Oil-Info.ru
 Информационный сайт инженеров нефти и газа
Новые пользователи
3342 зарегистрировано
0 сегодня
0 за неделю
0 за месяц
 
  21.01.2018 Главная arrow Добыча arrow Технологический контроль работы добывающих скважин по динамическому уровню
 
 
Главное меню
Главная
Каталог
Библиотека
Ссылки
Форум
Обратная связь
Карта сайта
Поиск
Раздeлы
Бурение
Разработка
Добыча
Нефтеотдача
Трубопроводы
Экономика
Другое
Гидравлические расчеты
Нефтесбор
Водоводы
Наши друзья
НИИ «СибГеоТех»
Специалисты
Авторизация
Рейтинг@Mail.ru

Технологический контроль работы добывающих скважин по динамическому уровню

Версия для печати Отправить на e-mail
Написал Леонов Илья Васильевич   
20.03.2007
 
 
Патент РФ № 2231639                  
Патент РФ № 2246004   
Патент РФ № 2295034   
Данные способы и устройства для измерения динамического уровня жидкости в скважинах мехфонда  разработаны в НИИ "Газлифт" и НИИ "СибГеоТех" Федотовым Василием Ивановичем.
1.  Система измерения технически реализуется на базе серийного комплекса «МИКОН-101» в сочетании с приемником ФКМ, изготавливаемым по заказу
  
 
 Она позволяет производить измерение динамического уровня жидкости в скважинах во всем интервале рабочих давлений затрубного пространства, в том числе при нулевом и отрицательном, в условиях воздействия акустических шумов, при наличии твердых отложений и других неблагоприятных факторов.
 Дополнение комплекса «МИКОН-101» приемником ФКМ позволяет увеличить дальность действия, повысить помехозащищенность, достоверность измерения, разрешающую способность на два порядка по сравнению со стандартной комплектацией.
 Рекомендуется для проведения исследовательских работ любого типа. Аналогов по техническим параметрам нет. Техническое решение приемника ФКМ базируется на патентах Российской Федерации: № 2018649 «Способ измерения уровня жидкости в скважине»; № 2030577 «Устройство для измерения уровня жидкости в скважине»; № 2139451 «Устройство для контроля технического состояния электрической центробежной насосной установки».
 2. Оптимизация режима работы УЭЦН с целью продления срока службы с использованием акустического метода на месторождении
 Аппаратура для этой цели: комплекс «МИКОН-101» в совокупности с приемником ФКМ.
 Оптимизацию режима работы производят с учетом уровня акустических шумов и вибраций, создаваемых в затрубном пространстве скважины при работе установки в различных режимах по критерию минимального значения.
 Технология оптимизации базируется на патентах Российской Федерации: № 2136972 «Способ увеличения продолжительности срока службы электрической центробежной насосной установки»; № 2152510 «Акустический способ контроля технического состояния электрической центробежной насосной установки».
 3. Оптимизация режима работы УЭЦН методом контроля токовых составляющих погружного электродвигателя (ПЭД)
 Необходимая аппаратура: стандартные токовые клещи, приемник ФКМ, блок регистрации «МИКОН-101».
 Оптимизацию режима работы производят методом контроля токовых составляющих в каждой из фаз питания ПЭД, а также в нулевом проводе.
 Выделение токовых составляющих базируется на новых технических решениях, позволяющих устранить субъективные факторы и аппаратурные погрешности, так как в других случаях по известным решениям погрешность определения составляет десятки процентов.
 4. Измерение динамического уровня жидкости в газлифтных скважинах.
 Необходимая аппаратура: коммутатор линий, приемник  ФКМ, блок регистрации «МИКОН-101».
 Измерение основано на акустическом методе активной локации скважины в затрубном пространстве.
 Технические решения базируются на патенте Российской Федерации № 2112879 «Устройство для измерения уровня жидкости в газлифтных скважинах».
 5. Дистанционное измерение уровня жидкости в газлифтных скважинах
 Необходимая аппаратура: стационарно установленные в затрубном пространстве пьезокерамические датчики по одному в каждой скважине, управляемый электропневмоклапан – один на батарею из 10-ти скважин, приемные устройства типа ФКМ по одному на каждую скважину, устанавливаемые в блоке местной автоматики в комплекте с блоком управления, подводящие провода от датчиков и от электропневмо-клапана к блоку автоматики и канал телемеханики.
 Технология базируется на  патентах Российской Федерации: № 22311639 «Способ дистанционного измерения уровня жидкости в газлифтных скважинах»; № 2246004 «Устройство для дистанционного измерения уровня жидкости в газлифтных скважинах».
 6. Контроль технического состояния штанговых глубинных насосов
 Технология базируется на базе приемного устройства ФКМ в сочетании с комплексом «МИКОН-101».
 Позволяет производить контроль технического состояния ШГН, а также измерять динамический уровень жидкости и другие параметры установки, за исключением механических нагрузок.
 Технические решения базируются на патентах Российской Федерации: № 2069257 «Акустический способ контроля технического состояния штангового насоса и компрессорных труб» и № 2097553 « Устройство для контроля технического состояния штанговых глубинных насосов».
 7. Дистанционное измерение уровня жидкости в насосных скважинах
 Технология реализуется на следующем оборудовании: пьезокерамические датчики, установленные на устье каждой скважины, соединительные провода, приемные устройства типа ФКМ по одному на каждую скважину, плата согласования с контроллером, исполнительный элемент, канал телемеханики.
 Технология позволяет производить дистанционное измерение уровня жидкости без выезда на месторождение за счет измерения режима работы установки на заданный промежуток времени. В частных случаях изменение режима производят путем отключения установки, запуска, стравливания газа из затрубного пространства в коллектор, а также другими действиями, например, управлением частотным преобразователем.
 Технология позволяет производить измерение динамического уровня жидкости и диагностику ШГН без изменения режима их работы.
 Технология основана на технических решениях по заявке на изобретение «Способ дистанционного измерения уровня жидкости в насосных скважинах» от 12.09.2005 г.
 8. Дистанционное или телеметрическое измерение уровня жидкости в скважинах представляет собой перспективное направление для дальнейшего развития технологического контроля оборудования добывающих скважин, альтернативы которому в обозреваемом будущем не просматривается.
 Его основой является новый принцип обработки слабых сигналов, включающий симметрирование сигналов, локальное подавление сетевых наводок, прямое управление приемным устройством и ограничение высокочастотных составляющих акустических шумов, не содержащих полезной информации.
 В совокупности этот принцип позволяет снизить искажение полезных сигналов до десятых долей процента, а также подавить помехи до требуемого уровня.
 Принцип может быть использован для других систем, где требуется высокочастотная обработка слабых сигналов в диапазоне от нескольких десятков микровольт и выше при максимально возможном подавлении помех и незначительных нелинейных искажениях.
 Применение этого принципа позволяет повысить технические параметры приемного устройства примерно на два порядка.
 Технология базируется на технических решениях по заявке «Способ дистанционного контроля уровня жидкости в скважине с насосной установкой» от 15.09.2005 г.
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Система измерения технически реализуется на базе серийного комплекса «МИКОН-101» в сочетании с приемником ФКМ, изготавливаемым по заказу.
 
 
 

Добавить в любимые (0) | Просмотров: 24476

  Коментарии (1)
1. Написал(а) ильдар фанилович габдрахманов, в 23:54 06.05.2011
:) :)

Только зарегистрированные пользователи могут оставлять коментарии.
Пожалуйста зарегистрируйтесь или войдите в ваш аккаунт.

Последнее обновление ( 07.05.2007 )
 
< Пред.   След. >
Последние публикации
Популярное
Смотри также
   
Oil-Info.ru © 2018
Go to top