Claims (18)
1. Способ эксплуатации газлифтовой нефтяной скважины, содержащий следующие стадии: установка одного или нескольких датчиков непосредственно на производственной трубе (26) в нефтяной скважине; определение характеристики потока текучей среды в производственной трубе (26); передача указанной характеристики в поверхностный контроллер (34), применяя производственную трубу (26), отличающийся тем, что в качестве датчиков используют акустические датчики (51, 113) для определения акустической характеристики потока двухфазной текучей среды, режим течения двухфазной текучей среды определяют с применением поверхностного контроллера (34); и рабочие параметры нефтяной скважины (10) регулируют на основе определения указанного режима течения потока посредством поверхностного контроллера (34).1. A method of operating a gas-lift oil well, comprising the following steps: installing one or more sensors directly on a production pipe (26) in an oil well; determination of the characteristics of the fluid flow in the production pipe (26); transferring this characteristic to a surface controller (34) using a production pipe (26), characterized in that acoustic sensors (51, 113) are used as sensors to determine the acoustic characteristic of the two-phase fluid flow, the flow regime of the two-phase fluid is determined using the surface controller (34); and the operating parameters of the oil well (10) are adjusted based on the determination of the specified flow pattern by the surface controller (34).
2. Способ по п.1, в котором стадия управления содержит регулирование количества сжатого подъемного газа, нагнетаемого в нефтяную скважину (10).2. The method according to claim 1, in which the control stage comprises controlling the amount of compressed lifting gas injected into the oil well (10).
3. Способ по п.1, в котором стадия управления содержит регулирование количества сжатого газа, нагнетаемого в производственную трубу (26) через управляемый клапан (52) нисходящей скважины.3. The method according to claim 1, in which the control stage comprises controlling the amount of compressed gas injected into the production pipe (26) through a controlled valve (52) of the downhole.
4. Способ по п.1, в котором стадия определения характеристики потока содержит введение акустической характеристики в Искусственную Нейтральную Сеть.4. The method according to claim 1, wherein the step of determining the flow characteristics comprises introducing an acoustic characteristic into the Artificial Neutral Network.
5. Способ по п.1, в котором стадия управления содержит регулирование рабочих параметров для установления тэйлоровского режима потока.5. The method according to claim 1, in which the control stage comprises adjusting the operating parameters to establish a Taylor flow mode.
6. Способ по п.1, включающий определение дополнительных физических характеристик текучей среды.6. The method according to claim 1, comprising determining additional physical characteristics of the fluid.
7. Способ по п.6, включающий определение давления и температуры текучей среды в производственной трубе (26).7. The method according to claim 6, including determining the pressure and temperature of the fluid in the production pipe (26).
8. Способ по п.1, в котором используют производственную трубу, включающую ответвление трубы, проходящее от основной вертикальной нефтяной скважины.8. The method according to claim 1, in which a production pipe is used comprising a pipe branch extending from a main vertical oil well.
9. Способ по п.1, включающий стадию энергоснабжения акустического датчика, используя производственную трубу (26).9. The method according to claim 1, including the stage of power supply of the acoustic sensor using the production pipe (26).
10. Газлифтовая нефтяная скважина, содержащая производственную трубу (26) для транспортирования двухфазной текучей среды, содержащей нефть и подъемный газ, к поверхности, один или несколько датчиков (51, 113) нисходящей скважины, установленных непосредственно на производственной трубе (26) и предназначенных для определения физических параметров текучей среды, модем, оперативно связанный с производственной трубой (26) для получения данных от датчика и передачи данных по производственной трубе (26) на поверхность, поверхностный контроллер для получения указанных данных и определения режима потока текучей среды в производственной трубе (26) и дроссель (30) и/или управляемый клапан (52) нисходящей скважины для управления количеством подъемного газа, нагнетаемого в производственную трубу (26), отличающаяся тем, что дроссель (30) и/или клапан нисходящей скважины (52) управляются поверхностным контроллером (34) на основе определенного режима потока двухфазной текучей среды.10. A gas-lift oil well containing a production pipe (26) for transporting a two-phase fluid containing oil and lifting gas to the surface, one or more downstream sensors (51, 113) installed directly on the production pipe (26) and intended for determining the physical parameters of the fluid, a modem operatively connected to the production pipe (26) for receiving data from the sensor and transmitting data through the production pipe (26) to the surface, a surface controller for the floor the data and determine the flow regime of the fluid in the production pipe (26) and the throttle (30) and / or controlled valve (52) of the downhole to control the amount of lifting gas injected into the production pipe (26), characterized in that the throttle ( 30) and / or a downhole valve (52) are controlled by a surface controller (34) based on a specific two-phase fluid flow regime.
11. Скважина по п.10, в которой датчик содержит акустический датчик (51, 113).11. The well of claim 10, wherein the sensor comprises an acoustic sensor (51, 113).
12. Скважина по п.11, в которой компьютер, включающий модем, содержит Искусственную Нейтральную Сеть для определения режима потока текучей, среды на основе измерений акустического датчика (51, 113).12. The well of claim 11, in which the computer including the modem contains an Artificial Neutral Network for determining the flow regime of a fluid medium based on measurements of an acoustic sensor (51, 113).
13. Скважина по п.10, включающая в себя источник (34) энергии, соединенный с производственной трубой (26) для подачи энергии к датчику (51, 113).13. The well of claim 10, including a source of energy (34) connected to the production pipe (26) for supplying energy to the sensor (51, 113).
14. Способ управления потоком многофазной текучей среды в трубопроводе, содержащий следующие стадии: определение акустической характеристики потока текучей среды вдоль участка трубопровода; передача указанной характеристики в контроллер через трубопровод; определение режима потока текучей среды на указанном участке трубопровода на основе указанной характеристики, отличающийся тем, что указанная характеристика является акустической характеристикой многофазового потока текучей среды и количество, по меньшей мере, одной из текучих сред в трубопроводе регулируют на основе определенного режима потока текучей среды для установления требуемого режима потока.14. A method for controlling the flow of a multiphase fluid in a pipeline, comprising the steps of: determining the acoustic characteristics of a fluid flow along a portion of a pipeline; transferring the specified characteristic to the controller through the pipeline; determining a fluid flow regime in said pipeline section based on said characteristic, characterized in that said characteristic is an acoustic characteristic of a multiphase fluid flow, and the amount of at least one of the fluid in the pipeline is controlled based on a certain fluid flow regime to establish desired flow mode.
15. Способ по п.14, в котором трубопровод включает нефтяную скважину и многофазовую текучую среду, содержащую подъемный газ, нагнетаемый в скважину, и нефть.15. The method according to 14, in which the pipeline includes an oil well and a multiphase fluid containing lifting gas injected into the well, and oil.
16. Способ по п.14, в котором используют контроллер, включающий компьютер, имеющий Искусственную Нейтральную Сеть, предназначенную для определения режима потока текучей среды на основе характеристики.16. The method of claim 14, wherein a controller is used that includes a computer having an Artificial Neutral Network for determining a fluid flow mode based on a characteristic.
17. Способ по п.14, в котором требуемый режим потока текучей среды содержит тэйлоровский режим потока.17. The method of claim 14, wherein the desired fluid flow regime comprises a Taylor flow regime.
18. Способ по п.15, в котором требуемый режим потока содержит минимизацию количества подъемного газа и максимизацию количества добытой нефти.18. The method according to clause 15, in which the desired flow regime comprises minimizing the amount of lifting gas and maximizing the amount of oil produced.