой скважины и обеспечение постоянного контроля по дебиту в режиме реального времени всех скважин, подключенных к групповой замерной установке. Способ измерения дебита нефтяных скважин на групповых замерных установках, включающий измерение дебита нефтяных скважин, подключенных к групповой замерной установке, посредством переключателя скважин одновременно у всех подключенных скважин без одной поочередно и последовательно, далее определяют результаты вычисления дебита каждой скважины. При этом полученный косвенным путем общий дебит группы скважин, подключенных к замерной установке, подтверждают и постоянно контролируют и прямым измерением с установкой узла переключения на контрольный входной патрубок. По результатам полученных отклонений от измеренного и контролируемого общего дебита группы скважин запускают поочередное измерение всех подключенных скважин без одной, последовательно определяют результаты измерения дебита каждой скважины и затем по результатам измерения определяют отклонения работы каждой скважины. Устройство для измерения дебита содержит узел переключения скважин, измерительную установку и общий выходной трубопровод, при этом вход измерительной установки соединен с общим выходным коллектором узла переключения скважин, а измерительной трубопровод узла переключения скважин соединен байпасным трубопроводом с общим выходным трубопроводом измерительной установки. Узел переключения скважин содержит контрольный входной патрубок, перекрывающий вход измерительного трубопровода узла переключения скважин с одновременным подключением всей группы скважин к измерительной установке. 2 н.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к способам определения состава водонефтяной смеси в скважине и, в частности, к способам, использующим измерение параметров потока добываемого флюида в трубке Вентури, через которую в основной ствол скважины обеспечивают поступление нефтеводяной смеси, добываемой из выделенного сегмента скважины. Технический результат - повышение точности и надежности определения обводненности добываемой нефтеводяной смеси во всем диапазоне значений этой величины. По способу в скважине размещают по меньшей мере одну трубку Вентури, через которую в основной ствол скважины обеспечивают поступление нефтеводяной смеси, добываемой из выделенного сегмента скважины. При этом количество размещаемых трубок Вентури определяют количеством сегментов скважины, для которых нужно определить обводненность добываемой нефтеводяной смеси. В процессе добычи осуществляют измерения давления на входе в трубку Вентури и в горловине трубки Вентури. Посредством датчиков температуры осуществляют измерения температуры потока добываемой нефтеводяной смеси на входе в трубку Вентури и температуры стенки трубки Вентури в горловине трубки. По результатам измерений давления и температуры определяют обводненность нефтеводяной смеси, добываемой из выделенного сегмента скважины. 4 з.п. ф-лы, 7 ил.

Изобретение относится к области измерений массы сырой нефти сепарационными измерительными установками при определении поправочного коэффициента, учитывающего наличие остаточного свободного и растворенного газа в сырой нефти после сепарации, и может найти применение в нефтяной промышленности. Технический результат заключается в обеспечении высокой точности определения доли остаточного свободного и растворенного газа в сырой нефти после сепарации в автоматическом режиме без измерений объемной доли пластовой воды. Способ определения доли остаточного свободного и растворенного газа в сырой нефти на замерной установке заключается в измерении массы и плотности предварительно отсепарированной от газа сырой нефти в жидкостной линии сепаратора и определении доли свободного и растворенного газа в сырой нефти. Согласно способу дополнительно отбирают заданное число единичных проб сырой нефти в открытую емкость с помощью автоматического пробоотборника из жидкостной линии сепаратора за определенное время. Одновременно, при отборе единичной пробы, измеряют плотность сырой нефти в жидкостной линии сепаратора. По окончании времени измерений взвешивают на весах открытую емкость с объединенной пробой сырой нефти, вычисляют среднее значение массы единичной пробы сырой нефти и среднее значение массы единичной пробы сырой нефти, измеренное весами, а долю свободного и растворенного газа в сырой нефти определяют по приведенному математическому выражению.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способу оперативного раздельного учета продукции двухпластового эксплуатационного объекта. Технической результат заключается в повышении точности определения относительного дебита по пластам и сокращении сроков исследования. Способ включает отбор устьевых проб продукции, то есть природной углеводородной смеси из каждого эксплуатационного однопластового объекта. Последующий отбор устьевых проб продукции из двухпластового эксплуатационного объекта и статистическую обработку полученных данных. Проводятся исследования динамической вязкости природных углеводородных смесей (нефти) скважин, в которых ведется раздельный учет продукции по пластам, например первого пласта в первой скважине и второго пласта во второй скважине. Затем осуществляют подготовку проб природных углеводородных смесей путем их обезвоживания, перемешивание проб однопластовых объектов в заданных пропорциях и далее проводят исследования динамической вязкости полученных модельных смесей. Проводят исследования динамической вязкости полученных модельных смесей, производят построения зависимостей между содержанием в модельных смесях доли нефти каждого из пластов и динамической вязкости модельных смесей в виде полиноминальных зависимостей и в дальнейшем определение доли каждого из пластов в нефти двухпластового объекта. 6 ил.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к проведению работ по длительному исследованию скважин в условиях автономии, и может быть использовано в процессах изучения новых месторождений в отсутствии сопутствующей инфраструктуры. Модульный комплекс содержит модуль тестового сепаратора и учета продукции скважины, подключенный к трубопроводной линии продукции скважин, поступающей с устья исследуемой скважины, модуль накопительной емкости с насосами откачки, модуль распределения газа, блок факельного хозяйства, состоящий из факельной совмещенной установки для утилизации газа и факельной установки утилизации нефти с воздушным компрессором подачи воздуха. Между собой указанные модули и блоки обвязаны технологическими линиями продукции скважины, нефти, газа, сжатого воздуха, оборудованными запорной и запорно-регулирующей арматурой. Вход мерной емкости в модуль тестового сепаратора и учета продукции скважины соединен жидкостной транспортной линией нефти с выходом тестового сепаратора, а выход соединен с линией подачи нефти в накопительную емкость и линией замера дебита нефти, связанной линией подачи отсепарированной нефти с факельной установкой утилизации нефти, на которой расположен массовый расходомер, и трубопроводной линией продукции скважин для подачи ее в модуль накопительной емкости. Обеспечивается расширение функциональных возможностей мобильного комплекса. 7 з.п. ф-лы, 2 ил.

Наверх