Установка для вимірювання дебіту нафтових і газових свердловин (варіанти)

 

Винахід відноситься до нафтової і газової промисловості і може бути використано для вимірювання дебіту продукції нафтових і газових свердловин в режимі реального часу.

Відома установка для вимірювання дебіту нафтових і газових свердловин, містить щонайменше одну систему для вимірювання витрат нафти, води і газу, гідравлічно пов'язану допомогою трубопроводів з вхідних лінією установки, з'єднаної з нафтовими свердловинами, і з виходом в колектор, виконану у вигляді відрізка трубопроводу з висхідним і низхідним сегментами з встановленими на його низхідному сегменті багатофазним кориолисовим витратоміром і щонайменше одним параметричним датчиком, а також трубопровідну та запірну арматуру («Вимірювання витрати багатофазного потоку при видобутку нафти і газу з використанням нового типу вимірювальної установки на базі коріолісового витратоміра». Журнал «Нафтопромислове обладнання», №3, 2013 рік, стор 105-107).

Недоліком відомої установки є недостатня точність вимірювання параметрів потоку через його неоднорідності, яка обумовлена тим, що на висхідному сегменті трубопроводу системи для вимірювання витрат нафти, води і газу досить леїт змішування цих фаз, даний процес є недостатнім для утворення гомогенної суміші.

Завданням, на вирішення якої спрямовано заявлений винахід, є підвищення точності вимірювання фазового витрати в режимі реального часу за рахунок забезпечення однорідності вимірюваного потоку газорідинної суміші.

Технічний результат за першим варіантом винаходу досягається тим, що в установці для вимірювання дебіту нафтових і газових свердловин, містить щонайменше одну систему для вимірювання витрат нафти, води і газу, гідравлічно пов'язану допомогою трубопроводів з вхідних лінією установки, з'єднаної з нафтовими свердловинами, і з виходом в колектор, виконану у вигляді відрізка трубопроводу з висхідним і низхідним сегментами з встановленими на його низхідному сегменті багатофазним кориолисовим витратоміром і щонайменше одним параметричним датчиком, а також трубопровідну та запірну арматуру, система для вимірювання витрат нафти, води і газу забезпечена змішувачем потоку, встановленим на її трубопроводі перед його низхідним ділянкою, виконаним у вигляді диспергатора або у вигляді ребер, встановлених на внутрішній поверхні трубопроводу.

Технічний результат�ажин, містить щонайменше одну систему для вимірювання витрат нафти, води і газу, гідравлічно пов'язану допомогою трубопроводів з вхідних лінією установки, з'єднаної з нафтовими свердловинами, і з виходом в колектор, виконану у вигляді відрізка трубопроводу з висхідним і низхідним сегментами з встановленими на його низхідному сегменті багатофазним кориолисовим витратоміром і щонайменше одним параметричним датчиком, а також трубопровідну та запірну арматуру, трубопровід, що з'єднує систему для вимірювання витрат нафти, води і газу з вхідних лінією установки на вході в систему для вимірювання витрат нафти, води і газу виконаний щонайменше з одним висхідним і одним низхідним сегментами, причому вхід в систему для вимірювання витрат нафти, води і газу пов'язаний з виходом з низхідного сегмента трубопроводу. Крім того, система для вимірювання витрат нафти, води і газу забезпечена встановленим на її трубопроводі перед його низхідним ділянкою змішувачем потоку, виконаним у вигляді диспергатора або у вигляді ребер, встановлених на внутрішній поверхні трубопроводу.

Крім того, обидва варіанти виконання винаходу передбачають можливу наявність в установці устющего роздільні виходи для рідини і газу, при цьому вихід для рідини пов'язаний з входом в систему для вимірювання витрат нафти, води і газу, а вихід для газу пов'язаний з виходом в колектор, причому на трубопроводі, що зв'язує вихід газу з виходом в колектор, встановлений витратомір газу. Також установка може містити багатоходової кран, встановлений на вхідній лінії установки і пов'язаний з нафтовими свердловинами, при цьому один з виходів многоходового крана пов'язаний з системою для вимірювання витрат нафти, води і газу, а другий вихід з виходом в колектор, або установка містить два пристрої для вимірювання витрат нафти, води і газу, пов'язаних з виходами многоходового крана.

Виконання трубопроводу, що з'єднує систему для вимірювання витрат нафти, води і газу з вхідних лінією установки на вході в систему для вимірювання витрат нафти, води і газу щонайменше з одним висхідним і одним низхідним сегментами, причому вхід в систему для вимірювання витрат нафти, води і газу пов'язаний з виходом з низхідного сегмента трубопроводу, що забезпечує рух потоку в чергуються напрямках, який через утворюються перепадів тиску сприяє розчиненню газу в рідкій фазі і відповідно утворення гомогенної Ѳремени, підвищуючи точність визначення дебіту по компонентів.

Постачання системи для вимірювання витрат нафти, води і газу змішувачем потоку, встановленим на її трубопроводі перед його низхідним ділянкою і виконаним у вигляді диспергатора або у вигляді ребер, встановлених на внутрішній поверхні основного трубопроводу, який забезпечує гомогенність вимірюваного потоку безпосередньо перед визначенням його фазового витрати за рахунок інтенсивного змішування фаз при русі потоку через серію створених на його шляху перешкод.

Наявність в установці пристрою для виділення з надходить з свердловин газорідинної суміші щонайменше частини газової фази, що має роздільні виходи для рідини та газу, при цьому вихід для рідини пов'язаний з входом в систему для вимірювання витрат нафти, води і газу, а вихід для газу пов'язаний з виходом в колектор, дозволяє провести попередню обробку надходить суміші перед виміром її фазового складу, що підвищує точність вимірювання особливо для сумішей з високим вмістом газу. Установка на трубопроводі, що зв'язує вихід газу з виходом в колектор, витратоміра газу дозволяє провести вимірювання об'ємної витрати виділеного газу.

Наявність мноого з виходів многоходового крана з системою для вимірювання витрат нафти, води і газу, а другого виходу з виходом в колектор дозволяє послідовно комутувати потоки суміші n-1 нафтових свердловин, вимірюючи їх загальний витрата, а потік однієї з свердловин без вимірювання направляти в колектор і на основі виміряних параметрів комутованих потоків обчислювати значення параметрів кожного з n потоків.

Наявність у встановленні двох систем для вимірювання витрат нафти, води і газу, пов'язаних з виходами многоходового крана, дозволяє комутувати потоки суміші n-1 нафтових свердловин і окремо вимірювати витрати комутованих та некоммутированних потоків, що підвищує точність визначення дебіту кожної із свердловин.

На фіг.1 показаний фрагмент установки вимірювання дебіту нафтових і газових свердловин по першому варіанту її виконання;

На фіг.2 показаний фрагмент установки вимірювання дебіту нафтових і газових свердловин схема другого варіанту її виконання;

На фіг.3 показаний змішувач у вигляді диспергатора - виносний елемент A на фіг.1 і 2;

На фіг.4 показаний змішувач у вигляді ребер на внутрішній поверхні трубопроводу - виносний елемент A на фіг.1 і 2;

На фіг.5 показана загальна схема установки вимірювання дебіту нафтових і газових свердловин;

На фіг.6 показана загальна схем�ти, води і газу.

Установка для вимірювання дебіту нафтових і газових свердловин містить систему 1 для вимірювання витрат нафти, води і газу, вхідний трубопровід 2 системи 1, вхідний трубопровід 3, гідравлічно пов'язаний з нафтовими свердловинами, засувку 4 на вході в установку, засувку 5 на її виході, вихідний вентиль 6, 7 вихід в колектор. Система 1 виконана у вигляді відрізка трубопроводу з висхідним і низхідним сегментами 8 і 9 з встановленими на його низхідному сегменті 9 багатофазним кориолисовим витратоміром 10 і щонайменше одним параметричним датчиком 11. Як параметричних датчиків можна використовувати датчики вимірювання перепаду тиску, та/або датчики температури, та/або датчики вологості, та/або датчики витрати газу або рідини.

Установка також містить байпасний трубопровід 12 і розташовану на ньому засувку 13.

Система 1 для вимірювання витрат нафти, води і газу за першим варіантом виконання установки для вимірювання дебіту нафтових і газових свердловин (фіг.1) забезпечена змішувачем 14 потоку, встановленим на її трубопроводі перед його низхідним сегментом 9. Змішувач 14 виконаний у вигляді диспергатора 15 (фіг.3). Змішувач 14 також може бути виконаний у вигляді ребер 16, установленнѰжин по другому варіанту її виконання (фіг.2) трубопровід 2 на вході в пристрій 1 для вимірювання витрат нафти, води і газу виконаний з послідовно розташованими щонайменше одним висхідним і одним низхідним сегментами 17 і 18, причому вхід в пристрій для вимірювання витрат нафти, води і газу (вхід у висхідний сегмент 8) пов'язаний з виходом з низхідного сегмента 18 трубопроводу. В даному варіанті виконання установки так само як передбачається наявність в системі 1 для вимірювання витрат нафти, води і газу перед її низхідним сегментом 9 змішувача 14 потоку, аналогічний першому варіанту виконання.

За обома варіантами здійснення винаходу установка може містити пристрій для виділення з надходить з свердловин газорідинної суміші (фіг.5) щонайменше частини газової фази, наприклад сепаратор 19, який має окремі виходи 20 та 21 для рідини та газу, при цьому вихід 20 для рідини пов'язаний з входом в систему 1 для вимірювання витрат нафти, води і газу, а вихід 21 для газу пов'язаний з виходом 7 в колектор. На трубопроводі, що зв'язує вихід 21 газу з виходом 7 в колектор, встановлений витратомір газу 22.

Вхідний трубопровід 2 системи 1 пов'язаний з кожної із свердловин через вхідний клапан 23, вхідний вентиль 24 і триходовий кран 25.

Подача газорідинної суміші від свердловин до вхідного трубжками 27. Пристрій містить також дренажний канал, пов'язаний з вхідним трубопроводом 2 через дренажні засувки 28 і 29, і додаткові датчики 30. Один з вихідних каналів многоходового крана, комутуючих потоки з n-1 свердловин, пов'язаний з системою 1 для вимірювання витрат нафти, води і газу. Другий вихід многоходового крана 26, який є виходом потоку однієї із свердловин, пов'язаний або з виходом 7 в колектор, або з входом у другу систему 1 для вимірювання витрат нафти, води і газу.

Пристрій працює наступним чином.

Відкривають засувки 4 і 5, вихідний вентиль 6. Засувку 13 закривають.

Відкривають вхідні клапани 23 і вхідні вентилі 24. Газорідинна суміш від n свердловин надходить у вхідний трубопровід 2 на вхід в систему 1 для вимірювання витрат нафти, води і газу. Перед входом в систему 1 у висхідному сегменті 17 трубопроводу 2 відбувається виділення газової фази з суміші, після чого в його низхідному сегменті 18, навпаки, відбувається розчинення газу в суміші. Перед вимірюванням у багатофазним кориолисовом витратомірі 10 потік повторно проходить висхідний ділянка 8 і спадний ділянка 9 системи 1. Багаторазове зміна руху потоку забезпечує перепад тиску, при якому весь газ растворяетсгенность потоку. Гомогенність суміші ще більш поліпшується за рахунок проходження газорідинної суміші перед входом в спадний ділянка 9 через змішувач 14 потоку.

В направленій вниз потоці суміші з датчиків 9, 10 і 11 знімають показання. Після закінчення вимірювань закривають засувки 4 і 5, відкривають засувку 12, і суміш проходить через байпасний трубопровід 12 в колектор 7.

Регулювання потоку, що направляється на вхід системи 1, проводиться відповідними перемиканнями триходових кранів 25 або многоходового крана 26.

Так, при використанні многоходового крана 26 потік на одному з його виходів підсумовується від n-1 свердловин і надходить на вхід однієї з систем 1, де відбувається вимірювання фазових витрат суміші. З іншого виходу потік з однієї залишився свердловини при наявності другої системи 1 для вимірювання витрат нафти, води і газу, що надходить на її вхід. В обох системах 1 датчиками 9, 10, 11 знімаються показання. Після закінчення вимірювань багатоходовим краном шляхом перемикання засувок 30 комутується потік з інших n-1 свердловин. Одночасно другий системою 1 проводиться вимірювання параметрів залишилася свердловини. Вимірювання повторюють до повного завершення n циклів вимірювань. З показань вимірювань першої сі�і, виміряними другою системою 1.

При відсутності другої системи 1 для вимірювання фазового витрати потоку свердловини, не комутованого в загальний потік (від n-1 свердловин), продукція цієї свердловини, минаючи систему 1, направляється в колектор 7. Значення параметрів кожної свердловини визначають з показань вимірювань системи 1, вимірює комутований потік від n-1 свердловин.

Винахід дозволяє значно підвищити точність вимірювання фазового витрати продукції нафтових і газових свердловин в режимі реального часу з використанням багатофазного коріолісового витратоміра шляхом забезпечення однорідності вимірюваного потоку газорідинної суміші.

1. Установка для вимірювання дебіту нафтових і газових свердловин, містить, щонайменше, одну систему для вимірювання витрат нафти, води і газу, гідравлічно пов'язану допомогою трубопроводів з вхідних лінією установки, з'єднаної з нафтовими свердловинами, і з виходом в колектор, виконану у вигляді відрізка трубопроводу з висхідним і низхідним сегментами з встановленими на його низхідному сегменті багатофазним кориолисовим витратоміром і, щонайменше, одним параметричним датчиком, а також трубопровідну та запірну арматуру, відрізняю�а, встановленим в її трубопроводі перед його низхідним сегментом.

2. Установка по п. 1, яка відрізняється тим, що пристрій для гомогенізації потоку виконано у вигляді диспергатора.

3. Установка по п. 1, яка відрізняється тим, що пристрій для гомогенізації потоку виконано у вигляді ребер, встановлених на внутрішній поверхні трубопроводу.

4. Установка по п. 1, яка відрізняється тим, що вона забезпечена пристроєм для виділення з надходить з свердловин газорідинної суміші, щонайменше, частини газової фази, які мають окремі виходи для рідини та газу, при цьому вихід для рідини пов'язаний з входом в систему для вимірювання витрат нафти, води і газу, а вихід для газу пов'язаний з виходом в колектор, причому на трубопроводі, що зв'язує вихід газу з виходом в колектор, встановлений витратомір газу.

5. Установка по п. 1, яка відрізняється тим, що вона містить багатоходової кран, встановлений на вхідній лінії установки і пов'язаний з нафтовими свердловинами, при цьому установка містить дві системи для вимірювання витрат нафти, води і газу, пов'язані з виходами многоходового крана.

6. Установка по п. 1, яка відрізняється тим, що вона містить багатоходової кран, встановлений на вхідній лінії установки і связа�ходів нафти, води і газу, а другий вихід - з виходом в колектор.

7. Установка для вимірювання дебіту нафтових і газових свердловин, містить щонайменше одну систему для вимірювання витрат нафти, води і газу, гідравлічно пов'язану допомогою трубопроводів з вхідних лінією установки, з'єднаної з нафтовими свердловинами, і з виходом в колектор, виконану у вигляді відрізка трубопроводу з висхідним і низхідним сегментами з встановленими на його низхідному сегменті багатофазним кориолисовим витратоміром і щонайменше одним параметричним датчиком, а також трубопровідну та запірну арматуру, яка відрізняється тим, що трубопровід, що з'єднує систему для вимірювання витрат нафти, води і газу з вхідних лінією установки, на вході в систему для вимірювання витрат нафти, води і газу виконаний з послідовно розташованими щонайменше з одним висхідним і одним низхідним сегментами, причому вхід в систему для вимірювання витрат нафти, води і газу пов'язаний з виходом з низхідного сегмента трубопроводу.

8. Установка по п. 7, відрізняється тим, що система для вимірювання витрат нафти, води і газу забезпечена пристроєм для гомогенізації потоку, розміщеним в її трубопроводі перед його нисход вигляді диспергатора.

10. Установка по п. 8, відрізняється тим, що пристрій для гомогенізації потоку виконано у вигляді ребер, встановлених на внутрішній поверхні трубопроводу.

11. Установка по п. 7 або 8, відрізняється тим, що вона забезпечена пристроєм для виділення з надходить з свердловин газорідинної суміші щонайменше частини газової фази, які мають окремі виходи для рідини та газу, при цьому вихід для рідини пов'язаний з входом в систему для вимірювання витрат нафти, води і газу, а вихід для газу пов'язаний з виходом в колектор, причому на трубопроводі, що зв'язує вихід газу з виходом в колектор, встановлений витратомір газу.

12. Установка по п. 7 або 8, відрізняється тим, що вона містить багатоходової кран, встановлений на вхідній лінії установки і пов'язаний з нафтовими свердловинами, при цьому один з виходів многоходового крана пов'язаний з системою для вимірювання витрат нафти, води і газу, а другий вихід - з виходом в колектор.

13. Установка по п. 7 або 8, відрізняється тим, що вона містить багатоходової кран, встановлений на вхідній лінії установки і пов'язаний з нафтовими свердловинами, при цьому установка містить дві системи для вимірювання витрат нафти, води і газу, пов'язані з виходами многоходово�

 

Схожі патенти:

Блок регулювання та обліку видобутку флюїду з многопластовой свердловини (варіанти)

Група винаходів відноситься до варіантів блоку регулювання та обліку видобутку флюїду з многопластовой свердловини. Блок по першому варіанту містить корпус, обмежений знизу стикувальним вузлом з каналами потоків пластових флюїдів і зверху стикувальним вузлом з встановленими на ньому регульованими клапанами в кількості, що дорівнює числу експлуатованих пластів свердловини. У корпусі розміщені зв'язані між собою стакани, які порожнистим торцем герметично сполучені з верхнім стикувальним вузлом, і циліндри, останні протилежним кінцем встановлені у відповідних каналах нижнього стикувального вузла, що утворюють міжтрубний простір і відокремлені поздовжні канали для потоків флюїду з відповідних пластів в гирлі свердловини. В склянках виконано перепускний сідло з радіальними каналами в стінці склянки по обидві сторони сідла. Радіальні канали нижче перепускного сідла виконані зі сторони торця склянки. Вище перепускного сідла встановлена запірна голка, виконана у вигляді золотника, на останньому розташований сальник, за допомогою якого запірна голка герметично переміщається в склянці від електроприводу, розміщеного в герметичній порожнині склянки і закріпленого в стиковочн�роприводи запірних голок забезпечені пристроями вимірювання лінійних переміщень запірної голки з датчиком Холу. В поздовжніх каналах циліндрів розташовані контрольно-вимірювальні прилади, функціонально пов'язані кабелем з блоком телеметрії та/або пунктом керування та електроживлення свердловини, розміщеним в стінці склянки, з можливістю передачі керуючих команд регулювальним клапанів та інформації про технологічні параметри флюїду в пластах свердловини через кабельний роз'єм. У другому варіанті блоку в склянці нижче перепускного сідла виконаний канал, аксіальний перепускного сідла, сообщающему повздовжній канал з межтрубним простором, а контрольно-вимірювальні прилади встановлені в стінці кожного циліндра і пов'язані кабелем в міжтрубному просторі. Технічний результат полягає в підвищенні надійності одночасно-роздільної експлуатації многопластових свердловин. 2 н. і 2 з.п. ф-ли, 2 іл.

Переносний вузол обліку видобутої свердловинної рідини

Винахід відноситься до області нафтовидобувної промисловості, зокрема до переносних повірочним установок для оперативного вимірювання маси рідини, обсягу вільного газу, температури, вмісту води в нафті, а також для контролю складу продукції свердловини. Переносний вузол обліку видобутої свердловинної рідини включає вертикально встановлений циліндричний корпус, виконаний ступінчастим і складовим - верхній і нижній, скріплені фланцевим з'єднанням. У верхній частині корпусу встановлений сепаруючий елемент гидроциклон, з каплеотбойником. Клапан-регулятор газу встановлений над каплеотбойником і повідомлений з випускним патрубком газу. Впускний патрубок газу повідомлений з газової лінією з підключеними вимірювальними приладами - датчиком тиску, манометром і массомером. Впускний рідинний патрубок повідомлений тангенціально з гидроциклоном. Випускна рідинна лінія забезпечена массомером, вологоміром і пробовідбірниками, один з яких з ручним управлінням. Датчик температури, блок збору і зберігання інформації електрично пов'язані з вимірювальними приладами. Днищі нижнього корпусу забезпечено патрубком з запірною арматурою. Клапан-регулятор газу працює на закритий�нтрически і з зазором всередині нижнього корпусу. В стінках гільзи на рівні підстави кришки виконані бічні вікна, повідомляють порожнину гідроциклона з порожниною нижнього корпусу. Кожна з випускних ліній газу і рідини в зоні повідомлення з загальним колектором обладнані зворотними клапанами. 3 з.п. ф-ли, 4 іл.

Спосіб вимірювання дебіту нафтових свердловин на групових замірних установках

Винахід відноситься до вимірювальної техніки, використовуваної в нафтовидобувній промисловості для виміру та обліку продукції нафтових свердловин. Технічний результат: підвищення точності і якості виміру дебіту нафтових свердловин, підключених до групової замерной установці за рахунок ефективності сумарного і почергового виміру дебіту кожної свердловини, а також забезпечення достатнього часу для достовірного виміру дебіту кожної свердловини. Вимірювання дебіту нафтових свердловин, підключених до групової замерной установці, виробляють за допомогою перемикача свердловин одночасно у всіх підключених свердловин без одного по черзі, послідовно, далі визначають результати обчислення дебіту кожної свердловини за формулами: , Qi - дебіт «i» свердловини, підключеної до групової замерной установці; Q∑ - сумарний дебіт всіх свердловин, підключених до групової замерной установці; Q∑-i - свідчення витратоміра сумарного дебіту без одного (i) свердловини; ∑ 1 n Q ∑ − i - виміряний по черзі без одного «i» свердловини сумарний дебіт свердловин; n - кількість свердловин, підключених до групової замерной установці.

Пристрій для вимірювання дебіту продукції нафтогазовидобувних свердловин

Винахід відноситься до галузі видобутку нафти і до вимірювальної техніки і може бути використано для вимірювання дебіту продукції нафтогазовидобувних свердловин. Технічний результат полягає в спрощенні конструкції, можливості вимірювання надзвичайно малих дебітів не тільки рідини, але і газу. Пристрій містить вхідний трубопровід, сепаратор з поплавцем, газовий трубопровід, на якому встановлено лічильник газу і двопозиційний пневмоуправляемий клапан, обладнаний фіксаторами положення та мембранної камерою. Рідинний трубопровід, обладнаний лічильником рідини і таким же клапаном. Надмембранние (мінусові) порожнини камер обох клапанів пневматично пов'язані з газовим стояком. До верхньої порожнини сепаратора пневматично підключають вхідний канал перемикаючого пристрою, що має три вихідних каналу. Один вихідний канал цього пристрою пневматично підключають до подмембранной порожнини камери клапана на газовому трубопроводі. Другий вихідний канал пневматично підключають до подмембранной порожнини камери клапана на рідинному трубопроводі. Третій вихідний канал пневматично підключають до газового стояка на вихідному трубопроводі. 1 іл.

Спосіб визначення об'єму рідини витрачається

Винахід відноситься до області нафтогазовидобувної промисловості і призначене для автоматичного визначення обсягів закачуваних в свердловину по напірній магістралі бурових і тампонажних рідин. Спосіб визначення об'єму рідини витрачається при перекачуванні з тампонажної ємності в нагнітальну лінію насоса включає вимірювання числа обертів привідного вала насоса. При цьому з моменту початку перекачування рідини в нагнітальну лінію додатково в тампонажної ємності вимірюють падіння її рівня в діапазоні, достатньому для обчислення коефіцієнта перетворення числа обертів привідного вала насоса в обсяг витраченої рідини. Поточне значення обсягу витраченої рідини визначають в залежності від площі поверхні рідини в ємності, падіння рівня рідини в ємності, коефіцієнта перетворення числа обертів привідного вала насоса в обсяг витраченої рідини, частоти обертання приводного вала насоса, виміряного від моменту припинення вимірювання падіння рівня рідини. Технічний результат полягає в підвищенні точності, спрощення та автоматизації процесу визначення обсягів закачуваних в свердловину бурових і тампонажних рідин. 1 іл.

Спосіб вимірювання мультифазного флюїду в свердловині

Винахід відноситься до видобутку свердловинного флюїду, зокрема до способу вимірювання мультифазного потоку флюїду з використанням витратоміра. Технічним результатом є підвищення точності вимірювання мультифазного потоку флюїду. Спосіб включає визначення багатофазного потоку у витратомірі шляхом вимірювання тиску флюїду у витратомірі і використання вимірюваного тиску для розрахунку густини потоку. Загальний витрата через витратомір визначається на основі розрахованої щільності і PVT аналізу флюїду. Скоригований загальний масовий витрата обчислюється з використанням методики корекції на ковзання рідина/газ. Значення витрати також коригуються з урахуванням коефіцієнта витрати при витіканні, що змінюється із змінами числа Рейнольдса для флюїду. Газова і нафтова фракції можуть бути визначені за скоригованим загальному масового витраті і величиною газовій фракції. 2 н. і 14 з.п. ф-ли, 4 іл., 1 табл.

Спосіб виявлення газонасичених пластів у свердловинах

Винахід відноситься до галузі геофізики і може бути використане при контролі за розробкою родовищ вуглеводнів. Технічним результатом є спрощення технічної реалізації способу за рахунок виключення необхідності проведення в геофізичних дослідженнях каротажних вимірювань. Спосіб полягає у вимірах амплітудних значень геофізичного параметра вздовж осі обсадженій колони свердловини і глибини Н, на якій виявляються максимальні амплітудні значення вимірюваного параметра, за яким визначають глибину залягання газонасищенного пласта. У свердловині під дією перепаду між пластовим і устьевим тискам організовують потік газу відомої швидкості V і вимірюють тимчасовий розподіл амплітудних значень вологості газу в цьому потоці, а глибину залягання газонасищенного пласта в свердловині визначають за формулою H=V·t, де t - час появи максимуму на тимчасовому розподілі амплітудних значень вологості. 1 з.п. ф-ли, 2 іл.

Спосіб вимірювання дебіту продукції нафтових свердловин і пристрій для його здійснення

Винахід відноситься до техніки, використовуваної в нафтовидобувній промисловості і призначене для виміру та обліку продукції нафтових свердловин. Технічний результат спрямований на підвищення якості та ефективності виміру дебіту продукції нафтових свердловин. Спосіб, в якому продукції нафтових свердловин у вигляді нефтеводогазовой суміші виділяють чисту воду системою сифонів за рахунок створення гідравлічного затвора для проходження нафти і емульсії. Накопичують пройшли через гідравлічний затвор нафти і емульсії, перемиканням і створенням гідравлічного затвора для проходження чистої води, для подальшої ідентифікації щільності і вимірювання об'ємним витратоміром. При накопиченні до відповідного рівня рідини створюють гідравлічний затвор для проходження газу. Під дією зростаючого тиску газу, з відкриттям комбінованого регулятора витрати виробляють видавлювання рідини з відстійників. З падінням рівня рідини у відстійниках гідравлічний затвор ліквідують, і починається прохід газу через комбінований витратомір, комбінований регулятор витрати. Заміряють тиск і температуру під час скидання його в загальний колектор. Заміряють об'ємний ра�Розраховують параметри процесу вимірювання дебіту нафтових свердловин і при цьому забезпечують підбором перерізу в трубопроводах гідрозатворів співвідношення швидкостей потоку рідини або газу зі швидкістю спливання бульбашок нафти і емульсії у воді або газу в рідині. Пристрій, в якому газова лінія містить газовий витратомір і газовий регулятор витрати. Газосепаратор в нижній частині пов'язаний із загальним колектором комбінованим витратоміром, комбінованим регулятором витрати і щільності через буферну ємність, яка з'єднана з розділювальною ємністю газовим трубопроводом і рідинним трубопроводом. Розділова ємність і буферна ємність, сполучені газовим трубопроводом, утворюють прямий і опозитний сифон, а сполучені рідинним трубопроводом - опозитний сифон. Буферна ємність пов'язана із загальним колектором вимірювальної лінією. Розділова ємність пов'язана з основною газової лінією газовим трубопроводом, а з газосепаратором через вертикальний відстійник, вертикальний трубопровід і трубопроводи, що утворюють два прямих сифона і два опозитних сифона. Між зоною вертикального відстійника і вертикального трубопроводу в газосепараторе встановлені перегородки. Мікропроцесор з'єднаний з газовим витратоміром, газовим регулятором витрати, комбінованим витратоміром, комбінованим регулятором витрати і щільності. 2 н. п. ф-ли, 1 іл.

Спосіб визначення працюючих інтервалів пласту в горизонтальних свердловинах

Винахід відноситься до нафтовидобутку, а саме до технологій промислово-геофізичних досліджень видобувних експлуатаційних свердловин. Технічний результат, спрямований на підвищення точності визначення працюючих інтервалів пласту в горизонтальних свердловинах. Спосіб полягає в одночасному вимірюванні температури і тиску на кількох глибинах. При цьому вимірювання проводять безпосередньо після запуску свердловини до настання стабілізації температури в стовбурі свердловини, протягом періоду часу t, визначається за формулою: t < V Q = π R 2 L Q , діб, де V - об'єм горизонтального ділянки стовбура в межах продуктивної товщі, м3; L - довжина горизонтальної ділянки стовбура в межах продуктивної товщі, м; R - радіус ствола, м; Q - дебіт свердловини, м3/добу. 1 іл.

Спосіб визначення герметичності підземних сховищ газу з водонапірним режимом експлуатації

Винахід відноситься до газодобувної промисловості. Технічним результатом є спрощення контролю герметичності, що призводить до підвищення надійності і безпеки експлуатації ПСГ, створених у водоносних пластах. У пропонованому способі здійснюють циклічний вплив на пласт, при якому кожен цикл включає закачування газу в пласт з подальшим відбором газу. Вплив на пласт здійснюють, щонайменше, протягом 10 циклів. В кожному циклі періодично одночасно вимірюють поточний пластовий тиск у газовій ( P t ф ) і водоносної ( P t ф в ) зоні сховища, а також обсяг відбору (або закачування) газу, потім з урахуванням вимірюваних параметрів визначають розрахунковий тиск в ПСГ ( P t P ) для режиму експлуатації сховища без витоків газу і для режиму експлуатації сховища з витоками газу. Потім визначають функцію (F), як середньоарифметичне значення відхилень ( P t P ) від ( P t ф ) , отриманих при кожному i-му вимірі, для режиму експлуатації сховища без витоків газу і функцію (Fy) для режиму експлуатації сховища з витоками газу і при виконанні нерівності Fy<F роблять висновок про наявність витоків газу у сховище. 1 табл.
Up!