Спосіб контролю ступеня загидрачивания і технічного стану працюючого газового обладнання

 

Винахід відноситься до способів або пристроїв для видобутку і підготовки природного газу, призначене для оперативного контролю ступеня загидрачивания і технічного стану працюючого газового обладнання, газопроводів, теплообмінників, запірної і регулюючої арматури тощо) і може бути використано в нафтовій і газовій промисловості.

Загидрачивание газового обладнання призводить до аварій і є однією з основних причин їх його зупинки. Так, основною причиною зупинки і продування шлейфів газових або технологічних ліній низькотемпературної сепарації газу є гідратні пробки.

Існує безліч технічних рішень для оперативного контролю гідратів в газовому обладнанні, однак дана проблема до цих пір повністю не вирішена.

Оперативна оцінка технічного стану (забруднення, зносу) працюючого газового обладнання без його зупинки також є актуальним завданням.

Відомі спосіб діагностики гідратоутворення в газопроводі (SU 1295137 А1, МПК4: F17D 5/00, опубл. 07.03.1987) і спосіб експлуатації об'єкта з вуглеводневої продукцією в умовах гідратного режиму (UA 2245992 С1, МПК7: Е21В 43/00, F17D 1/00, опубл. 10.02.2005), засновані на ко�ения по довжині газопроводу залежить не тільки від гидратоотложений, але також від температури і витрати вуглеводневої продукції, які можуть змінитися (наприклад, при регулюванні потоку) і викликати помилкове «виявлення» гідратів. Крім цього, дані способи не дозволяють оцінити ступінь загидрачивания і технічний стан газопроводу.

Відомі спосіб контролю утворення гідратів в газопроводі (SU 1384872 А1, МПК4: F17D 3/00; опубл. 30.03.1988), спосіб контролю утворення гідратів в газопроводі (SU 1411720 А1, МПК4: G05D 11/13; опубл. 23.07.1988) і спосіб контролю утворення гідратів в газопроводі (SU 1705666 А2, МПК5: F17D 3/00, опубл. 15.01.1992), згідно з яким контроль здійснюють шляхом порівняння витрат газу в основному трубопроводі, що не має запірно-регулюючої арматури, і в байпасном, що має накопичувач гідратів у вигляді гідравлічного опору. Співвідношення зазначених витрат змінюється при накопиченні гідратів в гідравлічному опорі байпаса, але не залежить від регулювання загального сумарного витрати обох трубопроводів.

Недоліком цих способів є те, що для їх реалізації необхідний спеціальний байпас газу, а також періодична очищення байпасного трубопроводу від накопичених у ньому гідратів. До того ж умови утворення гі тиску газу і концентрації в газі інгібітора гідратоутворення), і можлива ситуація, коли гідрати будуть утворюватися тільки в байпасном трубопроводі, отсутствуя в основному, що викликає помилкову сигналізацію про утворення гідратів в основному газопроводі. Крім цього, дані способи не дозволяють оцінити ступінь загидрачивания і технічний стан трубопроводу.

Відомий спосіб діагностики відкладення гідратів або парафінів в трубопроводі транспорту нафти або газу (SU 1665176 А1, МПК5: F17D 5/00, опубл. 23.07.1991), згідно з яким визначають відношення приросту величини керуючого впливу на виконавчий механізм, встановлений на цьому технологічному трубопроводі, до відповідного збільшенню значення витрати транспортованого потоку і за відхилення отриманого результату від нормуючого значення судять про наявність гідратних або парафінових відкладень.

Недоліком даного способу є те, що він непридатний для нерегульованого потоку. Крім того, даний спосіб не дозволяє оцінити ступінь загидрачивания (запарафинивания) і технічний стан трубопроводу.

Відомий спосіб контролю утворення гідратів в газопроводі (SU 1690800 А1, МПК5: B01D 9/00, G05D 11/13, 27/00, опубл. 15.11.1991), згідно з яким вимірюють тиск і темпеѾ формулою дросель-ефекту Джоуля-Томсона і розузгодження розрахованої і виміряної температури судять про утворення гідратів. Так як освіта гідратів супроводжується виділенням тепла, то перевищення виміряної температури над розрахунковою свідчить про їх освіту.

Спосіб не залежить від витрати газу, проте придатний лише для місцевого опору в газопроводі, так як на дросель-ефект протяжного газопроводу без місцевих опорів накладається теплообмін газу з зовнішнім середовищем. До того ж цей спосіб не дозволяє оцінити ступінь загидрачивания місцевого опору або газопроводу в цілому і оцінити їх технічний стан.

Найбільш близьким за сукупністю суттєвих ознак і обраним як прототип, є спосіб управління процесом попередження гідратоутворення під внутріпромислових шлейфах газових і газоконденсатних родовищ Крайньої Півночі (UA 2329371 С1, МПК8: Е21В 43/00, F17D 3/00, опубл. 20.07.2008), згідно з яким для виявлення гідратів вимірюють температуру газу на гирлі свердловини і температуру повітря навколишнього середовища, за цим значенням з урахуванням теплообміну газу з зовнішнім середовищем обчислюють розрахункове значення температури газу на виході з шлейфу, порівнюють динаміку її зміни в часі з динамікою зміни фактичної температури газу на мператури повітря зовнішнього середовища буде знижуватися і температура газу в шлейфі. При деякому значенні температури в газі почнеться гидратообразование, відкладення гідратів на стінках шлейфу і зменшення його внутрішнього діаметра. І внаслідок виникнення дросель-ефекту відбудеться падіння фактичної температури газу щодо розрахованої по теплообміну газу з зовнішнім середовищем.

У розрахунку значення температури газу на виході з шлейфу беруть участь тиск і температура газу на початку і в кінці шлейфу і витрата газу [Вяхірєв Р. В., Коротаєв Ю. П., Кабанів Н.І. Теорія і досвід видобутку газу. - М., «Надра», 1998].

Недоліком прототипу є те, що в розрахунку значення температури газу на виході з шлейфу додатково використовуються:

- температура повітря навколишнього середовища;

- геометрія шлейфу (внутрішній і зовнішній діаметр, шорсткість внутрішніх стінок, довжина шлейфу, різниця висот початкової і кінцевої точок шлейфу);

- коефіцієнт тепловіддачі газу стінці шлейфу;

- теплопровідність стінки шлейфу;

- теплопровідність теплоізолюючого матеріалу;

- коефіцієнт тепловіддачі теплоізолюючого матеріалу шлейфа в навколишнє середовище (який істотно залежить від швидкості вітру і снегозанесенности шлейфу і може виявитися різним на різних участкания і технічний стан газового шлейфу.

Метою винаходу є створення технічного рішення, що дозволяє по періодично вимірюваним технологічними параметрами оперативно оцінювати ступінь загидрачивания і технічний стан працюючого газового обладнання (газопроводу, теплообмінника, запірно-регулюючої арматури тощо), через яке проходить потік газу.

Винахід забезпечує досягнення такого технічного результату:

- комплексний облік впливу основних вимірюваних технологічних параметрів, пов'язаних з утворенням гідратів в газовому обладнанні;

- використання існуючих датчиків оперативного вимірювання технологічних параметрів замість створення спеціальних пристроїв;

- оцінку ступеня загидрачивания газового обладнання;

- незалежність оцінки ступеня загидрачивания від процесу регулювання витрати газу через газове обладнання;

- можливість оперативної оцінки зміни технічного стану (забруднення, зносу) газового обладнання.

Для досягнення зазначеного технічного результату періодично вимірюють тиск газу до і після газового обладнання, температуру газу всередині (до і після) газового обладнання і витрата газу через гараметров формують показник загидрачивания газового обладнання і за ступенем відхилення поточного значення цього показника від базового, визначеного при завідомо безгидратном режимі роботи, судять про ступінь загидрачивания газового обладнання. Для газового обладнання, яке регулює потік газу, додатково використовують відносну площу або ступінь відкриття його прохідного перерізу. Замість витрати газу через газове обладнання може використовуватися прямо пропорційний витраті газу результат добування кореня квадратного з перепаду тиску газу на замерном звужує пристрої, що знаходиться в потоці газу, що проходить через дану газове обладнання. Додатковим ефектом винаходу є можливість використовувати значення показника загидрачивания в безгидратном режимі роботи для оперативної оцінки динаміки зміни технічного стану (забруднення, зносу) газового обладнання.

Заявляється спосіб контролю ступеня загидрачивания і технічного стану працюючого газового обладнання пояснюється кресленнями, де на фіг.1 наведена схема реалізації способу контролю ступеня загидрачивания і технічного стану газового обладнання, не регулює потік газу, на фіг.2 наведена схема реалізації того ж способу для газового обладнання, яке регулює потік газу.

Наток газу 2; вимірювачі тиску потоку газу на вході 3 і виході 4 газового обладнання; вимірювач температури потоку газу всередині газового устаткування 5; обчислювач показника ступеня загидрачивания і технічного стану 6; вимірювач витрати потоку газу 7 після газового обладнання; вимірювач відносної площі або ступеня відкриття газового обладнання, яке регулює потік газу 8.

Рух газу через газове обладнання, не регулює потік газу, наприклад, по горизонтально розташованого газопроводу, описується законом квадратичного тертя [Тараненко Б. Ф., Герман В. Т. Автоматичне управління газопромисловими об'єктами. - М., «Надра», 1976], згідно з яким різниця квадратів тиску газу на кінцях газопроводу пропорційний квадрату витрати газу по цьому газопроводу, тобто описується рівнянням

де P1- тиск газу на початку газопроводу;

Р2- тиск газу в кінці газопроводу;

- коефіцієнт, що виражає агрегованим чином властивості газопроводу через його довжину L, внутрішній діаметр D і коефіцієнт гідравлічного опору λ і включає в себе універсальну газову постоянго тиску Р і температури Т;

Р - середній тиск газу в газопроводі, Р=(Р12)/2;

F - витрата газу в газопроводі.

У безгидратном режимі газопроводу коефіцієнт а суттєво не змінюється і дорівнює деякому значенню αmin. По мірі загидрачивания газопроводу його коефіцієнт гідравлічного опору λ буде рости, внутрішній діаметр D буде зменшуватися, а значення коефіцієнта α буде збільшуватися (аж до нескінченності при витраті F=0). Зворотна ж величина 1/α в діапазоні від безгидратного режиму до повного загидрачивания (закупорювання) газопроводу буде змінюватися в діапазоні від 1/αminдо нуля і може служити непрямим показником ступеня загидрачивания газопроводу.

Значення αminз плином часу може змінитися, наприклад збільшитися внаслідок відкладень пластового піску в газопроводі. Тобто базове значення показника ступеня загидрачивания 1/αmin, визначається у безгидратном режимі, може служити непрямим показником технічного стану газопроводу.

Зв'язок між тиском, температурою і витратою газу, показана в рівнянні (1), справедлива не лише для газопроводу, але і для інших типів газового обладнання, не регулюють потік газу (�ладнання, не регулює потік газу, можна визначати за формулою

По мірі загидрачивания такого газового обладнання коефіцієнт а буде змінюватися від значення αminдо нескінченності, при цьому показник ступеня загидрачивания ПГНгазового обладнання, не регулює потік газу, буде змінюватися від деякого максимального значення до нуля. Причому максимальне значення є непрямим показником технічного стану газопроводу.

Тиску, температура і витрата газу вимірюються датчиками, а коефіцієнт стисливості газу розраховується за його вимірюванням тиску і температури з використанням відомих методик або стандартів [ГОСТ 30319.2-96 «Газ природний. Методи розрахунку фізичних властивостей. Визначення коефіцієнта стисливості»].

Рух газу через газове обладнання, яке регулює потік газу (кран, клапан, засувку, штуцер), також описується законом квадратичного тертя [Тараненко Б. Ф., Герман В. Т. Автоматичне управління газопромисловими об'єктами. - М., «Надра», 1976], але рівнянням наступного виду

де P3, Р4- тиск газу до і після газового обладнання, регулирующго газового обладнання через його коефіцієнт опору ξ і включає в себе універсальну газову сталу R;

S - площа прохідного отвору регулюючого газового обладнання, яка може бути визначена за формулою S=s·Smaxчерез відносну площу відкриття s прохідного отвору і максимальну площу відкриття 5^;

z=z(P,T) - коефіцієнт стисливості даного газу, що залежить від його тиску Р і температури Т;

Р - середній тиск газу Р=(Р34)/2;

Т - температура газу в регулюючому газовому обладнанні;

F - витрата газу через регулюючий газове обладнання.

Формула (3) справедлива при до критичних режимах течії газу через регулюючий газове обладнання, тобто коли Р4>0,546·Р3. Проте в реальних виробничих умовах критичні режими течії газу, як правило, не допускаються.

У безгидратном режимі коефіцієнт опору ξ суттєво не змінюється і дорівнює деякому значенню ξmin. По мірі відкладення гідратів в регулюючому газовому устаткуванні його коефіцієнт ξ буде збільшуватися (аж до нескінченності при витраті F=0), а значення буде зменшуватися від деякого значення Bmaxдо нуля (при витраті F=0).

Значення ξminз плином часу може змінитися, наприклад збільшитися внаслідок відкладений�зовий значення Bmax, визначається у безгидратном режимі, може служити непрямим показником технічного стану регулюючого газового обладнання.

Перетворимо (3) до вигляду

і позначимо

Тобто умовний показник загидрачивания газового обладнання, яке регулює потік газу, можна визначати за формулою

По мірі загидрачивания газового обладнання, яке регулює потік газу, показник ступеня його загидрачивания ПГРбуде змінюватися від деякого максимального значення до нуля. Причому максимальне значення є непрямим показником технічного стану регулюючого газового обладнання.

Таким чином, при формуванні показника ступеня загидрачивания газового обладнання, яке регулює потік газу, додатково (у порівнянні з нерегулирующим) використовують відносну площу s його відкриття.

При формуванні показника ступеня загидрачивания газового обладнання (як не регулює, так і регулює потік газу) замість витрати газу через гідравлічний опір може використовуватися прямо пропорційний витраті газу корінь кданное газове обладнання.

Аналогічно, замість температури газу в газовому обладнанні можливо використання середнього арифметичного температур газу на вході і виході.

Пропоноване технічне рішення може бути реалізовано в рамках системи управління видобутком і підготовкою газу. Зокрема, в підсистемі управління подачею інгібітора гідратоутворення в потік газу, що проходить через газове обладнання, в якому можуть відкладатися гідрати (газопровід, теплообмінник, запірну або регулюючу арматуру).

Практична реалізація винаходу полягає в наступному.

У режимі реального часу датчиками періодично вимірюють тиск газу до і після працюючого газового обладнання, в якому можуть утворюватися гідрати, температуру газу всередині (до і після) даного газового обладнання і витрата газу через дане газове обладнання. Якщо газове обладнання регулює потік газу, то вимірюють ще й відносну площу або ступінь відкриття його прохідного перерізу. Як варіант, замість витрати газу через газове обладнання може використовуватися корінь квадратний з перепаду тиску газу на замерном звужує пристрої, що знаходиться в потоці газу, що проходить через газовоо часу і також періодично обчислюють значення показника загидрачивания газового обладнання. При завідомо безгидратном режимі роботи газового обладнання (наприклад, до початку роботи або після введення інгібітора гідратоутворення) значення показника загидрачивания газового обладнання максимально і приймається (запам'ятовується) в якості базового. По мірі загидрачивания газового обладнання поточне значення показника його загидрачивания буде поступово знижуватися від деякого максимального значення, відповідного безгидратному режиму роботи цього газового обладнання, аж до нуля, відповідного повного загидрачиванию даного газового обладнання. За ступенем відхилення поточного значення показника загидрачивания газового обладнання від його базового значення, визначеного за завідомо безгидратном режимі роботи газового обладнання, судять про ступінь його загидрачивания. Ступінь відхилення (вона ж ступінь загидрачивания) може оцінюватися, наприклад, у відносних відсотках.

Таким чином, значення показника загидрачивания газового обладнання може використовуватися для оперативного контролю ступеня загидрачивания газового обладнання.

Максимальні значення показника загидрачивания газового обладнання, що визначаються (і�імунологічного стану газового обладнання. Так, зниження з часом базового значення може говорити про засміченні газового обладнання, наприклад відкладення піску. Збільшення базового значення може говорити про знос або, наприклад, внутрішньому руйнуванні газового обладнання.

1. Спосіб контролю ступеня загидрачивания працюючого газового обладнання шляхом періодичного вимірювання тиску газу до і після газового обладнання, температури газу всередині або до і після газового обладнання, витрати газу через газове обладнання або перепаду тиску газу на замерном звужує пристрої, що знаходиться в потоці газу, що проходить через газове обладнання, відрізняється тим, що за виміряними значеннями формують показник загидрачивания газового обладнання і за ступенем відхилення поточного значення цього показника від базового, визначеного при завідомо безгидратном режимі роботи, судять про ступінь загидрачивания газового обладнання.

2. Спосіб за п. 1, який відрізняється тим, що для газового обладнання, яке регулює потік газу, додатково використовують відносну площу або ступінь відкриття його прохідного перетину.

3. Спосіб за п. 1 або 2, який відрізняється тим, що визначені в безгидратном режимі роботи гаого стану газового обладнання.



 

Схожі патенти:

Єдина система управління трубопровідної системи

Винахід відноситься до систем управління, призначеним для забезпечення дистанційного контролю технологічним процесом транспортування нафти магістральними нафтопроводами. Технічний результат - забезпечення надійності і безпеки перекачування нафти. Система містить пов'язані каналами зв'язку з контрольованими нефтеперекачивающими станціями (НПС) територіальні (ТДП), районні (РДП) і місцеві (МДП) диспетчерські пункти, що здійснюють відповідно верхній, середній і нижній рівні контролю і управління трьома технологічними ділянками (ТУ-1, ТУ-2, ТУ-3) з використанням протоколу IEC-608750-5. До складу програмно-технічного комплексу верхнього і нижнього рівнів входять сервери введення-виведення, сервери математичної моделі, контролери алгоритмів, відеостіна, міжмережеві екрани, автоматизоване робоче місце (АРМ) диспетчера. До складу програмно-технічного комплексу нижнього рівня входять сервер вводу-виводу мікропроцесорної системи автоматизації (МПСА) НПС, сервер вводу-виводу лінійної телемеханіки (ЛТМ), міжмережеві екрани, Арми оператора НПС, оператора ЛТМ і системи вимірювання кількості та свідчень якості нафти (СВКН). Передбачено блокування управління з РДП � управління на середній або нижній рівень, а також повернення функції управління від середнього і нижнього рівня в ТДП. 3 з.п. ф-ли, 6 іл.

Вимірювач викривлення трубчастого каналу

Винахід відноситься до вимірювальної техніки і може бути використано для вимірювання профілю викривлення довгих трубчастих каналів. Вимірювач викривлення трубчастого каналу містить датчики вигину (4), підключені до вимірювальної схемою. Вимірювач викривлення трубчастого каналу виконаний у вигляді несучого корпусу (2), розміщеного всередині трубчатого каналу (1) по всій його довжині і жорстко пов'язаного з внутрішніми стінками трубчастого каналу (1) радіальними перемичками (3). На несучому корпусі (2) закріплено, щонайменше, один механічний перетворювач радіусу вигину величину зазору між переміщуються при вигині деталями, на яких встановлені датчики вигину (4). В окремих випадках виконання пристрою датчик вигину (4) виконаний у вигляді конденсаторів, пластини яких закріплені на деталях, що утворюють зазор, або у вигляді магнітопроводів з обмотками і магнітних сердечників, закріплених на деталях, що утворюють зазор. Технічний результат полягає в розширенні функціональних можливостей вимірювача викривлення трубчастого каналу. 2 з.п. ф-ли, 4 іл.

Спосіб визначення просторового положення підводного трубопроводу методом магнітометричної зйомки

Винахід відноситься до трубопровідного транспорту і може бути використане для визначення просторового положення підводного трубопроводу. У способі вимірюють модуль вектора індукції магнітного поля Землі (ВИМПЗ) за допомогою магнітометрів, встановлених спільно з точкою прийому сигналу на одному вертикальному носії, буксирі за судном. Визначають градієнт модуля ВИМПЗ і здійснюють спільну обробку магнитометрических даних і координат магнітометрів. Координати магнітометрів визначають розрахунковим шляхом на підставі виміряних координат кутів нахилу носія з урахуванням розрахованих поправок на деформацію носія. У процесі спільної обробки магнитометрических даних і координат магнітометрів визначають x, y, z-координати точки перетину траєкторії руху вертикального носія з трубопроводом, знайдених з аномальних значень модуля ВИМПЗ. За згаданим координатами судять про просторовому положенні трубопроводу. Технічним результатом є підвищення точності визначення місця розташування локальних об'єктів. 3 іл.

Запобіжний пристрій і система для контролю над трубами

Група винаходів відноситься до трубопровідного транспорту, зокрема до захисних пристроїв і пристроїв для спостереження за обладнанням. Запропоновано запобіжний пристрій для заглушки труби та для труби, в якому заглушка містить закриває внутрішню стінку труби гільзу, при цьому запобіжний пристрій виконано для вироблення сигналу тривоги. Запобіжний пристрій має містить датчик корпусного шуму пристрій виявлення корпусного шуму для виявлення маніпуляцій на трубі. Крім того, винахід відноситься до системи для контролю труб з безліччю запобіжних пристроїв, з приймальною станцією для прийому, переважно передаються далі допомогою ретранслятора, сигналів запобіжного пристрою, з системою електронної обробки даних, яка виконана для обробки сигналів і видачі сигналу тривоги. 2 н. і 30 з.п. ф-ли, 8 іл.

Система для контролю і регулювання режиму роботи трубопроводу

Винахід відноситься до трубопровідного транспорту і може бути використано для автоматичного контролю технологічного процесу транспортування рідини та газу, наприклад для контролю й керування блоком електроприводних засувок на дільницях нафтопроводів, газопроводів, водогонів, розташованих у важкодоступній місцевості. Система містить вузол засобів вимірювань, приймально-передавальну апаратуру, джерело живлення, центральний диспетчерський пункт з записуючим пристроєм, вузол електроприводних засувок та мікропроцесорний контролер. Джерело живлення виконаний автономним комбінованим, що складається з акумуляторної батареї і вихрової трубки з термоперетворювачем. Акумуляторна батарея з'єднана з вузлом засобів вимірювань, радіомодемом і мікропроцесорним контролером. Вихрова трубка з термоперетворювачем розміщена всередині трубопроводу перед вузлом електроприводних засувок і з'єднана з вузлом засобів вимірювань. Технічний результат: підвищення ефективності контролю, надійності роботи і забезпечення безпеки експлуатації трубопроводу. 1 іл.

Спосіб та пристрій для управління об'єктом внутрішньотрубним

Спосіб і пристрій призначені для управління внутрішньотрубним об'єктом. Спосіб полягає в дистанційному управлінні внутрішньотрубним об'єктом за допомогою команд управління по двох каналах управління - низькочастотного електромагнітного каналу і радіоканалу метрового діапазону хвиль, причому низькочастотні електромагнітні сигнали випромінюють і приймають за допомогою приймально-передавального обладнання, встановленого поза і всередині трубопроводу, а сигнали, що передаються по радіоканалу метрового діапазону хвиль, випромінюють і приймають за допомогою приймально-передавального обладнання, встановленого всередині трубопроводу, використовуючи його в якості хвилеводу, з розміщенням одного комплекту приймально-передавального обладнання метрового діапазону хвиль на внутритрубном об'єкті. Пристрій містить три комплекту приймально-передавального обладнання метрового діапазону хвиль і чотири комплекти низькочастотного приймально-передавального обладнання, причому комплекти приймально-передавального обладнання метрового діапазону встановлені один на початку і один в кінці межах контрольованого ділянки магістрального газопроводу, а один комплект встановлений на внутритрубном об'єкті. Причому комплект низькочастотного приймально-перед�початку і в кінці межах контрольованого ділянки магістрального трубопроводу, об'єднані попарно об'єднані в приймачі, що розміщуються, наприклад, в камері запуску і в камері прийому внутритрубного об'єкта, а формувач комбінованого приймача забезпечує перетворення сигналу із структури низькочастотного сигналу в структуру сигналу метрового діапазону хвиль. Застосування запропонованого способу та пристрою управління внутритрубними об'єктами дозволяє оперативно втручатися в робочий процес їх переміщення по магістральним трубопроводом, змінювати режими роботи у разі виникнення нештатних ситуацій, а також отримувати оперативну інформацію про координати руху об'єкта комплекту низькочастотного приймально-передавального обладнання. 2 н.п. ли і 1 з.п. ф-ли, 4 іл.

Спосіб визначення планово-висотного положення підземного магістрального трубопроводу

Винахід відноситься до контрольно-вимірювальної техніки і може використовуватися для визначення планово-висотного положення підземного магістрального трубопроводу. Спосіб включає пропуск внутритрубного инспектирующего приладу з навігаційною системою всередині трубопроводу, реєстрацію і запис параметрів руху, обчислення координат осі трубопроводу в наземному пункті обробки. На трасі стаціонарно розміщують пристрою для визначення планово-висотного положення, виконують їх геодезичну прив'язку з допомогою супутникових систем GPS/ГЛОНАСС базовими і рухомий станціями щодо реперів. На пристроях для визначення планово-висотного положення встановлюють блоки зв'язку з внутрішньотрубним инспектирующим приладом, вводять в них координати геодезичної прив'язки, передають блоками зв'язку коригувальні сигнали внутритрубному инспектирующему приладу. Потім накопичені дані внутритрубного приладу та геодезичні координати деформаційних марок пристроїв для визначення планово-висотного положення передають у наземний пункт обробки. Технічний результат: підвищення точності визначення координат осі магістрального підземного трубопроводу. 4 іл.

Пристрій для діагностики технічного стану металевих трубопроводів

Винахід відноситься до вимірювальної техніки, зокрема засобів безконтактної діагностики, являє собою пристрій для діагностики технічного стану металевих трубопроводів і може бути використане при дефектоскопическом контролі стану, наприклад напружено-деформованого стану металу трубопроводу, порушення цілісності трубопроводу та ізоляційного покриття і т.п., підводних та/або підземних нафто - і газопроводів та інших металевих трубопроводів. Пристрій містить, щонайменше, два трикомпонентних датчика індукції магнітного поля, розташованих на різних рівнях по висоті відносно трубопроводу, перший і другий підсилювачі, аналогово-цифровий перетворювач (АЦП), пристрій визначення різниці значень індукції магнітного поля по осях X, Y, Z, контролер, блок пам'яті та пристрій відображення інформації. Додатково пристрій містить блок визначення величини і напрямку повного вектора індукції магнітного поля, виміряна першим трехкомпонентним датчиком, блок визначення величини і напрямку повного вектора індукції магнітного поля, виміряна другим трехкомпонентним датчиком, і блок визначення різниці і кут Забезпечується можливість встановити повну і достовірну картину флуктуації магнітного поля, включаючи їх величину і форму. 2 іл.

Спосіб укриття вантуза від несанкціонованого доступу

Винахід відноситься до нафтової промисловості і може бути використане для укриття вантуза, наявного на лінійній частині магістрального трубопроводу, з метою захисту від несанкціонованого доступу до вантузу сторонніх осіб. Спосіб укриття вантуза від несанкціонованого доступу в колодязі включає підготовку траншеї під колодязь, складається з верхньої та нижньої частини, встановлення колодязя на трубопровід привариванием верхньої і нижньої частин до трубопроводу, із забезпеченням герметичності місць з'єднання колодязя з трубопроводом, розміщення в колодязі обладнання, герметичного закривання колодязя кришкою, забезпеченою замком і засобами запобігання іскроутворення при її знятті і монтажі, і засипання траншеї грунтом і легковиемним поверх нього - основним грунтом, з забезпеченням видимого приховування колодязя. Заявляється спосіб забезпечує укриття вантуза на трубопроводі від сторонніх осіб. При цьому зберігається можливість достатньо легкого доступу до вантузу, установки на нього запірної арматури і проведення робіт уповноваженими на те особами. 3 з.п. ф-ли, 5 іл.

Пристрій для контролю показників міцності трубопроводу для нафто-газо хімічних продуктів

Винахід відноситься до трубопровідного транспорту нафтогазохімічних продуктів, зокрема до приладів та пристроїв для контролю технічного стану трубопроводу. Пристрій містить два відводу, встановлених на основному трубопроводі, дві запірні засувки, встановлені на відводах, два вимикаючих вентиля, а також трубу, виготовлену з трубних відрізків зварюванням по технології складання основного трубопроводу, кінці цієї труби загнуті під прямим кутом і в одну сторону, кінці труби з'єднані з обома виходами вимикаючих вентилів і стягнуті стабілізатором - профілем. Технічний результат - скорочення часу простою під контрольними заходами і підвищення точності вимірювання. 1 іл.

Спосіб періодичної експлуатації нафтової свердловини занурювальний насосною установкою з регульованим електричним приводом

Винахід відноситься до механізованого видобутку рідини з нафтових свердловин і може бути використано для оптимізації технології періодичної експлуатації свердловин, дебіт яких менше мінімальної допустимої подачі электроцентробежного насоса. Технічний результат - збільшення видобутку і збереження надійності заглибного обладнання за рахунок його експлуатації в режимі максимального ККД. За способом відкачування рідини з свердловини чергують з накопиченням рідини в свердловині при вимкненій установці і регулюють середню під час подавання установки для узгодження з дебітом свердловини зміною частоти обертання вала насоса. Подачу насоса в процесі відкачування контролюють за допомогою розташованого на його виході заглибного витратоміра. Відкачування виробляють до досягнення на прийомі насоса заданого мінімального тиску, а накопичення - до досягнення максимального тиску. Контроль за величиною тиску здійснюють з допомогою заглибного датчика тиску. Частоту обертання вала насоса протягом періоду відкачування міняють на основі свідчень заглибного витратоміра таким чином, щоб забезпечити максимальне значення ККД насоса під час відкачування. Час накопичення обмежують регламенѰтури масла в погружном електродвигуні і допустимою частотою зупинок і запусків останнього. Значення максимального тиску для зцементованого пласта вибирають з умови максимуму видобутку, а для пласту, інтенсивно руйнується у процесі видобутку, - з умови мінімуму виносу механічних домішок.

Системи і способи каротажу азимутальної крихкості

Винахід відноситься до галузі геофізики і може бути використане для визначення характеристик свердловини для проведення операції буріння. Заявлені способи і системи для збору, одержання і відображення індексу азимутальної крихкості свердловини. Щонайменше деякі варіанти здійснення включають в себе різні способи для обчислення і відображення вимірювань свердловини в реальному часі для геологічного супроводу буріння свердловини і операцій буріння. Щонайменше один варіант здійснення розкритого способу для обчислення і відображення азимутальної крихкості включає в себе етап, на якому виробляють вимірювання швидкостей повздовжньої та поперечної хвиль як функції положення і орієнтації зсередини свердловини. Ці вимірювання швидкостей зроблені за допомогою азимутального акустичного приладу. Азимутальне крихкість потім отримують на основі щонайменше частково швидкостей повздовжньої та поперечної хвиль. Технічний результат - підвищення достовірності даних планування геолого-розвідувальних заходів. 3 м. і 16 з.п. ф-ли, 6 іл.

Спосіб експлуатації нафтової свердловини

Винахід відноситься до нафтової промисловості і може бути використане в видобувних свердловинах для зниження тиску сепарованого попутного газу в затрубном просторі і підвищення припливу нафти із пласту. Технічна задача - забезпечення можливості відкачування газу з затрубного простору в колону насосно-компресорних труб свердловини для різних способів механізованого видобутку нафти. Спосіб включає циклічну примусову відкачування газу з затрубного простору і зниження в ньому тиску. Періодично частково перекривають викидний колектор свердловини. Підвищують тиск перед запірним органом колектора для забезпечення надходження видобутої рідини в розширювальну камеру ємності з пружним елементом і накопичення механічної енергії в розширювальної камери. Після цього проводять повне відкриття запірного органу колектора. Здійснюють зниження тиску перед запірним органом і витіснення рідини з розширювальної камери в колектор за рахунок накопиченої в ній механічної енергії. Кожним циклічним збільшенням обсягу частині ємності над розширювальної камери забезпечують всмоктування в неї газу затрубного простору, а зменшенням цього обсягу

Азотна компресорна станція для підвищення нафтовіддачі пластів (варіанти)

Група винаходів відноситься до нафтовидобувної промисловості і, зокрема, до вторинним і третинним методів збільшення нафтовіддачі пластів зі зниженою нефтенасищенностью, що передбачають застосування обладнання для вироблення газоподібного азоту з високим тиском і температурою. Технічний результат винаходів - розробка більш ефективних засобів для вилучення нафти з низькопроникних порід-колекторів, ускладнених високим вмістом парафінів. Азотна компресорна станція містить багатоступінчастий поршневий компресор з силовим приводом, виконаним у вигляді дизельного двигуна, і газоразделительний блок. Вихід проміжної щаблі компресора з'єднаний зі входом газоразделительного блоку. Вихід газоразделительного блоку з'єднаний зі входом ступені компресора, наступного за проміжної щаблем. При цьому азотна компресорна станція містить теплообмінник, вхід робочого середовища якого з'єднаний з виходом компресора. Вхід теплоносія теплообмінника з'єднаний з виходом вихлопних газів дизельного двигуна. Газоразделительний блок виконаний у вигляді половолоконного мембранного блоку. Вихід робочої середовища теплообмінника з'єднаний зі входом дополнити, 4 іл.

Пристрій для відключення обводненій частині пласта

Винахід відноситься до нафтогазовидобувної промисловості і може бути використано, зокрема, для продовження безводного режиму експлуатації нафтових свердловин. Технічний результат - спрощення пристрою, підвищення надійності його роботи і розширення його функціональних можливостей. Пристрій включає спущену в свердловину колону труб, пакер з встановленим в ньому отключателем потоку. Пакер виконаний у вигляді порожнистого корпусу з верхнім рядом отворів, розміщених вище ущільнювального елемента пакера. Усередині порожнистого корпусу концентрично осі розташована труба, зверху жорстко з'єднана з колоною труб, а знизу - з поршнем. Труба з поршнем мають можливість осьового переміщення відносно порожнього корпусу отключателя потоку. В підлогою корпусі нижче ущільнювального елемента пакера виконаний нижній ряд отворів. Поршень виконаний порожнистим і заглушеним знизу. Навпроти верхнього і нижнього рядів отворів порожнистого корпусу поршень оснащений внутрішньої циліндричної вибіркою і поруч наскрізних отворів. В підлогою корпусі вище верхнього ряду радіальних отворів виконаний фігурний паз у вигляді однієї поздовжньої проточки і трьох поперечних проточек. Поперечні проточки виконані з верхньої, середньо�ремещения встановлений направляючий штифт. Він жорстко закріплений в поршні вище його верхньої внутрішньої кільцевої вибірки. При розміщенні направляючого штифта в поперечній проточці, виконаної з середньої частини поздовжньої проточки, пристрій виконано з можливістю повідомлення внутрішнього простору труби через ряд наскрізних отворів поршня, внутрішню циліндричну вибірку, верхній і нижній ряд отворів з надпакерним і подпакерним просторами свердловини. При розміщенні направляючого штифта в поперечній проточці, виконаної з верхньої частини поздовжньої проточки, пристрій виконано з можливістю повідомлення внутрішнього простору труби через ряд наскрізних отворів поршня, внутрішню циліндричну вибірку, верхній ряд отворів з надпакерним простором свердловини. Нижній ряд отворів порожнистого корпусу герметично перекритий поршнем. При розміщенні направляючого штифта в поперечній проточці, виконаної з нижньої частини поздовжньої проточки, пристрій виконано з можливістю повідомлення внутрішнього простору труби через ряд наскрізних отворів поршня, внутрішню циліндричну вибірку, нижній ряд отворів з подпакерним простором свердловини. При цьому верхній ряд отворів порожнистого корпусу герметично пере

Скважинное пристрій для перепуску газу затрубного

Винахід відноситься до нафтогазовидобувної промисловості і може бути застосоване для перепуску затрубного газу в колону насосно-компресорних труб НКТ у свердловинах, експлуатованих установками штангових насосів. Завдання винаходу - вдосконалення конструкції свердловинного пристрої для перепуску затрубного газу для підвищення ефективності роботи штангового насосного обладнання свердловин, незалежно від температурних умов роботи свердловини і від величини затрубного тиску газу. Пристрій розташований в затрубном просторі свердловини над рівнем свердловинної рідини в муфті колони насосно-компресорних труб. Пристрій містить зворотний клапан і радіальний гідравлічний канал. У нижній частині муфти розташований радіальний гідравлічний канал, зв'язаний з одного боку з затрубним простором свердловини через зворотний клапан, а з іншого боку - з порожниною НКТ через струминний апарат. При цьому, осі радіального гідравлічного каналу і струминного апарата перетинаються в області сопла останнього. Крім того, пристрій містить колону насосних штанг з розміщеним на ній отклонителем газо-рідинного потоку. Цей відхильник виконаний у вигляді втулки з можливістю�кідом струминного апарата. Осі радіального гідравлічного каналу і струминного апарата перпендикулярні. Можливість фіксації отклонителя газо-рідинного потоку в муфті колони НКТ може бути реалізована, наприклад, шляхом оснащення муфти НКТ внутрішнім пазом, а отклонителя газо-рідинного потоку - кільцевих держателем. Використання пристрою дозволяє здійснювати зниження затрубного тиску газу незалежно від температурних умов і від величини його тиску, дозволяючи збільшити міжремонтний період роботи штангово-насосного обладнання. Крім того, даний пристрій дозволить зменшити глибину підвіски штангового насоса за рахунок підвищення рівня рідини над штанговим насосом і тим самим знизити витрату НКТ, насосних штанг і збільшити міжремонтний період роботи установок. 3 іл.
Винахід відноситься до нафтової промисловості і може знайти застосування при експлуатації нафтовидобувної свердловини. Технічний результат - підвищення видобутку нафти. За способом здійснюють гідророзрив пласта. Після проведення гідророзриву пласта в свердловині залишають проппант недопродавки. Зверху додатково створюють з проппанта великої фракції міст з розрахунковою довжиною. Цю довжину підбирають виходячи з умови забезпечення протитиску на проппант в тріщині гідророзриву, достатнього для утримання проппанта в тріщині гідророзриву при зниженні рівня рідини в свердловині до рівня вибою свердловини. До складу компонування глибинно-насосного обладнання включають противопесочний фільтр. При експлуатації свердловини противопесочний фільтр розміщують безпосередньо над мостом з проппанта. Здійснюють відбір рідини. Рівень рідини при відборі рідини - експлуатації підтримують на рівні глибинного насоса. 1 пр.

Спосіб видалення рідини глушіння з газової свердловини при пластовому тиску нижче гідростатичного

Винахід відноситься до нафтогазовидобувної промисловості, а саме до способу видалення рідини глушіння з газової свердловини при пластовому тиску нижче гідростатичного. Технічний результат - підвищення ефективності видалення рідини глушіння з газової свердловини за рахунок безперервності видалення рідини, зменшення витрат газу та енерговитрат. За способом здійснюють безперервний спуск гнучкої труби у внутрішню порожнину насосно-компресорних труб до вибою свердловини. Подають газ в затрубний простір свердловини. Одночасно подають газ в простір між гнучкою трубою і насосно-компресорними трубами безпосередньо з шлейфа цієї свердловини. Видаляють рідина глушіння на денну поверхню за гнучкою труби. Подачу газу здійснюється при досягненні гнучкою трубою рівня рідини глушіння. Від рівня рідини глушіння до вибою свердловини гнучку трубу спускають із заданою швидкістю. Швидкість спуску гнучкої труби і мінімально необхідний витрата газу, що забезпечує видалення рідини глушіння на денну поверхню, визначають за аналітичним виразом. 1 пр., 1 іл.

Спосіб утилізації, збирання, переробки і використання попутного нафтового газу та система для його здійснення

Група винаходів відноситься до паливно-енергетичного комплексу і може бути використана, переважно, при відпрацюванні віддалених нафтових родовищ в екстремальних кліматичних умовах. Технічний результат - підвищення ефективності експлуатації родовищ за рахунок максимально повної утилізації та використання попутного нафтового газу. Спосіб включає утилізацію попутного нафтового газу - ПНГ в місцях сепарації нафти шляхом багатоступінчастого низькотемпературної сепарації з поділом ПНГ на сухий отбензиненний газ - СОГ і сухий газовий конденсат ПНГ. Спосіб передбачає роздільну доставку СОГ і газового конденсату ПНГ трубопровідним транспортом до пунктів їх акумулювання, переробки і використання. При цьому доставку СОГ і газового конденсату ПНГ трубопровідним транспортом здійснюють до проміжних пунктах їх акумулювання, переробки та часткового використання. Ці пункти розміщують на відстанях, що не перевищують декількох десятків кілометрів від нафтопромислів. У проміжних пунктах проводять зрідження СОГ і вироблення з нього зрідженого природного газу - СПГ для постачання місцевим споживачам. Газовий конденсат ПНГ піддають більш газовий конденсат ПНГ акумулюють в роздільних резервуарних парках-сховищах. З цих сховищ автономними засобами транспорту, переважно повітряними суднами регіональної авіації, з допомогою контейнерів-цистерн або літаків-танкерів доставляють на регіональний газопереробний завод-комплекс. На цьому заводі з газового конденсату ПНГ виробляють автомобільне пропанобутановое паливо авіаційне сконденсированное паливо - АСКТ для споживачів регіонального рівня, а також сировину для споживачів нафтохімії інших регіонів у вигляді широкої фракції легких вуглеводнів - ШФЛУ, яку доставляють у інші регіони засобами міжрегіонального транспорту, наприклад, у вигляді середньомагістральних літаків-контейнеровозів і літаків-танкерів. 2 н. п. ф-ли, 3 іл.

Спосіб контролю за освоєнням родовища вуглеводнів

Винахід відноситься до галузі освоєння родовищ вуглеводнів і може бути використано для контролю за перетоками вуглеводнів з освоюваного родовища в вищерозміщені пласти-колектори. Технічний результат - скорочення часу виявлення можливих перетоків вуглеводнів з родовища у верхні пласти-колектори із-за порушення герметичності його покришки і заколонних просторів свердловин для прийняття заходів щодо їх ліквідації і запобігання можливих викидів на поверхню землі. За способом визначають геологічну будову середовища в районі родовища. Виявляють потенційні пласти-колектори в розрізі гірських порід вище родовища, напрямки їх підняття - повстання і просторової орієнтації систем субвертикальних тріщин. Споруджують експлуатаційні та спостережні свердловини з розкриттям останніми пластів-колекторів вище родовища. Проводять термобаричну дослідження в експлуатаційних свердловинах і визначають склад пластових флюїдів у всіх свердловинах. Фіксують розгерметизацію родовища за результатами даних досліджень. Спостережні свердловини споруджують поблизу від свердловин, призначених для контролю за герметичноспотенциальних пластів-колекторів вище родовища. У цих свердловинах визначають зміну термобаричних параметрів в інтервалах глибин залягання пластів-колекторів в режимі реального часу. 1 пр., 1 іл.
Up!