RU2003110290A - Способ добычи нефти и устройство для контроля забойных термобарических параметров флюида при добыче нефти - Google Patents

Claims (7)

1. Способ добычи нефти, включающий спуск в скважину глубинного насоса с хвостовиком и размещенными на хвостовике по его длине и выше приема насоса датчиками температуры, электропроводности и давления, по меньшей мере последние из которых применяют в количестве не менее трех и размещают на фиксированных расстояниях друг от друга, после чего непрерывно в течение всего межремонтного срока эксплуатации скважины фиксируют в ней температуру, электропроводность скважинного флюида, абсолютную величину забойного давления и разницу давлений по глубине скважины в зоне продуктивного пласта с использованием различных комбинаций сочетания пар датчиков давления для определения частных и средних значений плотности скважинного флюида и при абсолютном забойном давлении ниже давления насыщения скважинного флюида попутным газом и/или при отклонении средних значений плотности скважинного флюида и/или его электропроводности от установленных пределов осуществляют регулирование режима работы скважины.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что частное значение плотности добываемого флюида (ρ, г/см³) определяют по соотношению

где ΔР - разница давлений по глубине скважины между датчиками давления в выбранной комбинации сочетания пар датчиков, г/см³;

g - ускорение свободного падения (g=9,8), см/с²;

ΔН_абс - расстояние по вертикали между датчиками давления в выбранной комбинации сочетания пар датчиков, см.

3. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что обводненность скважинного флюида (V_в, %) дополнительно контролируют по соотношению

где ΔР - разница давления между датчиками давления в выбранной комбинации сочетания пар датчиков, МПа;

g - ускорение свободного падения (g=9,8), см/с²;

ΔН - расстояние по вертикали между датчиками давления в выбранной комбинации сочетания пар датчиков, см,

α - угол наклона ствола скважины на участке между датчиками давления в выбранной комбинации сочетания пар датчиков, град;

ρ_н, ρ_в, ρ_ф, - плотность соответственно нефти, воды, скважинного флюида, г/см³;

V - объем воды.

4. Способ по одному из пп.1-3, отличающийся тем, что данные измерений кодируют в виде цифровой информации, которую запоминают и хранят в электронном блоке памяти и по мере необходимости передают на поверхность по кабельной линии связи для обработки и визуализации.

5. Устройство для эксплуатации скважины, включающее колонну труб для подъема нефти, гидравлически связанный с колонной труб глубинный насос с хвостовиком, жестко связанным с нижней частью насоса и выполненным из труб, или кабеля, или троса длиной до кровли продуктивного пласта, датчики температуры, электропроводности и давления, размещенные на хвостовике и выше приема насоса на лифтовых трубах, при этом все датчики имеют кабельную линию связи с поверхностью, а датчики давления в количестве не менее трех размещены на фиксированных расстояниях друг от друга, выполнены с возможностью непрерывного измерения во времени температуры, электропроводности скважинного флюида, абсолютной величины давления и перепада давления по длине хвостовика в зоне продуктивного пласта между парами датчиков давления при различных сочетаниях этих пар.

6. Устройство по п.3, отличающееся тем, что оно снабжено однопроводной кабельной линией с поверхностью.

7. Устройство по п.3 или 4, отличающееся тем, что оно снабжено электронным блоком памяти для хранения измеренных параметров в виде цифровой информации и интерфейсом для передачи информации на поверхность для ее визуализации и обработки.