Способ измерения дебита нефтяных скважин на групповых замерных установках и устройство для его осуществления

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 измерительной технике, используемой в нефтедобывающей промышленности для замера и учета продукции нефтяных скважин.

При работе на групповых замерных установках, например, типа «Спутник» (ИСАКОВИЧ Р.Я., ЛОГИНОВ В.И., ПОПАДЬКО В.Е. Автоматизация производственных процессов нефтяной и газовой промышленности. М.: Недра, 1983, с. 314-323), продукция скважин по трубопроводам, подключенным к установке, поступает в переключатель скважин многоходовой (ПСМ). При помощи переключателя скважин многоходового ПСМ продукция одной из скважин направляется в сепарационную емкость, а продукция остальных скважин направляется в общий трубопровод.

Недостатком аналога является то, что установка измеряет дебит только одной из скважин путем поочередного подключения к средствам измерений, в то время как продукция других скважин, общее количество которых может достигать 25, по общему выходному коллектору поступает в общий (выходной) трубопровод без контроля их дебита. Измерение дебита одной скважины длится 4-24 часа, а период бесконтрольной работы может составлять до 10 суток и более, т.е. оперативность и надежность контроля дебита скважин очень низка, что не позволяет своевременно выявлять снижение дебита скважин и простои. Поэтому эта установка может применяться только для оперативного учета добываемой из скважин нефти, а для коммерческого учета сырой нефти, который в настоящее время стал очень актуальной проблемой, эта установка непригодна.

Известен способ замера дебита попутного газа в продукции нефтяной скважины на групповых замерных установках (а.с. СССР №276851, Е21B 47/10, 22.07.1970), включающий подачу газонефтяного потока в сепарационный трап, вытеснение жидкой фазы потока давлением попутного газа путем перекрытия клапана на газовой обвязке, при достижении жидкой фазой заданного уровня, измерение дебита попутного газа путем измерения времени вытеснения заданного объема жидкой фазы потока из сепарационного трапа.

Недостатком данного способа является недостаточная точность в определении величины количества газа, вычисляемой по формуле: D*Г*v=V/(R*T*ti), приведенной в описании. Это объясняется следующим образом: величина V - это объем, заключаемый между датчиками верхнего и нижнего уровней, a tj, в отличие от описания способа, включает не только время вытеснения указанного объема V жидкой фазы, но и время вытеснения добавочного объема жидкой фазы Vx, дополнительно к V, поступившей из скважины за время создания давления газовой фазы, необходимого для вытеснения после закрытия запорного клапана и за время вытеснения, поэтому вычисляемая величина количества газа будет всегда занижена относительно истинной.

Известен способ измерения дебита скважин, реализуемый устройством (патент РФ №2199662, Е21В 47/10, 27.02.2003), по которому в постоянном процессе сепарации нефтеводогазовую смесь из скважины разделяют на две фазы (продукты разделения): газовую и жидкую; затем, в постоянно повторяющемся цикле измерения, последовательно выполняют следующие операции: газовую фазу сбрасывают в общую линию, а жидкую фазу накапливают до достижения ею заданного уровня, вследствие чего перекрывают сброс газовой фазы и накапливают ее до создания заданного перепада давлений газовой фазы в газосепараторе и среды в общей линии, и, как следствие этого, затем сбрасывают жидкую фазу порцией заданной величины через продуктоотборник в общую линию, измеряют ее расход и открывают сброс газовой фазы.

Недостатками известного способа являются:

- измерение дебита только одной фазы смеси - жидкой, дебит же газовой фазы неизвестен;

- в конструкции не предусмотрена защита от резкого повышения давления газовой фазы в газосепараторе при поступлении из скважин газового «пузыря», это приводит к резкому росту перепада давлений газовой фазы в газосепараторе и среды в общей линии, что отрицательно сказывается на точности измерения счетчиком дебита фазы.

Известен способ измерения дебита нефтяных скважин (патент РФ №2386029, Е21В 47/10, 10.04.2010), который включает подачу продукции нефтяных скважин в сепаратор, разделение ее на жидкую и газовую фазы, сброс газовой фазы в сборной коллектор, накопление жидкой фазы в сепараторе, в процессе которого определяют ее объемный и массовый дебиты путем измерения времени заполнения объема полости измерения жидкой фазой и относительное содержание в ней воды и нефти по известным их плотностям, затем, по заполнении объема полости измерения, перекрытие сброса газовой фазы и, как следствие этого, вытеснение жидкой фазы давлением газовой фазы в сборной коллектор из полости измерения, в процессе которого определяют объемный и массовый дебиты газовой фазы измерением времени вытеснения жидкой фазы из объема полости измерения. Способ может использоваться, как для замера дебита одной скважины, так и группы скважин на сборном пункте «куста».

Недостатками известного способа при использовании его на групповых замерных установках являются:

- для измерения дебита каждой скважины требуется время адаптация перед началом измерения, подготовки и коррекции процесса, которое зависит от дебита скважины и, которое при этом колеблется в широких пределах;

- для каждой скважины в зависимости от ее дебита требуется свое время измерения;

- для замера малодебитных скважин требуется дополнительное время;

- для обеспечения оперативного контроля за разработкой и суточный добычей нефти не всегда выдерживается необходимое время измерения дебита скважин, которое в результате замера дебита скважин колеблется в широких диапазонах, что сказывается на достоверности полученных результатов;

- в связи с периодичностью замеров измеряют дебит только части продукции нефтяной скважины.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату к заявляемому изобретению является способ измерения дебита нефтяных скважин на групповых замерных установках (патент РФ №2552511, Е21В 47/10,10.06.2015), включающий подачу продукции нефтяных скважин в сепаратор, разделение ее на жидкую и газовую фазы, сброс газовой фазы в сборный коллектор, накопление жидкой фазы в сепараторе, в процессе которого определяют ее объемный и массовый дебиты путем измерения времени заполнения объема полости измерения жидкой фазой и относительное содержание в ней воды и нефти по известным их плотностям, затем, по заполнении объема полости измерения, перекрытие сброса газовой фазы и, как следствие этого, вытеснение жидкой фазы давлением газовой фазы в сборный коллектор из полости измерения, в процессе которого определяют объемный и массовый дебиты газовой фазы измерением времени вытеснения жидкой фазы из объема полости измерения, при этом измерение дебита нефтяных скважин, подключенных к групповой замерной установке (ГЗУ), производят посредством переключателя скважин одновременно у всех подключенных скважин без одной поочередно и последовательно и далее определяют результаты вычисления дебита каждой скважины по формулам:

Qi=QΣ-QΣ-i

Qi - дебит «i» скважины, подключенной к ГЗУ;

QΣ - суммарный дебит всех скважин, подключенных к ГЗУ;

QΣ-i - показания расходомера суммарного дебита без одной (i) скважины;

- измеренный поочередно без одной «i» скважины суммарный дебит скважин;

n - количество скважин, подключенных к ГЗУ.

Недостатком известного способа при использовании его на групповых замерных установках является то, что общий дебит группы скважин, подключенных к измерительной установке, определяют не прямым измерением, а косвенным путем решением математической матрицы с помощью измерительной установки, и при этом способе измерения каждая из группы скважин периодически выпадает из под контроля и проверки дебита.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату к заявляемому устройству, осуществляющему способ измерения дебита нефтяных скважин на групповых замерных установках, является устройство для измерения дебита нефтяных скважин на групповых установках (патент РФ №2196229, E21B 47/10, 10.01.2003), содержащее узел переключения скважин, измерительную установку и общий выходной трубопровод, вход измерительной установки соединен с общим выходным коллектором узла переключения скважин, а измерительный трубопровод узла переключения скважин соединен байпасным трубопроводом с общим выходным трубопроводом измерительной установки.

Недостатком известного устройства при использовании его на групповых замерных установках являются то, что:

для постоянного контроля за работой нефтегазодобывающих скважин, через измерение их дебита, необходимо производить периодическое измерение каждой из подключенных скважин к узлу переключения и контролировать работу этих скважин, и при периодическом таком измерении происходит износ оборудования устройства переключения, его сальниковых и уплотнительных элементов, что значительно снижает ресурс самого устройства и его межремонтного периода.

Задачей изобретения является повышение надежности замера дебита нефтяных скважин, подключенных к групповой замерной установке, и установление постоянного контроля по дебиту за всеми скважинами, подключенными к групповой замерной установке в режиме реального времени.

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.

Поставленная задача решается, а технический результат достигается способом измерения дебита нефтяных скважин на групповых замерных установках, включающим подачу продукции нефтяных скважин в сепаратор, разделение ее на жидкую и газовую фазы, сброс газовой фазы в сборный коллектор, накопление жидкой фазы в сепараторе, в процессе которого определяют ее объемный и массовый дебиты путем измерения времени заполнения объема полости измерения жидкой фазой и относительное содержание в ней воды и нефти по известным их плотностям, затем, по заполнении объема полости измерения, перекрытие сброса газовой фазы и, как следствие этого, вытеснение жидкой фазы давлением газовой фазы в сборной коллектор из полости измерения, в процессе которого определяют объемный и массовый дебиты газовой фазы измерением времени вытеснения жидкой фазы из объема полости измерения, при этом измерение дебита нефтяных скважин, подключенных к групповой замерной установке, производят посредством переключателя скважин одновременно у всех подключенных скважин без одной поочередно и последовательно, далее определяют результаты вычисления дебита каждой скважины по формулам:

Qi=QΣ-QΣ-i

Qi - дебит «i» скважины, подключенной ГЗУ;

QΣ - суммарный дебит всех скважин, подключенных к ГЗУ;

QΣ-i - показания расходомера суммарного дебита без одной (i) скважины;

- измеренный поочередно без одной «i» скважины суммарный дебит скважин;

n - количество скважин, подключенных к ГЗУ, согласно изобретению, полученный косвенным путем общий дебит группы скважин, подключенных к замерной установке, подтверждают и постоянно контролируют прямым измерением с установкой узла переключения на контрольный входной патрубок, и 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.

Поставленная задача решается, а технический результат достигается также тем, что по устройству для измерения дебита нефтяных скважин на групповых установках, содержащему 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, согласно изобретению, узел переключения скважин содержит контрольный входной патрубок, перекрывающий вход измерительного трубопровода узла переключения скважин с одновременным подключением всей группы скважин к измерительной установке.

Устройство, осуществляющее способ измерения дебита нефтяных скважин на групповых замерных установках, поясняется чертежом, на котором изображена принципиальная схема.

Устройство включает в себя узел переключения скважин 1 в измерительной трубопровод 2 для измерения дебита, общий выходной коллектор 3 которого соединен со входом измерительной установки 4, включающей в себя сепаратор, средства измерения объема (массы) нефти, содержания воды, давления, температуры и пр. (на чертеже не показаны), байпасным трубопроводом 5 с задвижкой 6, соединяющей измерительной трубопровод 2 узла переключения скважин 1 с общим выходным трубопроводом 7 измерительной установки 4. Ко входным патрубкам 8 узла переключения скважин 1 подключены подводящие коллекторы от скважин.

Узел переключения скважин 1 содержит контрольный входной патрубок 9, перекрывающий вход измерительного трубопровода 2 узла переключения скважин 1 с одновременным подключением всей группы скважин к измерительной установке 4.

Устройство работает следующим образом. Продукция из всех скважин по входным патрубкам 8 поступает в узел переключения скважин 1, из которого по выходному коллектору 3 попадает в измерительную установку 4, в которой происходит непрерывное измерение объема (массы) нефти (суммарной производительности) скважин, выбранной узлом переключения скважин 1, через измерительный трубопровод 2, задвижку 6 направляют по байпасному трубопроводу 5 в общий выходной трубопровод 7 на некоторое время измерения, определяемое соответствующими алгоритмами. При этом за время измерения определяется суммарный дебит (объем, масса) нефти всех скважин, подключенных к групповой замерной установке без первого входного патрубка 8, суммарный дебит (объем, масса) нефти всех скважин, подключенных к групповой замерной установке без второго входного патрубка 8, затем суммарный дебит (объем, масса) нефти всех скважин, подключенных к групповой замерной установке без третьего входного патрубка 8, и, таким образом, поочередно и последовательно, определяется суммарный дебит (объем, масса) нефти всех скважин, подключенных к групповой замерной установке без последнего входного патрубка 8, далее измерительная установка косвенным путем, решением математических уравнений, определяет общий суммарный дебит всех скважин, подключенных к групповой замерной установке, и каждой скважины в отдельности, а узел переключения скважин 1 выбирает контрольный входной патрубок 9, перекрывающий вход измерительного трубопровода 2 узла переключения скважин 1, и одновременно подключает всю группу скважин к измерительной установке 4 и через некоторое время измерения измерительная установка 4 выдает результаты измерения суммарного дебита (объема, массы) нефти всех скважин, подключенных к групповой замерной установке, в сравнении с результатом, полученным косвенным путем, решением математических уравнений. Разница между этими величинами не должна превышать величину погрешности средств измерений.

Пример конкретной реализации способа.

Ввиду того, что все скважины работают в основном стабильно, достаточно контролировать их работу по постоянному прямому измерению суммарного дебита (объема, массы) нефти всех скважин, подключенных к групповой замерной установке, при известных, измеренных дебитах каждой скважины из подключенных к групповой замерной установке. Отпадает необходимость с целью контроля по дебиту за работой скважин производить измерения дебита скважин всех без одной путем постоянного, поочередного, последовательного переключения узлом переключения скважин 1 перебирать для измерения дебита входные патрубки 8, что значительно сохраняет ресурсы оборудования, их узлов и сальниковых уплотнений. При остановке любой из скважин, что случается не так часто, изменится величина прямого измерения суммарного дебита (объема, массы) нефти всех скважин, подключенных к групповой замерной установке, и по величине изменения суммарного дебита (объема, массы) нефти всех скважин, замерная установка определяет сразу, какая из скважин остановилась, при известном дебите каждой из скважин, и узел переключения скважин 1 запускается в режим измерения всех скважин без одной с целью нахождения и подтверждения остановившейся скважины. При отключении любой скважины не изменяется ни режим работы скважины, ни режим работы измерительной установки 4, не возникают никакие погрешности ни за счет циклического измерения, ни за счет переходных процессов в трубопроводах, которые имеют место при измерении обычными групповыми установками. Поэтому общая погрешность измерения дебита за счет более частых, хоть и кратковременных измерений, уменьшается, повышается их надежность.

Использование изобретения на практике позволит получать замер дебита всей группы скважин, подключенных к групповой замерной установке, и каждой скважины в отдельности, т.е. контролировать по дебиту одновременно всю группу скважин и каждую в отдельности с одновременным повышением точности, качества и надежности замера дебита, с обеспечением достаточного времени для достоверного замера дебита каждой скважины.

1. Способ измерения дебита нефтяных скважин на групповых замерных установках, включающий подачу продукции нефтяных скважины в сепаратор, разделение ее на жидкую и газовую фазы, сброс газовой фазы в сборный коллектор, накопление жидкой фазы в сепараторе, в процессе которого определяют ее объемный и массовый дебиты путем измерения времени заполнения объема полости измерения жидкой фазой и относительное содержание в ней воды и нефти по известным их плотностям, затем, по заполнении объема полости измерения, перекрытие сброса газовой фазы и, как следствие этого, вытеснение жидкой фазы давлением газовой фазы в сборной коллектор из полости измерения, в процессе которого определяют объемный и массовой дебиты газовой фазы измерением времени вытеснения жидкой фазы из объема полости измерения, при этом измерение дебита нефтяных скважин, подключенных к групповой замерной установке, производят посредством переключателя скважин одновременно у всех подключенных скважин без одной поочередно и последовательно и далее определяют результаты вычисления дебита каждой скважины по формулам:

Qi=QΣ-QΣ-i

Qi - дебит «i» скважины, подключенной к ГЗУ;

QΣ - суммарный дебит всех скважин, подключенных к ГЗУ;

QΣ-i - показания расходомера суммарного дебита без одной (i) скважины;

- измеренный поочередно без одной «i» скважины суммарный дебит скважин;

n - количество скважин, подключенных к ГЗУ,

отличающийся тем, что полученный косвенным путем общий дебит группы скважин, подключенных к замерной установке, подтверждают и постоянно контролируют прямым измерением с установкой узла переключения на контрольный входной патрубок, и 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.

2. Устройство для измерения дебита нефтяных скважин на групповых установках, содержащее узел переключения скважин, измерительную установку и общий выходной трубопровод, при этом вход измерительной установки соединен с общим выходным коллектором узла переключения скважин, а измерительный трубопровод узла переключения скважин соединен байпасным трубопроводом с общим выходным трубопроводом измерительной установки, отличающееся тем, что узел переключения скважин содержит контрольный входной патрубок, перекрывающий вход измерительного трубопровода узла переключения скважин, с одновременным подключением всей группы скважин к измерительной установке.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области нефтегазовой промышленности и может быть использовано при разработке месторождений углеводородов. Технический результат - повышение эффективности разработки месторождений углеводородов.

Изобретение относится к области нефтедобычи и может быть использовано в измерительных установках для корректировки данных при определении дебита продукции нефтяных скважин.

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.

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.

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.
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.

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 гидродинамических исследований и может быть использовано при исследованиях действующих нефтяных и газовых скважин малой производительности. Техническим результатом является расширение диапазона измерений в сторону малых дебитов и повышение надежности модуля скважинного расходомера (дебитомера). Способ повышения нижнего порога чувствительности скважинного расходомера заключается в том, что увеличение скорости центрального потока происходит из-за уменьшения его сечения в динамическом конусе дополнительного потока в результате сложения нескольких потоков, по эффекту эжекции, одновременно поступающих по отдельным каналам конической формы с входных окон, расположенных на нескольких уровнях с целью увеличения их площадей без увеличения диаметра прибора, на единый измерительный канал. Причем первичное увеличение скорости каждого отдельного потока происходит еще при их прохождении по коническим каналам за счет непрерывности потока. Модуль скважинного расходомера для реализации способа имеет корпус со своими верхним и нижним переходами, гидравлический измерительный канал со своими входными и выходными окнами, первичный и вторичный преобразователи скорости потока в электрический сигнал и сквозной электрический канал для других модулей. Входные и выходные окна измерительного канала, расположенные соответственно выше и ниже этого канала, имеют несколько уровней, сложенных из воронкообразных конических поверхностей (усеченные конуса), являющихся разделителями и образующими соседних каналов, соединяющих каждый уровень с измерительным каналом раздельно. Причем усеченные конуса своими концами меньшего диаметра направлены в сторону измерительного канала и соосно вставлены друг в друга, образуя каскад эжекционных элементов. А их основания удалены друг от друга по осевой линии на определенные расстояния, образуя окна, и скреплены между собой переходниками верхнего и нижнего узлов прибора, а также и корпусом измерительного канала продольными ребрами жесткости, создавая единый и не имеющий конструктивных элементов корпус. 2 н.п. ф-лы, 2 ил.

Предлагаемое изобретение относится к скважинной добыче нефти, может быть использовано на всех предприятиях нефтедобывающей промышленности. Способ заключается в том, что в межтрубном пространстве скважины на устье скважины устанавливают стационарный датчик давления с регистрацией его показаний в постоянном режиме времени. Расчет объема выделенного из скважины попутного нефтяного газа за отчетный промежуток времени ведут по участкам непрерывного снижения давления в межтрубном пространстве в зоне датчика, причем до атмосферного давления, по формуле: где Vпотерь - объем потерь легких углеводородов в виде выпущенного в атмосферу из скважины попутного нефтяного газа за отчетный период времени;D - внутренний диаметр обсадной колонны, м;d - внешний диаметр колонны лифтовых труб (насосно-компрессорных труб - НКТ), м;Ндин - динамический уровень жидкости в межтрубном пространстве на время i-гo выпуска попутного нефтяного газа (ПНГ) в атмосферу, м;Руст - показание устьевого датчика давления в межтрубном пространстве (МП) в начальный момент процесса снижения межтрубного давления газа до атмосферного, Па;Рдин - давление ПНГ в зоне динамического уровня жидкости в начальный момент процесса снижения межтрубного давления газа до атмосферного, Па (определяется расчетным путем, например по формуле Лапласа-Бабинэ);Ратм - атмосферное давление, равное 1,013⋅105 Па;n - количество кратковременных снижений устьевого давления до атмосферного давления за отчетный период времени. 3 ил.

Изобретение относится к способам измерения обводненности скважинной нефти. Технический результат заключается в обеспечении более качественного расслоения скважинной продукции на нефть и воду без долговременной остановки работы глубинного насоса. Способ определения обводненности скважинной нефти заключается в фиксации скважинной продукции в емкости с постоянным сечением по ее высоте, выдержке скважинной продукции в емкости для обеспечения гравитационного разделения на нефть и воду и определении обводненности скважинной продукции по высоте водной части относительно всей высоты жидкости в емкости. Предварительно над глубинным скважинным насосом устанавливают обратный клапан. После остановки работы глубинного насоса из колонны лифтовых труб выпускают попутный нефтяной газ при снижении давления до атмосферного. Несколько раз замеряют статический уровень жидкости в колонне лифтовых труб до постоянства его величины и определяют объем жидкости в колонне лифтовых труб. Путем пуска глубинного насоса в работу скважинную продукцию известного объема из колонны лифтовых труб переводят в емкость на поверхности земли. Давление в трубопроводной линии путем штуцирования поддерживают на уровне величины, равной давлению на выкидной линии скважины при ее штатной эксплуатации. 1 ил.

Изобретение относится к газовой промышленности и может быть использовано при проведении газодинамических исследований (ГДИ) скважин на месторождениях с низкими фильтрационно-емкостными свойствами. Технический результат, достигаемый изобретением, - повышение эффективности проведения газодинамических исследований за счет снижения затрат рабочего времени на проведение исследования и повышения точности получаемых результатов. Способ ГДИ скважины для низкопроницаемых коллекторов заключается в измерении дебита Qi и забойного давления Pзi исследуемой скважины на n различных режимах в i-ые, где i=1, 2, 3, …n в произвольные временные интервалы τi, между i-м и начальным режимами исследований. Пластовое давление для исследуемой скважины определяют в произвольные моменты времени путем измерения пластового давления в ближайшей наблюдательной скважине, находящейся в зоне дренирования исследуемой скважины. 2 ил., 2 табл.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может применяться для исследования газогидродинамических процессов, происходящих в скважинах газоконденсатных месторождений. Техническим результатом является повышение точности и достоверности проводимых на стенде исследований. Предлагаемый стенд, включающий одну горизонтальную трубу в виде последовательно соединенных отдельных секций труб, насос, соединительные трубопроводы, запорные устройства, расходомеры, подъемные агрегаты, содержит дополнительно три горизонтальные трубы, выполненные в виде последовательно соединенных отдельных стальных секций труб, измерительные устройства, блок подачи газа. Барботер установлен на входе в одну из труб. Содержит проточный нагнетатель, вход которого подключен к блоку подачи газа, а выход - к барботеру, накопительную емкость, выход которой через насос соединен с барботером, сепаратор, вход которого соединен с выходом упомянутой трубы, выход для газа сообщен с проточным нагнетателем, а выход для жидкости - с входом накопительной емкости. Секции горизонтальных труб соединены между собой гибкими соединительными элементами. Все трубы имеют разный диаметр и установлены на подъемных агрегатах. 2 ил.

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.

Наверх