Устройство для отбора пробы нефти на устье скважины. Отбор проб нефти из скважины


Отбор проб жидкости на устье скважины каплеотделителями.

Количество просмотров публикации Отбор проб жидкости на устье скважины каплеотделителями. - 862

Отбор проб жидкости на устье эксплуатационных газовых скважин применяется с целью определœения типа воды (конденсационная, пластовая, техногенная), содержащейся в продукции скважины, по минœералогическому составу ионов солей и кислот. Химический анализ отобранных устьевых проб воды осуществляется в аналитических лабораториях на промыслах. Полученные данные используются при проведение анализа темпов продвижения воды в продуктивную залежь и контроле за обводнением продукции скважин.

Производство отбора устьевых проб жидкости является одним из методов осуществления гидрохимического контроля над разработкой месторождения. Отбор устьевых проб жидкости производится не реже раза в квартал. По результатам химического анализа проб воды судят о темпах продвижения пластовых вод по эксплуатационной площади, характере и скорости обводнения, как отдельных скважин, так и месторождения в целом.

Для отбора устьевых проб жидкости применяют специальные каплеотделители.

Простейший каплеотделитель представляет собой стальной проточный сосуд, рассчитанный на максимальное рабочее давление в месте отбора пробы. Местом отбора пробы может служить буфер скважины, шлейф. При отборе пробы каплеотделитель устанавливается вертикально, к примеру в вентиль на шлейфе.

Перед установкой каплеотделителя вентиль крайне важно продуть. После установки каплеотделителя, вентиль открывается. Газ из шлейфа (буфера) скважины через входной зонд поступает во внутреннюю полость контейнера, где в результате снижения давления и температуры дополнительно отделяется жидкая фаза. Жидкость накапливается в нижней части корпуса каплеотделителя, а газ стравливается через штуцер в верхней части.

Учитывая зависимость отстепени обводнённости продукции скважины, отбор пробы занимает время от нескольких часов до нескольких суток.

По окончании отбора вентиль на шлейфе закрывается и происходит полное стравливание газа из каплеотделителя до атмосферного давления. Каплеотделитель демонтируется, переворачивается и проба жидкости сливается в транспортную емкость (бутыль). Проба маркируется и отправляется в химико-аналитическую лабораторию.

Для отбора проб жидкости (нефти, воды, конденсата) непосредственно из скважины применяются специальные устройства - глубинные пробоотборники, при помощи которых возможно отобрать пробу на заданной глубинœе и доставить ее на поверхность в герметичной камере. Такая проба принято называть представительной, т.к. в ней сохраняются всœе компоненты, содержащиеся в пластовых жидкостях и газах.

13.4 Групповые замерные установки типа ''Спутник''

Групповая замерная установка (ГЗУ) ''Спутник - А'', обеспечивает периодический контроль дебита каждой скважины, предназначена для контроля продукции при герметизированной схеме сбора нефти.

Принцип действия: продукция от нескольких скважин поступает через задвижки в многоходовой переключатель скважин (ПСМ). Далее по замерному патрубку продукция одной из подключённых скважин направляется в гидроциклонный сепаратор, затем в турбинный счётчик (типа Тор) и возвращается в общий рабочий коллектор. Размещено на реф.рфВ это время продукция всœех остальных скважин через переключатель поступает в рабочий коллектор и направляется в общую сеть промысла. Τᴀᴋᴎᴍ ᴏϬᴩᴀᴈᴏᴍ, периодически измеряется дебит каждой из скважин. Поочерёдное подключение их к замерному патрубку осуществляется по заданной программе путём поворота роторной каретки переключателя на определённый угол, через заданные интервалы времени по сигналу от блока местной автоматики (БМА).

Конструктивно всœе устройства объединяются в два блока: замерно–переключающий и блок управления, которые монтируются на специальных рамных основаниях в утеплённых закрытых помещениях.

Пример маркировки: ''Спутник – А-16-14-400'', где А-модель; 16- рабочее давление, кгс/см2; 14-число подключенных скважин; 400- максимальный дебит нефти, м3/сут.

ГЗУ ''Спутник – Б'' предназначена для раздельного определœения дебитов нефти, воды и газа. Для измерения дебита газа на газовой линии устанавливается турбинный счётчик ''Агат'', а после расходомера Тор – влагомер (типа УВН). Комплектуется устройством для ловли шаров, предназначенных для очистки трубопроводов от парафина. На установках типа АМ-40-10-400К вместо задвижек используются трёхходовые шаровые краны.

В ГЗУ ''Спутник – В'' расход нефти определяется путём взвешивания её в калиброванной ёмкости (сепараторе). Преимущества: возможность получения более достоверных результатов измерения при значительных дебитах и газовых факторах. Обеспечивается более глубокая сепарация нефти, а дебит определяется путём сравнения массы жидкости в калиброванном объёме с массой чистой воды, которая занимала бы данный объём. Не применяется для парафинистых нефтей.

* Сечение между изолиниями при построении карт изобар по Медвежьему, Юбилейному и Ямсовейскому месторождениям принято 1 ата.

referatwork.ru

Меры безопасности и характер проведения работ при отборе проб со скважин

3.1. При выполнении работ по отбору проб следует соблюдать правила техники безопасности и пожарной безопасности при обращении с нефтью и нефтепродуктами.

3.2. Содержание вредных веществ в воздухе рабочей зоны не должно превышать предельно допустимых концентраций (ПДК), установленных в ГОСТ 12.1.005.

Состояние воздуха рабочей зоны контролируют в соответствии с требованиями ГОСТ 12.1.005.

3.3. Переносные пробоотборники должны быть изготовлены из материала, не образующего искр при ударе (алюминия, бронзы, латуни и др.).

3.4. Пробу нефти или нефтепродукта пробоотборщик отбирает в присутствии наблюдающего (дублера).

3.5. При отборе проб пробоотборщик должен стоять спиной к ветру в целях предотвращения вдыхания паров нефти или нефтепродукта.

3.6. Отбор проб в колодцах, приямках и других углублениях пробоотборщик должен выполнять в шланговом самовсасывающем противогазе ИШ-13 по ГОСТ 12.4.034.

3.7. Отбор проб нефти или нефтепродукта в газоопасных местах, а также серо-водородосодержащих нефтей и нефтепродуктов пробоотборщик должен выполнять в фильтрующем противогазе ФУ-13 марок А, В, Г, КД и других по ГОСТ 12.4.034.

3.8. В местах отбора проб должны быть установлены светильники во взрывозащищенном исполнении. При отборе проб в неосвещенных местах следует пользоваться переносными светильниками во взрывозащищенном исполнении. Переносные светильники включают и выключают за земляным валом или ограждением резервуарного парка.

3.9. Отбор проб проводят в специальной одежде и обуви, изготовленных из материалов, не накапливающих статическое электричество, в соответствии с требованиями ГОСТ 12.4.124.

3.10. Для крепления переносного пробоотборника используют гибкие, не дающие искр, металлические тросики. При применении шнуров (веревок и т.д.) из неэлектропроводных материалов на их поверхности должен быть закреплен многожильный, не дающий искр, неизолированный металлический проводник, соединенный с пробоотборником. Перед отбором проб тросик или проводник должен заземляться с элементами резервуара или транспортного средства.

3.11. Пробу нефти или нефтепродукта из резервуара следует отбирать не ранее чем через 2 ч после окончания заполнения.

Из танка морского наливного судна допускается отбирать пробу через 30 мин после окончания налива танка.

Из железнодорожной цистерны допускается отбирать пробу через 10 мин после окончания заполнения.

3.12. Запрещается отбирать пробы нефти или нефтепродукта на открытом воздухе во время грозы.

3.13. Пробы этилированного бензина пробоотборщик должен отбирать в рукавицах из материала с водоупорной пропиткой или маслобензостойкого материала по ГОСТ 12.4.010, в кожаных ботинках и в защитной одежде по ГОСТ 12.4.111 и ГОСТ 12.4.112.

3.14. Пробу расплавленного битума отбирают в рукавицах по ГОСТ 12.4.010 и защитных очках по ГОСТ 12.4.013.

3.15. Пробу твердого неплавкого нефтепродукта отбирают и измельчают в противопылевых респираторах марок РП-К, Ф-62Ш и У-2к и рукавицах по ГОСТ 12.4.010.

Места измельчения пробы должны быть оборудованы местной вентиляцией.

 

Пробы нефти при отборе следует подразделять на пластовые и поверхностные. Пластовая проба дает представление о свойствах нефти в пластовых условиях и позволяет установить термодинамическую характеристику пласта (ТоС, Р в пласте, давление насыщения нефти газом.). Пробу в этом случае отбирают специальным глубинным пробоотборником. Почти вся добываемая в мире нефть, извлекается посредством буровых скважин. Поверхностная проба нефти несколько отличается от пластовой. На поверхности пробу нефти отбирают из краника отводной трубы скважины.

Под разработкой нефтяного месторождения понимается осуществление процесса перемещения жидкостей и газов в пластах к эксплуатационным скважинам.

Извлечение нефти из скважин производится либо за счет естественного фонтанирования под действием пластовой энергии, либо путем использования одного из нескольких механизированных способов подъема жидкости. Обычно в начальной стадии разработки действует фонтанная добыча, а по мере ослабления фонтанирования скважину переводят на механизированный способ: газлифтный или эрлифтный, глубинонасосный (с помощью штанговых, гидропоршневых и винтовых насосов).

Нефтяным промыслом называется технологический комплекс, состоящий из скважин, трубопроводов, и установок различного назначения, с помощью которых на месторождении осуществляют извлечение нефти из недр Земли. На месторождениях, разрабатываемых с помощью искусственного заводнения, сооружают систему водоснабжения с насосными станциями. Воду берут из естественных водоемов с помощью водозаборных сооружений.

Отбор проб нефти при излиянии ее на поверхность производится после предварительных расчистки, углубления или создания искусственной ловушки.

Для подъема нефти и сопутствующих ей газов и воды на поверхность скважина имеет герметичную систему подъемных труб, механизмов и арматуры, рассчитанную на работу с давлениями, соизмеримыми с пластовыми. Добыче нефти при помощи буровых скважин предшествовали примитивные способы: сбор ее на поверхности водоемов, обработка песчаника или известняка, пропитанного нефтью, посредством колодцев.

В процессе добычи нефти важное место занимает внутрипромысловый транспорт продукции скважин, осуществляемый по трубопроводам. Применяются две системы внутрипромыслового транспорта: напорные и самотечные. При напорных системах достаточно собственного давления на устье скважин. При самотечных движение происходит за счет превышения отметки устья скважины над отметкой группового сборного пункта.

 

cyberpedia.su

Устройство для отбора пробы нефти на устье скважины

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано как средство контроля за технологическим режимом работы пескопроявляющих фонтанных и компрессорных скважин. Целью изобретения является повышение представительности пробы. Цель достигается за счет точного измерения содержания механических примесей в газожидкостном потоке путем обеспечения равномерного рассеивания мехпримесей. Это достигается тем, что газожидкостный поток перед входом в пробоотборньп патрубок пропускают через пакет решетчатых насадок-диспергаторов, размещенный на расстоянии 3-4 D трубопровода перед входным концом патрубка. Диспергатор собран из пакета решетчатых насадок, в которых расположены дипирамиды (диконусы) в шахматном порядке, которые ориентированы в пространстве таким образом, что образуют зеркальное отображение профиля распределения скоростей по сечению потока. Заостренная форма расположения диспергаторов к фронту газожидкостного потока обеспечивает полное разрушение структуры потока. 2 ил. (Л

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК (19) (И) А1 (50 4 G

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

К А BTOPCHOMV СВИДЕТЕЛЬСТВУ

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ СССР

ПО ДЕЛАМ ИЗОБРЕТЕНИЙ И ОТКРЫТИЙ (21) 4012795/23-26 (22) 31. 10. 85 (46) 15.01.88. Бюл. Ф 2 (71) Научно-исследовательский и проектный институт "Гипроморнефтегаз" (72) А.Б.Сулейманов, В.С.Кроль, Э.И. Саркисов, Н.Б.Нуриев иА.В.Кроль (53) 543.053(088.8) (56) Муравьев В.М. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. M.: Недра, 1978, с. 160-165.

Дж.Хьют, Хол-Тейлор Н. Кольцевые двухразовые течения. M „ Энергия, 1974, с. 378-379. (54) УСТРОЙСТВО ДЛЯ ОТБОРА ПРОБЫ НЕФТИ НА УСТЬЕ СКВАЖИНЫ (57) Изобретение относится к нефтедобывающей промьппленности и может быть. использовано как средство контроля за технологическим режимом работы пескопроявляющих фонтанных и компрессорных скважин. Целью изобретения является повышение представительности пробы. Цель достигается за счет точного измерения содержания механических примесей в газожидкостном потоке путем обеспечения равномерного рассеивания мехпримесей. Это достигается тем, что газожидкостный поток перед входом в пробоотборный патрубок пропускают через пакет решетчатых насадок-диспергаторов, размещенный на расстоянии 3-4 D трубопровода перед входным концом патрубка. Диспергатор собран из пакета решетчатых насадок, в которых расположены дипирамиды (диконусы) в шахматном порядке, которые ориентированы в пространстве таким образом, что образуют зеркальное отоC)

Сражеиие профиля распрепелеиия сиорос- ее/а тей по сечению потока. Заостренная форма расположения диспергаторов к С, фронту газожидкостного потока обеспечивает полное разрушение структуры потока. 2 ил.

1 136

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано как средство контроля за технологическим режимом работы пескопроявляющих фонтанных и компрессорных скважин.

Целью изобретения является повышение представительности пробы.

На фиг. 1 изображено устройство для отбора пробы на устье скважины, общий вид, на фиг. 2 — диспергатор,. собранный из насадок.

Устройство содержит отводной трубопровод 1 для отвода продукции скважины с осесимметричным пробоотборным патрубком 2, перед которым на расстоянии 3-4 D (rye D — внутренний диаметр трубы) размещен пакет диспергаторов 3, имеющих форму дипирамидали диконусов, ориентированных по направлению потока.

Отводной трубопровод 1 соответствует диаметру выходной линии манифольда и устанавливается в верхней трети вертикального участка стояка 4 с вентилем 5 после штуцера (не показан).

Пробоотборник 6 представляет. собой герметичный цилиндрический сосуд со сливным конусным участком 7 и прямоточным вентилем 8 для отсечки пробы нефти в пробоотборнике, сливным патрубком 9 и вентилем .10, служащим для слива пробы нефти в мерный сосуд 11.

Конусный участок служит для обеспечения полного слива механических примесей вместе с пробой нефти. Межустановочный трубопровод 12 служит для обеспечения циркуляции продукции скважины в системе отводной патрубок — пробоотборник — сепарационная установка и через вентиль 13 подсоединен к измерительной системе.

Пробоотборный патрубок 2 соединен с пробоотборником 6 через вентили 14 и 15, а пробоотборник 6 через вентиль 16 — с регулятором давления.

Диспергатор (фиг. 2), монтируемый на расстоянии 3-4 D перед входным концом пробоотборного патрубка, состоит из корпуса 17, в который вставлен пакет решетчатых насадок 18, ус— тановленных поярусно и содержащих диконусы (дипирамиды) 19, ориентированные осями по направлению потока и расположенные в шахматном порядке.

При расположении насадок одна над другой в потоке дипирамиды займут

6904 крывая вентили 15 и 16 и одновременно наблюдая за перепадом давления на манометре.

55 необходимое шахматное расположение в пространстве. Благодаря различному количеству и расположению диконусов

19 в решетчатых насадках 18 возможно при различном их сочетании собрать пакет насадок, чтобы дипирамиды были расположены в пространстве, составляя в контуре зеркальное отображение профиля распределения скоростей по сечению газожидкостного потока.

Устройство работает следующим образом.

Плавно открываются вентили 14, 15, 8, 13 и обеспечивается проточная циркуляция в системе отводной трубопровод — пробоотборник — измерительная система в течение 10 мин.

При этом уравновешивание скорости внутри пробоотборного патрубка 2 со скоростью потока в стояке 4 достигается регулировкой потока в патрубке и в стояке до тех пор, пока давления в обоих каналах не станут равными первоначальному давлению (до начала отбора пробы), после чего на установившемся режиме циркуляции производят отсечку пробы нефти, одновременно закрывая вентили 15 и 8 по концам пробоотборника 6. После перекрывания вентилей 14 и 13 осуществляют постепенный выпуск из пробоотборника, отОтбор пробы в мерный сосуд 11 осуществляют посредством открывания вентилей 8 и 10 и последующего измерения объема дегазированной пробы нефти и процентного содержания мехпримесей.

Заостренная форма расположения диспергаторов к фронту набегающего потока обеспечивает полное разрушение структуры потока и равенство скоростей по его сечению. Расстояние в

3-4 D, определенное опытным путем между диспергаторами и входом в отвод, является оптимальным (не успевают вновь сформироваться пораболический профиль скоростей и неравномерное перераспределение мехпримесей по сечению потока).

Изобретение повьппает точность определения содержания механических примесей в продукции пескопроявляющих скважин, на основе чего обеспечивается возможность эксплуатации посз 1366904

4 ледних на наиболее рациональном тех- боотборник и измерительную систему, нологическом режиме. о т л и ч а ю щ е е с я тем, что, Кроме того, улучшается эксплуата- с целью повышения представительности ция скважин за счет проведения необ- пробы, устройство снабжено дисперга5 ходимых мероприятий по борьбе с песко- тором, размещенным перед пробоотбор-, образованием исходя из достоверной ным патрубком, выходной конец котороинформации, полученной благодаря изоб- го снабжен вентилем и соединен с проретению. боотборником, вход которого снабжен регулятором давления, а выход снабжен

Ф о р м у л а и з о б р е т е н и я приспособлением для слива пробы и соединен с измерительной системой, Устройство для отбора пробы нефти при этом диспергатор выполнен в виде на устье скважины, содержащее отвод- пакета решетчатых насадок, снабженных ной трубопровод, стояк, пробоотборный 15 дипирамидами, ориентированными осями патрубок с входным отверстием, нап- и расположенными в возрастающем шахравленным к отводному трубопроводу, матном порядке поярусно по направлеустановленный по центру стояка, про- нию потока.

1366904

Составитель Л.Нечипоренко

Техред М.Дидык Корректор А.Ильин

Редактор А.Лежнина

Заказ 6831/42 Тираж 847 Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета СССР по делам изобретений и открытий

113035, Москва, Ж-35, Раушская наб., д. 4/5

Производственно-полиграфическое предприятие, r.Óæãîðîä, ул.Проектная, 4

    

www.findpatent.ru

Основные указания по отбору проб воды из подземных источников

Пробы воды подземных источников должны забираться из того водоносного горизонта, из которого намечается в будущем водозабор, а при существующем водозаборе (скважина, колодец, каптаж) - из источника, используемого для водоснабжения.

Пробы, характеризующие качество воды водоносного горизонта, могут забираться из соседних, уже существующих скважин, колодцев и каптажей, использующих тот же горизонт, или же из опытных добывающих скважин при условии идентичности водоносного горизонта, подтвержденной гидрогеологическим заключением.

Пробы воды вновь сооруженных или долго бездействующих скважин должны отбираться после длительной откачки, выполненной до постоянного динамического уровня и полного осветления воды при производительности, равной или несколько большей запроектированной.

При эксплуатации существующих скважин пробы воды отбираются специальными глубинными пробоотборниками.

Перед отбором проб воды из скважины для анализа необходимо во всех случаях предварительно производить откачку в течение 24 ч.

Для сохранения воды до анализа пробы иногда консервируют. Консервирование воды позволяет сохранить компоненты, содержащиеся в воде, и их свойства в том состоянии, в каком они находились в ней в момент взятия пробы.

Список компонентов со сроками определения проб, с условиями их транспортировки и хранения приведен в табл. 4.

Таблица 4

Список компонентов со сроками определения проб

Компоненты, свойства и признаки воды

Указания по определению проб

Температура

Измерять на месте отбора пробы

Запах, вкус и привкус

Определять на месте не позже чем через 2 ч

Прозрачность

Определять не позже чем через 1 сут

Цветность

Определять через 2 ч

Взвешенные вещества

Определять не позже чем через 1 сут

Активная реакция (pH)

Определять в кратчайший срок и предохранять от нагревания

Щелочность

Определять не позже чем через 1 сут

Жесткость, кальций, магний

Пробы не консервируют

Железо

При взятии пробы избегать соприкосновения воды с воздухом

Хлориды, сульфаты

Пробы не консервируют

Нитриты, нитраты

Определять в день взятия пробы

Окисляемость

Пробы консервируют до 48 ч

Определять не позже чем через 1 сут

Растворенный кислород

Определять сразу же на месте или через 1 сут. В посуде пузырьков воздуха не оставлять

Во всех случаях компоненты необходимо определять не дольше 3 сут, потому что пробы, доставленные позже, теряют свои свойства и анализ их делать бессмысленно, так как полученные результаты будут ненадежны.

Если проба не была законсервирована, то определение производят:

а) сразу же на месте отбора пробы или в лаборатории, если она находится вблизи места отбора пробы; б) как можно раньше, но не позже чем через 2 ч после взятия пробы; в) в тот же день, но не позже чем через 12 ч после отбора пробы.

Температура и pH воды очень быстро изменяются, так как газы, содержащиеся в воде, например кислород, двуокись углерода, сероводород или хлор, могут улетучиться из пробы или появиться в ней. Эти и подобные им вещества надо определять на месте отбора пробы или фиксировать.

Изменение равновесия системы (величины pH, содержания карбонатов, свободной двуокиси углерода) может вызвать изменение других компонентов, содержащихся в пробе. Некоторые компоненты могут выделиться в виде осадка или, наоборот, из нерастворимой формы перейти в растворимую - это относится особенно к солям железа, марганца, кальция.

В неконсервированной пробе обычно протекают различные биохимические процессы, вызванные деятельностью микроорганизмов. Нитраты могут восстановиться до нитритов, сульфаты - до сульфидов. Может измениться цвет, мутность и прозрачность воды. Некоторые компоненты могут адсорбироваться на стенках бутыли (медь, железо, кальций, алюминий, марганец, хром, цинк, фосфаты) или выщелачиваться из стекла или пластмассы бутыли (бор, кремний, натрий, калий).

Даты отбора пробы и начала анализа должны быть указаны в протоколе анализа. Следует принимать все меры для того, чтобы сократить время между отбором пробы и ее анализом.

Транспортировать пробы следует быстро, но осторожно.

< Предыдущая Следующая >
 

neftyaga.ru

Устройство отбора глубинных проб из скважины

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к технике отбора проб жидкости и газа в скважинах. Техническим результатом является повышение надежности работы устройства, контроль открытия и времени заполнения жидкостью пробоприемной камеры, расширение термобарического диапазона работы оборудования, обеспечение безопасности транспортировки отобранной пробы. Устройство состоит из цилиндрического корпуса, в котором размещены пробоприемная камера всасывающего типа с разделительным поршнем, балластная камера, модуль управления и интерфейса обмена информацией. В цилиндрический корпус между пробоприемной и балластной камерами, герметично от внешней среды, введены последовательно подключенные, следующие от пробоприемной камеры, неуправляемый настраиваемый редуктор давления жидкости и гидрореле, управляемое электрическим током, поступающим из модуля управления и интерфейса обмена информацией, использующего упругие механические колебания, возбуждаемые на корпусе устройства, и помехоустойчивое кодирование информации для управления работой устройства, а также для связи с персональной вычислительной машиной. 4 з.п. ф-лы, 1 ил.

 

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к технике отбора проб жидкости и газа в скважинах.

Известен пробоотборник [1], состоящий из гидропривода, гидротаймера, механизма открытия пробоприемной камеры, пробоприемной камеры и балластной камеры. Недостатками конструкции являются:

во-первых, небольшой интервал по времени срабатывания гидротаймера;

во-вторых, сильная зависимость времени работы гидротаймера от внешней температуры и давления;

в-третьих, отсутсвие контроля заполнения жидкостью или газом пробоприемной камеры.

Наличие капиллярной трубы и протекания масла через нее в данной конструкции сделало сложнопрогнозируемым время отбора пробы в скважине из-за изменения вязкости используемого масла под действием термобарических условий внешней среды. Кроме того, эксплуатация подобного принципа нетехнологична из-за засорения капиллярной трубы.

После срабатывания гидрореле жидкость устремляется в пробоприемную камеру. Разгазированию жидкости препятствует наличие масла под поршнем камеры, которое истекает через аналогичную капиллярную трубу в балластную камеру. Скорость перетекания устанавливается экспериментально, а следовательно, степень разгазированности пробы жидкости невозможно установить, что влияет на повторяемость результатов при анализе пробы.

Известен пробоотборник [2], состоящий из гидропривода, электронного модуля, механизма открытия пробоприемной камеры, пробоприемной камеры. Недостатками конструкции являются:

во-первых, сложность конструкции, обусловленная наличием большого количества узлов и технически сложных деталей;

во-вторых, отсутсвие контроля заполнения жидкостью или газом пробоприемной камеры;

в-третьих, ограничения на гидропривод по диапазону рабочих давлений.

По сути этот пробоотборник повторяет идеологию отбора пробы, изложенной в [1]. Вместо гидротаймера используется электрический таймер, а гидропривод снабжен управляемым механизмом открытия канала истечения масла. По-прежнему нет контроля за открытием пробоприемной камеры. Описанные в [2] методы контроля лишь косвенно могут дать результаты. Во-первых, наличие тока в исполнительном механизме не всегда говорит о его исправном состоянии. Во-вторых, датчик давления может зафиксировать лишь частичное перемещение поршня гидропривода, которое не приведет к открытию пробоприемной камеры.

Отсутствие процесса контроля заполнения жидкостью пробоприемной камеры вовсе делает процесс бессмысленным. Во-первых, происходит разгазирование пробы из-за отсутствия балластной камеры с гидросопротивлением хотя бы в виде капиллярной трубы. Во-вторых, из-за сильного перепада давления в пробоприемной камере происходит сильный удар поршня, что может привести к деформации конструкции, а следовательно, ухудшает ее эксплуатационные свойства.

В любом механизме имеются ограничения по мощности и по аналогии с прибором [2] приходится использовать сменные компоненты для работы в широком диапазоне давлений.

Технической задачей изобретения является повышение надежности работы устройства, контроль открытия и времени заполнения жидкостью пробоприемной камеры, расширение термобарического диапазона работы оборудования без использования сменных частей, обеспечение безопасности транспортировки отобранной пробы.

Техническая задача решается предлагаемым устройством для отбора проб жидкости, состоящим из всасывающей камеры, балластной камеры (камера при атмосферном давлении) и расположенным между ними управляемым стабилизатором падения давления.

Новым является то, что:

а) не требуется механического взведения в исходное состояние управляющих органов, которые в течении работы находятся неподвижно;

б) удается совместить котроль за открытием пробоприемной камеры и контроль за временем ее заполнения, а также осуществление этого контроля не косвенно, а прямо по показаниям датчика уровня;

в) управляемый стабилизатор падения давления, состоящий из последовательно включенных неуправляемого настраиваемого редуктора давления жидкости и управляемого гидрореле электрическим током, позволяет плавно в течение задаваемого через компьютер интервала времени заполнить пробоприемную камеру независимо от температуры и давления, применяемого в системе масла;

г) в пробоприемной камере впервые вводится противодавление под разделительным поршнем, препятствующее заполнению ее пробой;

д) в пробоприемной камере находится датчик давления, который подключается к вторичным электрическим цепям после извлечения пробоотборника из скважины с целью непрерывного контроля давления пробы в камере в процессе транспортировки и выдачи соответствующих сигналов в случае разгерметизации или превышения допустимого предела по давлению в камере.

На чертеже приведена конструкция устройства, где 1 - головка крепления устройства к проволоке или геофизическому кабелю, 2 - пружина, 3 - фильтр, 4 - мост с седлом уплотнительного конуса, 5 - уплотнительный конус, 6 - разделительный поршень, 7 - масло, 8 - корпус пробоприемной камеры, 9 - разделительный поршень датчика давления в пробоприемной камере, 10 - датчик давления, 11 - интерфейс датчика давления, 12 - стоп-шайба, 13 - фильтр, 14 - пружина, 15 - шарик, 16 - защитная пробка, 17 - неуправляемый настраиваемый редуктор давления жидкости, 18 - управляемое гидрореле электрическим током, 19 - корпус балластной камеры, 20 - датчик уровня, 21 - защитная пробка, 22 - корпус управляющей электроники, 23 - модуль управления и интерфейса обмена информацией, 24 - элементы питания, 25 - сейсмоинтерфейс, 26 - нижний хвостовик.

Принцип работы устройства отбора проб в скважинах.

На поверхности земли обслуживающий персонал производит подготовку устройства.

Сначала инициализируется модуль управления через персональный компьютер с целью работы по заданной программе, учитывающей наличие (отсутствие) в компоновке нескольких устройств отбора пробы с последующим присвоением верхнему устройству статуса «главный», а остальным устройствам «подчиненный».

При этом сейсмоинтерфейс 25 посредством упругих механических колебаний, распространяющихся по корпусу устройства и помехоустойчивым кодированием информации, позволяет осуществлять управление отбором проб несколькими аналогичными устройствами, входящими в компоновку.

В балластной камере проверяется отсутствие масла путем извлечения пробки 21 с последующей установкой на место. Во всасывающей камере поршень 6 отводится в верхнее положение и подпирается избыточным давлением масла, накачиваемым через клапан 15. Величина давления выбирается на 10% выше устьевого давления в исследуемой скважине.

После постановки устройства в точку отбора пробы по команде от модуля управления начинается процесс пропускания масла из всасывающей камеры в балластную. Неуправляемый настраиваемый редуктор давления жидкости, рассчитанный на малые расходы, поддерживает, слабоколеблющееся по величине давление на выходе при большом изменении на входе.

Путем периодического включения и выключения управляемого гидрореле 18 электрическим током и контроля уровня масла по показаниям датчика уровня 20 достигается плавный контролируемый процесс по времени. По истечении процесса перетекания масла давление на входе неуправляемого настраиваемого редуктора давления жидкости равно нулю.

Источники информации

1. Авторское свидетельство RU №2078206, МПК 6 Е21В 49/08, опубл. БИ №10 от 27.04.1997 г.

2. Авторское свидетельство RU №2280160, МПК 6 Е21В 49/08, опубл. БИ № 20 от 20.07.2006 г.

1. Устройство для отбора глубинных проб из скважины, состоящее из цилиндрического корпуса, в котором размещены пробоприемная камера всасывающего типа с разделительным поршнем, балластная камера, модуль управления и интерфейса обмена информацией, отличающееся тем, что в цилиндрический корпус между пробоприемной и балластной камерами, герметично от внешней среды, введены последовательно подключенные, следующие от пробоприемной камеры, неуправляемый настраиваемый редуктор давления жидкости и гидрореле, управляемое электрическим током, поступающим из модуля управления и интерфейса обмена информацией, использующего упругие механические колебания, возбуждаемые на корпусе устройства, и помехоустойчивое кодирование информации для управления работой устройства, а также для связи с персональной вычислительной машиной.

2. Устройство по п.1, отличающееся тем, что пробоприемная камера под разделительным поршнем выполнена с возможностью создания в нем избыточного давления.

3. Устройство по п.1, отличающееся тем, что неуправляемый настраиваемый редуктор давления жидкости и гидрореле, управляемое электрическим током, не требуют перезарядки.

4. Устройство по п.1, отличающееся тем, что неуправляемый настраиваемый редуктор давления жидкости и гидрореле, управляемое электрическим током, выполнены с возможностью управления началом и скоростью заполнения пробоприемной камеры, учитывая давление и температуру окружающей среды с помощью модуля управления и интерфейса обмена информацией, основываясь на прямом методе измерения уровня отбираемой пробы.

5. Устройство по п.1, отличающееся тем, что оно выполнено с возможностью контроля давления в пробоприемной камере, без ее разгерметизации.

www.findpatent.ru

Продукция - добывающая скважина - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Продукция - добывающая скважина

Cтраница 1

Продукция добывающих скважин, кроме нефти ( плотностью - 843 кг / м3 и вязкостью - 6.8 мПа с) и воды ( плотностью - 1144 кг / м3 и вязкостью - 1.14 мПа с), содержит сероводород в количестве до 0.74 % мае.  [1]

Продукция добывающих скважин содержит нефть, соленую, воду, свободный и растворенный газ, агрессивные компоненты. При откачке таких сред характеристики ЭЦН изменяются в зависимости от вязкости, газосодержания и других физико-химических свойств смеси. Разработанные методики подбора ЭЦН к скважинам учитывают влияние этих факторов на характеристику насоса.  [3]

Продукция добывающих скважин помимо нефти, газа или конденсата всегда содержит воду.  [4]

Обводненность продукции добывающих скважин быстро достигает предельных значений, при которых эксплуатация скважин становится нерентабельной. Основная масса вытесняющего агента фильтруется к скважинам по отдельным промытым зонам, что уменьшает охват пластов заводнением, а коэффициент нефтеотдачи при этом не превышает 0 3 - 0 5 от балансовых запасов.  [5]

Обводненность продукции добывающих скважин обычно определяется лабораторным путем по пробам жидкости, которые отбираются из выкидных линий или мерных емкостей. Повышение представительности проб достигается путем установки пробоотборных кранов на вертикальных участках выкидных линий и увеличением числа одновременно отбираемых проб. Наиболее надежные средние значения обводненности за сравнительно длительный промежуток времени ( месяц, квартал) могут быть получены в результате статистической обработки значительного числа определений.  [6]

Анализ продукции добывающих скважин на содержание компонентов мицеллярного раствора и полиакриламида проводился для получения данных о стадии прохождения процесса мицеллярно-полимер-ного воздействия в зонах пласта, дренируемых каждой из скважин.  [8]

Пробы продукции добывающих скважин отбирают перед началом указанных исследований. Проба пластовых флюидов отбирается либо из полости скважины ( скважинными пробоотборниками), либо на устье. Пробы нефти отбирают в стандартные контейнеры, воды - в полиэтиленовые канистры вместимостью от 0 5 до 3 л или в любую подобную тару. Пробы газа отбирают в специальные резиновые баллоны или бутыли. Периодичность отбора проб и число контрольных добывающих и нагнетательных скважин определяется планом работ и технологической картой внедрения метода ПНО, но не менее одного раза в квартал.  [9]

Обводненность продукции добывающих скважин быстро достигает предельных значений ( 95 - 98 %), при которых эксплу-атацця скважин становится нерентабельной, при этом коэффициент нефтеотдачи остается низким.  [10]

С продукцией добывающих скважин из пласта извлечено 52 5 % от закачанного индикатора. За время исследований с момента закачки индикатора на момент извлечения через добывающие скважины 52 5 % трития в нагнетательную скважину было закачано 106173 м3 воды. По данным индикаторных исследований, охват пласта активной фильтрацией закачиваемой воды составляет 55741 м3, что составляет 52 5 % норового объема участка.  [11]

Определение обводненности продукции добывающих скважин производится путем лабораторного анализа проб жидкости, отбираемых на выкидных линиях из скажин. Частота и количество отбираемых проб устанавливается для каждого нефтяного промысла опытным путем и регламентируется утвержденным обязательным комплексом исследований по контролю разработки.  [12]

Определение обводненности продукции добывающих скважин производится путем лабораторного анализа проб жидкости, отбираемых на выкидных линиях из скажин. Частота и количество отбираемых проб устанавливается для каждого нефтяного промысла опытным путем и регламентируется утвержденным обязательным комплексом исследований ко контролю разработки.  [13]

Система сбора продукции добывающих скважин, сепарации, отстоя и отделения воды, а также замера газа, нефти и воды расположена на одной площадке. Продукцию периодически вывозят на перерабатывающие установки автотраспортом. Все коммуникации, паропровод, продуктопровод от добывающих скважин и средства телемеханики проходят по одной трассе.  [14]

Нейтрализация сероводорода в продукции добывающих скважин / З.Г.Мурзагильдин, К.Р.Низамов, Н.В.Пестрецов, А.А.Калимуллин / / Нефтепромысловое дело.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Особенность - отбор - проба

Особенность - отбор - проба

Cтраница 1

Особенность отбора проб из емкостей с постоянным объемом газового пространства состоит в изменении концентрации определяемого вещества в растворе и газе над ним.  [2]

Имеется особенность отбора проб из действующего продуктопровода: отбор пробы сжиженного газа осуществляют из вертикального участка трубопровода периодически, но не реже чем через каждые 500 м3 перекачиваемого продукта.  [3]

Рассмотрены особенности отбора проб и их подготовки к анализу, а также упаковки, дозирования и приготовления сплавов высокочистых щелочных металлов. Описан прецизионный гравиметрический метод анализа двойных сплавов щелочных металлов, основанный на определении массы исходной пробы сплава и массы полученной из нее суммы негидролизующихся солей с последующим решением системы уравнений.  [4]

О некоторых особенностях отбора проб нефти из скважин / / Нефтяное хозяйство.  [5]

О некоторых особенностях отбора проб нефти из скважин.  [6]

Таким образом, особенность отбора проб из емкостей с постоянным объемом газового пространства сосуда состоит в изменении первоначально установленной концентрации вещества в растворе и газе над ним. Поэтому возможность повторного дозирования равновесного газа ограничивается параметрами анализируемой системы ( значением коэффициента распределения и соотношением объемов фаз) и величиной отбираемой пробы.  [7]

Необходимо обратить внимание на некоторую особенность отбора проб газов на установках нефтеперерабатывающих заводов. Если пробы газов отбираются на ацализ для очередного каждодневного контроля работы того или другого аппарата ( колонны), применяют описанный выше порядок отбора проб.  [8]

Заполненный ковш должен пересекать поток только 1 раз, а затем выводиться из него. Стандарты предусматривают особенности отбора проб из мощных ( широких и объемистых) потоков, в том числе согласно [73] при отборе из потока мощностью более 600 т / ч допускается деление его на части с отбором точечных проб поочередно из каждой части потока с постоянными интервалами времени. Обычно достаточно при такой схеме трех положений, но может оказаться необходимым и большее их количество. При этом общее количество точечных проб, отобранных от всех частей потока, определяется приведенными выше значениями.  [10]

При отборе проб пестицидных препаратов для уста - - новления их качества следует руководствоваться ГОСТами. Государственной комиссией по химическим средствам борьбы с вредителями, болезнями растений и сорняками при Министерстве сельского хозяйства СССР и Министерством здравоохранения СССР составлены Унифицированные правила отбора проб сельскохозяйственной продукции, продуктов питания и объектов окружающей среды для определения микроколичеств пестицидов, в которых рассматриваются особенности отбора проб самых разнообразных объектов.  [11]

Страницы:      1

www.ngpedia.ru