Установка для раздельного измерения дебита нефтяных скважин по нефти, газу и воде

Авторы патента:

E21B47/10 - определение места оттока, притока или колебаний жидкости

Владельцы патента RU 2629787:

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" (RU)

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.

Известна установка для измерения дебита нефтяных скважин по нефти, газу и воде, включающая сепаратор в виде цилиндрического сосуда с циклонной и отстойной секциями, разделенными между собой перегородками, размещенные в отстойной секции два уровнемера, установленный на входе в циклонную секцию циклон, измерительные линии газа и жидкости с размещенными в них расходомерами, датчиками давления и температуры и трубопроводной обвязкой аппаратурный блок (см. SU пат. №1553661, Е21В 47/10, 1989).

Недостатком известной установки является недостоверность измерений из-за отсутствия разделения нефтеводогазовой смеси (НВГС) на три фазы -нефть, газ и воду, больших межфазных слоев между газом и нефтью и между нефтью и водой в сепараторе после разделения и циклический режим работы. В результате чего в измерительной линии (ИЛ) жидкости наблюдается неравномерный поток: сначала вода, потом нефть с водой, потом нефть с остаточным газом. Кроме того, известная установка не является мобильной, и ее перебазирование от одной скважины к другой является операцией с повышенными трудозатратами, а также работа установки зависит от погодных условий.

Прототипом является установка для измерения дебита нефтяных скважин по нефти, газу и воде (RU пат. №2307930, E21B 47/10, 2007 г.), которая содержит горизонтальный сепаратор в виде цилиндрического сосуда с предварительной отстойной для отделения воды и выходной секциями для отделенной нефти, разделенными между собой перегородками, между предварительной и отстойной секциями перегородка выполнена в виде вертикальных трубочек, между отстойной и выходной секциями перегородка выполнена в виде переливной стенки. В отстойной секции размещены два уровнемера, предварительная секция снабжена циклоном и узлом подогрева жидкости, а в выходной секции размещен уровнемер. После разделения в сепараторе газ направляется в струйный каплеотбойник с измерителем перепада давления на нем и ИЛ газа, сброшенная вода направляется в ИЛ воды, а отделенная нефть - в ИЛ нефти. ИЛ газа снабжена прибором для измерения капель жидкости, массовым расходомером, датчиком давления, пробоотборником, регулирующим клапаном и компрессором. ИЛ воды и ИЛ нефти снабжены датчиками давления и температуры, турбинным расходомером, пробоотборником, плотномером, влагомером, регулирующим клапаном. На выходе ИЛ воды и ИЛ нефти объединяются в выходной трубопровод, на котором установлен насосный агрегат, далее нефтеводяной поток и газовый поток после ИЛ газа смешиваются в инжекторе и НГВС поступает в общий коллектор. Установка снабжена двумя полуприцепами, на одном из полуприцепов размещен сепаратор, ИЛ, трубопроводная обвязка и аппаратурный блок, а на другом - выходной трубопровод, насосный агрегат, инжектор, компрессор и электросиловое оборудование.

Главным недостатком прототипа является то, что установка работает в циклическом режиме, который является вредным как с геологической точки зрения, так как снижается дебит скважины, отрицательно влияя на пласт и установившийся режим работы скважин, так и с технологической точки зрения, так как из-за снижения давления до атмосферного весь комплекс будет «забит» пеной и ни сепарации НВГС, ни эксплуатации данная установка не обеспечит.

Задачами патентуемой установки являются: повышение степени разделения НГВС на три фазы - газ, нефть и воду, исключение влияния работы установки на изменение дебита скважины, расширение функциональных возможностей, обеспечение мобильности установки.

Поставленные задачи достигаются тем, что установка для раздельного измерения дебита нефтяных скважин по нефти, газу и воде, размещенная на полуприцепах, на которых установлены сепаратор, измерительные линии, трубопроводная обвязка и аппаратурный блок, насосный агрегат, инжектор, компрессор, выходной трубопровод и электросиловое оборудование, снабженная горизонтальным сепаратором в виде цилиндрического сосуда с циклонной, отстойной и выходной секциями, с перегородкой между циклонной и отстойной секциями, выполненной в виде горизонтальных трубок, параллельных оси сепаратора, и перегородкой между отстойной и выходной секциями в виде переливной стенки, с размещенными на входе в циклонную секцию подводом для подачи реагента и гидроциклоном с двумя тангенциальными вводами, а по оси сепаратора узлом подогрева жидкости, снабженная в отстойной секции двумя уровнемерами и в нижней части выходом в ИЛ воды, а в выходной секции сигнализаторами предельных уровней и уровнемером, а в нижней части выходом в ИЛ нефти, с размещенным на выходе из сепаратора в ИЛ газа каплеотбойником, а в измерительных линиях воды и нефти турбинным расходомером, датчиками давления, температуры, влагомером, регулирующим клапаном, ручным и автоматическим пробоотборниками, обвязкой для подключения установки определения содержания свободного газа, а в измерительных линиях газа датчиком давления, прибором для измерения капель жидкости, массовым расходомером, регулирующим клапаном, с размещенными на выходе измерительных линий воды, нефти и газа насосным агрегатом и компрессором, согласно предлагаемому изобретению установка работает в непрерывном режиме при давлении в сепараторе как на устье скважины и размещена на одной автомобильной платформе, снабжена на входе в установку вводом для подачи деэмульгатора и мультифазным насосом, а на входе в сепаратор выносным гидроциклоном с одним вводом и внутренним циклоном, в предварительной секции размещен лоток для слива жидкости после циклона, в отстойной секции размещен межфазный уровнемер, перегородка между предварительной и отстойной секциями дополнена пакетом вертикальных трубок, на измерительных линиях воды, нефти, газа установлены массомеры, на измерительных линиях воды и нефти добавлены насосы с частотным приводом, на измерительной линии нефти добавлен газоотделитель, на измерительной линии газа добавлен каплеуловитель щелевого типа.

Кроме того, в сепараторе размещено сливное устройство в виде наклонной полки, препятствующее образованию пены и позволяющее максимально использовать объем сепаратора

Кроме того, переливная перегородка выполнена с возможностью регулирования по высоте межфазного уровня с помощью межфазного уровнемера.

Кроме того, перегородка между предварительной и отстойной секциями выполнена из пакетов вертикальных и горизонтальных трубок, причем материал трубок из фторопласта.

Кроме того, на входе в сепаратор установлен мультифазный насос, обеспечивающий непрерывное поступление нефтегазоводяной смеси в сепаратор и поддерживающий установившийся дебит скважины.

Кроме того, регулирование частоты насоса по измерительной линии нефти автоматически путем поддержания уровня в нефтяной секции сепаратора.

Кроме того, регулирование частоты насоса по измерительной линии воды автоматически путем поддержания межфазного уровня в отстойной секции сепаратора.

Кроме того, регулирование подачи мультифазного насоса происходит автоматически по разности давлений между входом и выходом установки.

Патентуемая установка иллюстрируется на представленном чертеже.

Установка для раздельного измерения дебита нефтяных скважин по нефти, газу и воде включает: сепаратор 1, выполненный в виде цилиндрического сосуда, разделенного на предварительную секцию 2, отстойную секцию 3 и нефтяную секцию 4; реагентное хозяйство, состоящее из емкости 5 с уровнемером 6, насос-дозатор 7 с частотным регулированием для подачи деэмульгатора; мультифазный насос 8 с частотным регулированием; гидроциклон 9 с внутренним циклоном 10; измерительную линию газа 11 с каплеуловителем 12, расходомером 13, датчиками давления 14 и температуры 15, автоматическим 16 и ручным 17 пробоотборниками, регулятором давления 18; измерительную линию нефти 19 с газоотделителем 20, фильтром 21, датчиком перепада давления 22, насосом 23 с частотным регулированием, массомером 24, датчиками давления 25 и температуры 26, автоматическим 27 и ручным 28 пробоотборниками, влагомером 29, регулятором расхода 30; измерительную линию воды 31 с фильтром 32, датчиком перепада давления 33, насосом 34 с частотным регулированием, массомером 35, датчиками давления 36 и температуры 37, автоматическим 38 и ручным 39 пробоотборниками, влагомером 40, регулятором расхода 41. Между предварительной и отстойной секциями размещена перегородка 42, выполненная в виде пакета из вертикальных трубок и пакета из горизонтальных трубок по всему сечению сепаратора. Между отстойной и нефтяной секциями размещена сплошная перегородка 43 в виде переливной стенки. На входе и выходе установки установлены датчики давления 44, 45. Перед входом в гидроциклон установлены датчик давления 46 и температуры 47. После гидроциклона в сепараторе размещена наклонная полка 48. Отстойная секция снабжена уровнемером 49 межфазного уровня и сигнализатором 50 предельного верхнего уровня. Нефтяная секция снабжена уровнемером 51 верхнего и нижнего предельных уровней. На выходе установки размещены отводы 52 и 53 для подсоединения поверочной установки или другой измерительной установки.

Установка работает следующим образом. После подключения нефтяной скважины на измерение включается мультифазный насос 8, обеспечивающий необходимый перепад давления, подается предварительно рассчитанное количество деэмульгатора с помощью насоса- дозатора 7, поток НГВС поступает в гидроциклон 9, где за счет дополнительного циклона 10 обеспечивается почти полное отделение газа, далее поток поступает в предварительную секцию 2 сепаратора 1 и за счет перегородки 42 из пакетов вертикальных и горизонтальных трубок происходит значительное отделение воды, в отстойной секции 3 нефтеводяная смесь накапливается по мере поступления НГВС в сепаратор и происходит окончательное отделение воды, после достижения верха стенки переливной перегородки 43 между отстойной и нефтяной секциями нефть перетекает в нефтяную секцию 4. После достижения установленного межфазного уровня, измеряемого уровнемером 49 в отстойной секции за счет непрерывного поступления в сепаратор нефтеводяной смеси, нефть постоянно переливается через перегородку 43, при этом постоянно во время измерения открыты выходы в ИЛ газа 11, ИЛ нефти 19 и ИЛ воды 31. Капли жидкости, уносимые газом с помощью каплеуловителя 12, возвращаются в нефтяную секцию. Объемный расход газа измеряется с помощью расходомера 13, при этом измеряются температура и давление газа с помощью датчиков 14 и 15. Производится в течение времени измерения отбор пробы газа с помощью автоматического 16 или ручного 17 пробоотборников, а с помощью регулятора давления 18 поддерживается перепад давления в сепараторе. Пузырьки газа, попадающие в ИЛ нефти, с помощью газоотделителя 20 уносятся в сепаратор. Расход жидкости по ИЛ нефти измеряется с помощью массомера 24, при этом с помощью датчиков 25 и 26 измеряются давление и температура жидкости, с помощью влагомера 29 - содержание воды в нефтеводяной смеси. Отбор пробы производится с помощью автоматического 27 и ручного 28 пробоотборников. Регулирование расхода по ИЛ нефти осуществляется с помощью насоса 23 с частотным регулированием, регулятора расхода 30, уровнемера 51 с целью поддержания постоянного уровня в нефтяной секции. Расход жидкости по ИЛ воды измеряется с помощью массомера 35, при этом с помощью датчиков 36 и 37 измеряются давление и температура жидкости, с помощью влагомера 40 - содержание воды в водонефтяной смеси. Отбор пробы производится с помощью автоматического 38 и ручного 39 пробоотборников. Регулирование расхода по ИЛ воды осуществляется с помощью насоса 34 с частотным регулированием, регулятора расхода 41, межфазного уровнемера 49 с целью поддержания постоянного межфазного уровня в отстойной секции. Регулирование перепада давления между входом и выходом установки осуществляется с помощью мультифазного насоса 8 и датчиков давления 44 и 45.

Указанные задачи и технический результат достигаются тем, что обеспечивается не циклическая, а непрерывная сепарация НГВС на нефть, газ и воду; не нарушается установившийся режим работы скважины, исключается влияние на работу пласта, обеспечивается непрерывное измерение массы нефти, воды и объема газа, а также других технологических параметров, то есть исключается влияние переходных процессов на показания средств измерений.

А также тем, что в сепараторе размещено сливное устройство в виде наклонной полки, которое препятствует образованию пены и позволяет максимально использовать объем сепаратора, что способствует увеличению производительности работы сепаратора по жидкости и увеличению времени отстоя.

А также тем, что переливная перегородка снабжена возможностью регулирования по высоте, что дает возможность производить раздельное измерение по нефти и воде малообводненных и высокообводненных скважин.

А также тем, что перегородка между предварительной и отстойной секциями выполнена из пакетов вертикальных и горизонтальных трубок, причем материал трубок из фторопласта, что в совокупности увеличивает отделение воды от нефтеводяной смеси.

А также тем, что регулирование по высоте переливной перегородки осуществляется автоматически по высоте межфазного уровня, измеряемого с помощью межфазного уровнемера.

А также тем, что на входе в сепаратор установлен мультифазный насос, который обеспечивает непрерывное поступление НГВС в сепаратор и поддерживает установившийся дебит скважины.

А также тем, что регулирование частоты насоса по ИЛ нефти выполняется автоматически путем поддержания уровня в нефтяной секции сепаратора.

А также тем, что регулирование частоты насоса по ИЛ воды выполняется автоматически путем поддержания межфазного уровня в отстойной секции сепаратора.

А также тем, что регулирование подачи мультифазного насоса выполняется автоматически по разности давлений между входом и выходом установки.

1. Установка для измерения дебита нефтяных скважин по нефти, газу и воде, включающая сепаратор в виде горизонтального цилиндрического сосуда с предварительной циклонной, отстойной и выходной секциями, разделенными между собой перегородками, установленный на входе в циклонную секцию 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, а измерительная линия жидкости выполнена в виде измерительной линии воды и нефти и газа, объединяющихся на выходе в выходной трубопровод нефтегазовой смеси, отличающаяся тем, что установка выполнена с возможностью работы в непрерывном режиме при давлении в сепараторе как на устье скважины, 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 и внутренним циклоном 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, нефти, газа установлены массомеры, на измерительных линиях воды и нефти добавлены насосы с частотным приводом, на измерительной линии нефти добавлен газоотделитель, на измерительной линии газа добавлен каплеуловитель щелевого типа.

2. Установка по п. 1, отличающаяся тем, что переливная стенка между отстойной и выходной секциями выполнена с возможностью регулирования по высоте межфазного уровня.

3. Установка по п. 1, отличающаяся тем, что перегородка между циклонной и отстойной секциями выполнена из пакетов вертикальных и горизонтальных трубок из фторопласта.

4. Установка по п. 1, отличающаяся тем, что регулирование частоты насоса по измерительной линии нефти происходит автоматически путем поддержания уровня в выходной секции сепаратора.

5. Установка по п. 1, отличающаяся тем, что регулирование частоты насоса по измерительной линии воды происходит автоматически путем поддержания межфазного уровня в отстойной секции.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способу оперативного раздельного учета продукции двухпластового эксплуатационного объекта.

Способ определения доли свободного и растворённого газа в сырой нефти на замерных установках // 2625130

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.

Способ определения обводненности нефтеводяной смеси, добываемой из нефтяной скважины // 2623389

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.

Способ измерения дебита нефтяных скважин на групповых замерных установках и устройство для его осуществления // 2622068

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 разработки залежей углеводородов // 2621248

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

Способ определения доли пластовой воды в продукции нефтяных скважин // 2620702

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

Способ эксплуатации газоконденсатной скважины // 2620137

Изобретение относится к способам эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин и может быть использовано для сокращения потерь ретроградного конденсата и предотвращения аккумулирования жидкости в стволе скважины.

Способ поиска проблемных скважин нефтяной залежи для проведения в них стимуляции методами опз или грп // 2620100

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.

Способ оперативного контроля выноса воды и песка с добываемым продуктом из скважины в асу тп газопромысловых объектов нефтегазоконденсатных месторождений крайнего севера // 2619602

Изобретение относится к области добычи природного газа и, в частности, к оперативному контролю выноса воды и песка из скважины в автоматизированной системе управления технологическими процессами (АСУ ТП) нефтегазоконденсатных месторождений Крайнего Севера.

Способ использования индикаторов с контролируемым высвобождением // 2618796

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.

Способ определения пластового давления метана и сорбционных параметров угольного пласта // 2630343

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.

Способ повышения нижнего порога чувствительности скважинного расходомера (дебитомера) и модуль скважинного расходомера // 2631453

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.

Способ определения размера потерь углеводородов на скважинах // 2632797

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.

Способ определения обводненности скважинной нефти // 2637672

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.

Способ газодинамического исследования скважины для низкопроницаемых коллекторов // 2641145

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.

Стенд для моделирования процессов течения наклонно-направленных газожидкостных потоков // 2641337

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.

Способ исследования горизонтальных скважин // 2642694

Предлагаемое изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано для исследования горизонтальных скважин и выполнения в них водоизоляционных и ремонтно-исправительных работ. Способ включает спуск скважинного прибора (СП) с помощью колтюбинговой трубы в скважину. Измерение скважинных параметров, определение зон водопритока и водопоглощающих интервалов. Подключение колтюбинговой трубы на поверхности к насосу для подачи рабочей среды в скважину, при этом перед спуском в скважину в стенке колтюбинговой трубы ниже размещения СП вырезают технологические отверстия для обеспечения закачки или откачки рабочей среды на забой скважины, а измерение скважинных параметров производят сначала в режиме репрессии - закачки, например, пластовой воды по колтюбинговой трубе в скважину, затем в режиме депрессии - отбора пластовой воды, и по аномальным синхронным изменениям показаний СП устанавливают зоны водоотдающих и зоны водопоглощающих интервалов. При этом показания СП передают на поверхность по электромагнитному каналу связи, далее совмещают расположение имеющихся технологических отверстий в колтюбинге с месторасположением установленных интервалов и через имеющиеся технологические отверстия в колтюбинге производят закачку водоизолирующего состава. После истечения установленного времени выдержки консолидации водоизолирующего состава в указанных интервалах, проводят повторные замеры скважинных параметров. Изобретение позволяет усовершенствовать технологию проведения исследований с последующим выполнением водоизоляционных и ремонтно-исправительных работ на колтюбинге в горизонтальных скважинах. 2 з.п. ф-лы, 1 ил.

Способ исследования скважин при кустовом размещении // 2644997

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при проведении газогидродинамических исследований и эксплуатации газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин. Технический результат изобретения - расширение функциональных возможностей, заключающихся в возможности проведения исследований скважин, размещенных в кусте, при их одновременной работе в шлейф, что, в свою очередь, позволяет повысить точность получаемых данных и расширить диапазон исследования скважин, а также сократить сроки проведения исследования всех скважин куста с повышенной продуктивностью. Способ включает измерение дебита, пластового, забойного и устьевого давлений, температур на устье i-й скважины, где i=1, 2, 3, …, n, на каждом из режимов одновременно работающих в шлейф скважин куста, для каждого из которых определяют коэффициенты фильтрационного сопротивления А и В. При этом в кусте последовательно отключают от одной произвольным образом выбранной до (n-1) одновременно работающих скважин куста и строят кривые зависимости квадратичной депрессии и ее отношения к дебиту от дебита для скважин куста на различных режимах, по которым определяют коэффициенты фильтрационного сопротивления А и В. 5 ил., 6 табл.

Способ определения профиля притока флюида в многопластовой скважине // 2645692

Изобретение относится к области геофизических исследований нефтяных и газовых скважин, а именно к определению профиля притока добываемого флюида в многопластовых скважинах с несколькими интервалами перфорации. Технический результат заключается в повышении точности определения профиля притока добываемого флюида в многопластовых скважинах с несколькими интервалами перфорации. Способ предусматривает осуществление измерений забойной температуры и забойного давления в скважине посредством датчиков, установленных на перфорационной колонне ниже всех интервалов перфорации, а также посредством датчиков температуры, установленных на перфорационной колонне выше каждого интервала перфорации. Измерения температуры и забойного давления осуществляют до проведения перфорации скважины и после перфорации до тех пор, пока температура добываемого флюида не вернется к первоначальной температуре пласта. Оценивают суммарный дебит скважины и рассчитывают избыточную тепловую энергию добываемого флюида для всех датчиков температуры, установленных на перфорационной колонне выше интервалов перфорации, после чего определяют дебит отдельных интервалов перфорации на основе рассчитанных избыточных тепловых энергий добываемого флюида и известного количества перфорационных зарядов в каждом интервале перфорации. 5 ил.

Способ измерения дебита продукции нефтяных скважин // 2647539

Изобретение относится к нефтедобыче и может быть использовано для учета дебитов продукции нефтяных скважин как передвижными, так и стационарными измерительными установками, оснащенными кориолисовыми расходомерами-счетчиками и поточными влагомерами. Техническим результатом предлагаемого технического решения является повышение точности определения массы нефти измерительными установками, включающими кориолисовые расходомеры-счетчики и поточные влагомеры, путем удаления из водонефтяной смеси остаточного газа и определения объема остаточного газа в качестве поправки к результатам измерений объема свободного нефтяного газа. Технический результат достигается тем, что в заявляемом способе заполняют продукцией нефтяной скважины сепарационную калиброванную емкость для разделения на свободный нефтяной газ и водонефтяную смесь. Измеряют объем свободного нефтяного газа расходомером-счетиком газа в открытой линии измерения газа при закрытой линии измерения жидкости, прекращают подачу продукции скважины после заполнения сепарационной калиброванной емкости отсепарированной водонефтяной смесью до установленного уровня и закрывают линию измерения газа. Выдерживают водонефтяную смесь в сепарационной калиброванной емкости заданное время для обеспечения выхода части свободного газа, определяют дебит по массе водонефтяной смеси (сырой нефти), дебит по объему воды и дебит по объему нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, по результатам измерений и вычислений массы водонефтяной смеси и объемной доли воды в водонефтяной смеси. По истечении заданного времени выдержки открывают линию измерения жидкости и откачивают из сепарационной калиброванной емкости водонефтяную смесь насосом откачки, который устанавливают в линию измерения жидкости, закрывают линию измерения жидкости и прекращают откачку водонефтяной смеси насосом откачки. Измеряют в сепарационной калиброванной емкости давление и температуру остаточного газа и определяют объем остаточного газа в сепарационной калиброванной емкости после откачки водонефтяной смеси. Предложенный способ измерения дебита продукции нефтяных скважин по сравнению с прототипом позволяет исключить дополнительную погрешность измерения массы водонефтяной смеси - кориолисовыми расходомерами-счетчиками и объемной доли воды - поточным влагомером за счет обеспечения выделения остаточного газа в сепарационной калиброванной емкости из измеряемой водонефтяной смеси и учесть величину объема выделенного остаточного газа в результате измерения объема свободного нефтяного газа в продукции нефтяных скважин. 3 з.п. ф-лы, 1 ил., 2 табл.