Способ оперативного контроля выноса воды и песка с добываемым продуктом из скважины в асу тп газопромысловых объектов нефтегазоконденсатных месторождений крайнего севера

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 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.

Известен способ контроля выноса воды и песка с добываемым продуктом из скважины, включающий измерение давления газа на устье скважины. (А.И. Гриценко, З.С. Алиев, О.М. Ермилов., В.В. Ремизов, Г.А. Зотов. Руководство по исследованию скважин. - М.: Наука, 1995. 523 с.).

Способ реализуют во время проведения газогидродинамических исследований скважин нефтегазоконденсатного месторождения. Для реализации способа на технологической линии перед газосборным шлейфом (ГСШ) монтируют установку типа «Надым-2», представляющую собой устьевое малогабаритное быстросъемное устройство, включающее сепаратор, расходомер и емкости для сбора отсепарированных твердых и жидких примесей. На каждом режиме работы скважины производят отбор проб механических примесей и жидкости в мерные сосуды и контейнеры. Полученные в результате исследования на каждом режиме пробы направляют на гидрогеохимический, гранулометрический и минералогический анализы. Результаты анализов используют при выборе и контроле технологических режимов работы скважин в комплексе с данными промыслово-геофизических исследований.

Существенным недостатком указанного способа является необходимость отсоединения установки от технологической линии после отбора проб на каждом режиме испытания скважины, замены диафрагмы и промывки контейнеров для проб. Полученные пробы направляют в лабораторию для проведения гидрогеохимического, гранулометрического и минералогического анализа, что исключает оперативность получения информации, необходимой для управления технологическим процессом в реальном масштабе времени. В результате - высокая трудоемкость проведения работ и низкая оперативность получения результатов. Кроме того, реализация известного способа требует постоянного наличия обслуживающего персонала у контролируемой скважины, что крайне нежелательно в условиях Крайнего Севера.

Наиболее близким по технической сущности к заявляемому изобретению является способ оперативного контроля выноса воды и песка с добываемым продуктом из скважины в АСУ ТП газопромысловых объектов нефтегазоконденсатных месторождений Крайнего Севера (РФ №2474685, E21B 47/00, опубликовано 05.05.2011). Способ включает измерение давления газа на устье скважины средствами АСУ ТП и телеметрии в реальном масштабе времени с одновременным контролем на устье скважины температуры газа. Параллельно указанным измерениям в реальном масштабе времени осуществляют контроль фактического давления и температуры газа в конце шлейфа - газопровода, по которому газ поступает на вход установки комплексной подготовки газа, а также расход газа скважины. Используя текущие значения контролируемых параметров, в реальном масштабе времени средствами АСУ ТП вычисляют расчетное значение давления газа в конце шлейфа, сравнивают динамику его изменения во времени с динамикой изменения фактического давления газа в конце шлейфа - газопровода. Появление разности в динамике поведения давлений расчетного и фактического определяет начало процесса выноса песка и воды из скважины, что влечет необходимость регулирования режима ее работы.

Существенным недостатком указанного способа является то, что он только фиксирует начало процесса выноса песка и воды из скважины, но не может выявить скважину, в которой происходит вынос воды и песка. Как следствие этого, возникают трудности принятия решений по ликвидации фактора выноса воды и песка с добываемым продуктом, что снижает эффективность использования АСУ ТП установки комплексной подготовки газа (УКПГ). В некоторых случаях это может привести к значительным материальным потерям, включая и возникновение аварийных ситуаций.

Задачей изобретения является выявление той скважины, в которой нарушен режим работы, и восстановление нормального режима функционирования скважин, работающих на общий коллектор.

Техническим результатом, достигаемым от реализации изобретения, является повышение эффективности ведения технологических процессов добычи газа с использованием АСУ ТП на УКПГ.

Указанная задача решается, а технический результат достигается в способе оперативного контроля выноса воды и песка с добываемым продуктом из скважины в АСУ ТП газопромысловых объектов нефтегазоконденсатных месторождений Крайнего Севера, включающем 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), и 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, при этом начало процесса выноса песка и воды из скважины определяют по появлению разности в динамике поведения давлений расчетного и фактического, СОГЛАСНО ИЗОБРЕТЕНИЮ, фактические параметры газа измеряют на устье каждой скважины, подключенной к 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 в режиме «on-line», 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 для исключения выноса воды и песка, а также в рамках технологических ограничений снижает давление в конце ГСШ для удаления накопленных воды и песка из ГСШ, при необходимости принимает решение о продувке всего ГСШ, после чего в режиме итерационного приближения к оптимальному решению производит повторный анализ поведения системы с учетом времени ее релаксации к новым условиям эксплуатации, которое назначают по результатам выявленных нарушений в режиме работе скважины.

На Крайнем Севере, как правило, используют коллекторную схему подключения скважин к УКПГ. Такая схема подключения называется схемой подключения с путевыми подкачками газа и показана на чертеже, где:

1, 8 - начальная и конечная точка ГСШ соответственно;

2-7 - точки подкачки газа;

9-12 - точки, где возможно накопление воды и песка в ГСШ;

13-18 - скважины, которые подключены к точке подкачки 2-7 ГСШ соответственно.

Давление газа на выходе ГСШ рк (в точке 8) при такой схеме подключения можно определить с помощью типовых расчетов (см., например, Новоселов В.Ф., Гольянов А.И., Муфтахов Е.М. Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации газопроводов. Учебное пособие для вузов. - М:. Недра, 1982. 136 с.), и это расчетное значение можно использовать в качестве модели для управления работой шлейфа.

Способ осуществляют следующим образом. Используя телеметрию и средства АСУ ТП с заданным шагом квантования, измеряют фактическое давление и температуру газа на устье каждой скважины и в конце ГСШ (соответственно pф.н.i, pф.к, tф.н.i, tф.к), а также расход газа qi каждой скважины (где i - номер скважины из всего количества скважин n, подключенных к шлейфу). После чего, на каждом участке ГСШ находят значения расхода газа - Qi. Очевидно, что расход газа между точками 1 и 2 (см. схему) будет Q1=q1, между последующими точками подкачки Q2, Q3, и т.д., где Q2=Q1+q2, Q3=Q2+q3 и т.д. В свою очередь q1, q2, q3 и т.д. - расход газа скважин 1, 2, 3 и т.д. соответственно.

Используя значения ряда проектных и справочных параметров, определяют с помощью вычислительных средств АСУ ТП расчетное давление газа в конце ГСШ pрас.к в реальном масштабе времени из соотношения:

если диаметр ГСШ является постоянной величиной, или:

если диаметр ГСШ является переменной величиной,

где pн, pк - давление газа в начале и конце ГСШ соответственно;

D(Di) - внутренний диаметр ГСШ (i-го) участка;

Qi - расход газа по i-му участку ГСШ;

λi - гидравлическое сопротивление i-го участка ГСШ;

li - длина i-го участка ГСШ;

A - коэффициент, который определяется по формуле ;

z - коэффициент сжимаемости газа;

Δ - относительная плотность газа по воздуху;

T0 - средняя температура газа в ГСШ;

n - количество скважин, подключенных к ГСШ;

(см. например, Трубопроводный транспорт нефти и газа: Учебник для вузов / Р.А. Алиев, В.Д. Белоусов и др. 2-е изд., перераб. и доп. - М:. Недра, 1988. - 368 с.).

При обнаружении выноса воды и песка АСУ ТП начинает анализировать динамику давления на устьях скважин.

Допустим, в точке 9 (см. схему) начинает накапливаться вода и песок. В этом случае, фактическое давление pф.н.1 в начале ГСШ в точке 1 будет увеличиваться (см. схему). АСУ ТП, фиксируя увеличение давления pф.н.1, в рамках технологических ограничений начинает регулировать работу этой скважины, т.к. именно из нее произошел вынос воды и песка. Далее, чтобы очистить ГСШ от накоплений воды и песка, система также в рамках технологических ограничений снижает давление в конце ГСШ. Благодаря этому накопленная вода и песок в ГСШ вместе с газом поступает на вход УКПГ, а затем в сепаратор, расположенный в цехе подготовки газа для сепарации.

Накопление воды и песка может произойти и в других точках. Для нашего примера это точки 10, 11 или 12 (см. схему). Допустим, что начинает накапливаться вода и песок в точке 12. Когда накопится определенное количество песка и воды в точке 12, то начнет повышаться давление на устьях скважин, подключенных к ГСШ до точки 12. При анализе динамики повышения давления на скважинах легко можно сделать вывод, что именно со скважины, расположенной перед точкой 12, и началось повышение давления, т.е. с нее и осуществляется выброс воды и песка. После выяснения этого АСУ ТП в рамках технологических ограничений начинает регулировать работу этой скважины, из которой и происходит вынос воды и песка. Чтобы очистить ГСШ от накоплений воды и песка, система также, в рамках технологических ограничений, снижает давление в конце ГСШ. Благодаря этому накопленная вода и песок в ГСШ вместе с газом поступает на вход УКПГ, а затем в сепаратор, расположенный в цехе подготовки газа для сепарации.

Таким образом, при обнаружении выноса воды и песка в ГСШ АСУ ТП путем анализа динамики давления на устьях скважин обнаруживает именно ту скважину, у которой и был нарушен режим работы.

Если путем снижения давления на выходе ГСШ, т.е. на входе УКПГ, невозможно очистить ГСШ, система принимает решение о продувке всего шлейфа и продувает его.

Заявляемое изобретение отработано и реализовано на газовых промыслах Ямбургского нефтегазоконденсатного месторождения ООО «Газпром добыча Ямбург».

Применение данного способа позволяет:

- существенно повысить оперативность получения информации о состоянии скважины, так как нарушения в работе скважины выявляются в реальном масштабе времени, а не в ходе очередного газогидродинамического исследования скважины, которое, как правило, проводится один раз в год;

- оперативно корректировать технологический режим работы скважины с учетом выявленных нарушений;

- значительно снизить материальные и временные расходы на газогидродинамические исследования скважин, так как в этом случае уже не требуется проводить ежегодные газогидродинамические исследования каждой скважины, а только тех скважин, во время эксплуатации которых обнаружены факторы выноса песка и воды;

- эффективно организовать режим работы скважин, что ведет к увеличению жизненного цикла эксплуатации скважины и, соответственно, сказывается на конечной производительности нефтегазоконденсатного месторождения;

- повысить эффективность принимаемых управленческих решений и улучшить условия работы обслуживающего персонала на УКПГ.

Способ оперативного контроля выноса воды и песка с добываемым продуктом из скважины в автоматизированной системе управления технологическими процессами газопромысловых объектов нефтегазоконденсатных месторождений Крайнего Севера, включающий 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, и использование текущих значений контролируемых параметров для вычисления расчетного значения давления газа в конце шлейфа-газопровода в реальном масштабе времени средствами автоматизированной системы управления технологическими процессами, сравнение динамики его изменения во времени с динамикой изменения фактического давления газа в конце шлейфа-газопровода, при этом начало процесса выноса песка и воды из скважины определяют по появлению разности в динамике поведения давлений расчетного и фактического, отличающийся тем, что фактические параметры газа измеряют на устье каждой скважины, подключенной к газосборному шлейфу по схеме с путевой подкачкой газа, и по этим параметрам производят расчет давления в конце газосборного шлейфа на входе установки комплексной подготовки газа, которое используют в качестве оперативной модели для контроля функционирования шлейфа в режиме «оn-line», при непрерывном контроле фактического давления и температуры в конце газосборного шлейфа, при появлении разности в динамике поведения давлений расчетного и фактического автоматизированная система управления технологическими процессами начинает анализировать динамику поведения давления на устьях всех скважин и выбирает ближайшую к установке комплексной подготовки газа из всех, у которых выявлен подъем давления на устье скважины, после чего в рамках

технологических ограничений регулирует работу этой скважины для исключения выноса воды и песка, а также в рамках технологических ограничений снижает давление в конце газосборного шлейфа для удаления накопленных воды и песка из газосборного шлейфа, при необходимости принимает решение о продувке всего газосборного шлейфа, после чего в режиме итерационного приближения к оптимальному решению производит повторный анализ поведения системы с учетом времени ее релаксации к новым условиям эксплуатации, которое назначают по результатам выявленных нарушений в режиме работы скважины.



 

Похожие патенты:
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.

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.

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 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 измерительной технике и предназначено для измерения продукции нефтяных и газоконденсатных скважин раздельно по компонентам - нефти, газу и воде, в том числе и как эталонное средство для уточнения среднесуточных дебитов скважины по компонентам. Технический результат заключается в повышении степени разделения нефтеводогазовой смеси НГВС на три фазы - газ, нефть и воду, исключении влияния работы установки на изменение дебита скважины, расширении функциональных возможностей, обеспечении мобильности установки. Установка включает сепаратор в виде горизонтального цилиндрического сосуда с предварительной циклонной, отстойной и выходной секциями, разделенными между собой перегородками. На входе в циклонную секцию установлен циклон. Измерительные линии газа и жидкости с размещенными в них датчиками давления и температуры и трубопроводной обвязкой, аппаратурный блок. Перегородка между циклонной и отстойной секциями выполнена в виде набора трубочек, перегородка между отстойной и выходной секциями выполнена в виде переливной стенки. Измерительная линия жидкости выполнена в виде измерительной линии воды и нефти и газа, объединяющихся на выходе в выходной трубопровод нефтегазовой смеси. Установка выполнена с возможностью работы в непрерывном режиме при давлении в сепараторе как на устье скважины. Установка размещена на автомобильной платформе и снабжена на входе в установку вводом для подачи деэмульгатора и мультифазным насосом, обеспечивающим непрерывное поступление нефте-газо-нефтяной смеси в сепаратор, а на входе в сепаратор - выносным гидроциклоном с одним вводом. Внутренний циклон с размещенным внутри циклонной секции сепаратора лотком для слива жидкости после циклона, выполненным в виде наклонной полки. В отстойной секции размещен межфазный уровнемер и сигнализатор предельного верхнего уровня, перегородка между предварительной и отстойной секциями дополнена пакетом вертикальных трубок. На измерительных линиях воды и нефти установлены насосы с частотным приводом. На измерительной линии нефти установлен газоотделитель. На измерительной линии газа установлен каплеуловитель щелевого типа. 4 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к горному делу, преимущественно к угольной промышленности, и может быть использовано для обеспечения безопасности при подземной разработке газоносных угольных пластов. Техническим результатом является повышение достоверности и оперативности определения пластового давления метана и сорбционных параметров угольного пласта в исходном и влажном состояниях. Способ включает бурение пластовой скважины, герметизацию ее устья, измерение давления и дебита метана на стадиях закрытия и открытия скважины, верификацию сорбционных параметров в теоретической модели массопереноса метана с данными измерений давления и дебита метана. После достижения установившегося дебита метана в скважину нагнетают воду под давлением 10…15 МПа, закрывают устье скважины в течение времени стабилизации давлений воды и метана, затем после истечения воды из скважины измеряют текущий дебит метана, при этом по величине установившегося давления воды определяют верхний предел пластового давления метана, а по данным измерений дебита метана до и после гидрообработки верифицируют сорбционные параметры угольного пласта в исходном и влажном состояниях. 1 з.п. ф-лы, 3 ил., 4 табл.

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 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. 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 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.

Наверх