Устройство мониторинга параметров при эксплуатации интеллектуальной скважины



Устройство мониторинга параметров при эксплуатации интеллектуальной скважины
Устройство мониторинга параметров при эксплуатации интеллектуальной скважины
Устройство мониторинга параметров при эксплуатации интеллектуальной скважины

Владельцы патента RU 2581852:

Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственная фирма Завод "Измерон" (RU)

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к устройству мониторинга давления и температуры для интеллектуальных газовых и газоконденсатных скважин. Техническим результатом является повышение надежности и эксплуатационных качеств устройства. Устройство включает погружное оборудование и наземное оборудование, соединенное с погружным оборудованием. Причем погружное оборудование содержит оптический датчик измерения температуры и давления, размещенный в держателе и снабженный погружным оптоволоконным кабелем, а наземное оборудование содержит систему обработки, контроля и хранения информации постоянного мониторинга температуры и давления, снабженную наземным оптоволоконным кабелем, соединенным посредством герметичной муфты с погружным оптоволоконным кабелем, и включающую пост оператора и оптоэлектронный блок, обеспечивающий обработку информации постоянного мониторинга температуры и давления и имеющий возможность взаимодействия посредством беспроводной связи с постом оператора, обеспечивающим контроль и хранение параметров мониторинга температуры и давления, при этом оптоэлектронный блок установлен в защитный корпус, оборудованный системами отопления и кондиционирования и автономными источниками питания. 3 ил.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к устройству мониторинга давления и температуры для интеллектуальных газовых и газоконденсатных скважин, эксплуатируемых в районах Крайнего Севера, а именно на полуострове Ямал.

Известно использование интеллектуального датчика-вставки при испытании скважин в двух измерениях с размещением датчиков в пласт и в ствол скважины для измерения пластового давления в месторасположении каждого датчика и передачи полученных данных на обработку (RU 2450123 С2, E21B 49/00, E21B 47/06, E21B 47/12, 10.05.2012).

Известно устройство для одновременно-раздельной эксплуатации многопластовых скважин, включающее измерительные преобразователи и оснащенное интеллектуальной системой управления, размещенной на устье скважины и связанной с измерительными преобразователями (RU 89604 U1, E21B 43/14, 10.12.2009).

Известен автономный погружной внутрискважинный измеритель давления и температуры, выполненный с системой управления и обработки данных датчиков давления и температуры, с возможностью записи считанных данных в память посредством электронной схемы (ej.kubagro.ru/2005/06/04/p04.asp).

Известен мониторинг с помощью оптоволоконных систем компании Sensa, Шлюмберже, обеспечивающий постоянное получение данных без вторжения в скважину и возможность надежно и точно получать и передавать скважинные данные в режиме реального времени, при этом стационарно установленная волоконно-оптическая аппаратура позволяет измерять температуру в стволе скважины и передавать соответствующие данные на поверхность (slb.ru/page.php?code=54).

Известен автономный прибор для геофизических исследований в нефтяной, газовой или водяной скважине, содержащий установленные в корпусе регистрирующую и записывающую аппаратуру, архив информации, батареи питания и приемник и передатчик для электромагнитной связи с приемно-передающим устройством на поверхности (RU 24702 U1, E21B 47/00, 20.08.2002).

Известна многофункциональная автоматическая комплексная станция интеллектуальной скважины, включающая погружное оборудование и наземное оборудование, соединенное с погружным оборудованием, при этом комплексная станция осуществляет комплексное управление различными процессами работы подземного оборудования скважины с возможностью архивирования данных о работе каждого из процессов, дистанционного управления и передачи данных о работе каждого из процессов по беспроводному и/или проводному каналу, а также наработки на отказ скважинного оборудования (RU 128894 U1, E21B 36/04, E21B 37/06, E21B 47/00, 10.06.2013).

Известен оптоволоконный датчик давления и температуры компании Weatherford, который используется для постоянного мониторинга давления и температуры в коллекторе и устанавливается в скважинах как над, так и под пакером (weatherford.ru/assets/files/pdf).

Известные устройства имеют индивидуальное выполнение и использование.

Известно устройство для контроля давления жидкости в скважине, включающее погружное оборудование и наземное оборудование, соединенное с погружным оборудованием (RU 35654 U1, E21B 47/00, 27.01.2004).

Данное техническое решение принято в качестве ближайшего аналога настоящего изобретения.

В ближайшем аналоге наземное оборудование содержит контрольный прибор, установленный на устье скважины и соединенный с кабелем, а для подвода жидкости от скважины к контрольному прибору выполнен канал, в котором установлен кабель с внутренней герметичной трубкой, а в качестве погружного оборудования использован преобразователь скважинного давления жидкости в давление жидкости в трубке, выполненный в виде поршня со штоком.

В ближайшем аналоге давление внутри скважины фиксируется контрольным прибором на устье скважины, а динамику изменения скважинного давления отслеживает преобразователь, который повышает давление в трубке выше скважинного и передает на устье не скважинное давление, а разницу между созданным давлением в трубке на соответствующей глубине расположения преобразователя в скважине и гидростатическим давлением жидкости в трубке на той же глубине.

Чтобы узнать истинную величину скважинного давления в ближайшем аналоге, необходимо полученное давление в трубке уменьшить на коэффициент увеличения давления преобразователя и умножить на соотношение плотностей скважинной жидкости и жидкости в трубке.

Возможность проведения постоянного мониторинга в ближайшем аналоге отсутствует.

Кроме того, обработка и хранение параметров измерений в ближайшем аналоге не осуществляется.

В основу настоящего изобретения положено решение задачи, позволяющее повысить надежность и эксплуатационные качества устройства.

Технический результат настоящего изобретения заключается в постоянном мониторинге давления и температуры за счет выполнения устройства с оптическим датчиком измерения температуры и давления и с наземным оборудованием, содержащим систему обработки, контроля и хранения информации; в обеспечении надежности устройства за счет использования оптических технологий, обеспечивающих электробезопасность, и за счет выполнения оптоэлектронного блока в защитном корпусе; в повышении эксплуатационных качеств за счет конструктивного выполнения погружного и наземного оборудования при расположении в них функциональных устройств осуществления мониторинга.

Согласно изобретению эта задача решается за счет того, что устройство мониторинга параметров при эксплуатации интеллектуальной скважины включает погружное оборудование и наземное оборудование.

Наземное оборудование соединено с погружным оборудованием.

Погружное оборудование содержит оптический датчик измерения температуры и давления, размещенный в держателе и снабженный погружным оптоволоконным кабелем.

Наземное оборудование содержит систему обработки, контроля и хранения информации постоянного мониторинга температуры и давления, снабженную наземным оптоволоконным кабелем.

Наземный оптоволоконный кабель соединен посредством герметичной муфты с погружным оптоволоконным кабелем.

Систему обработки, контроля и хранения информации постоянного мониторинга температуры и давления включает пост оператора и оптоэлектронный блок.

Оптоэлектронный блок обеспечивает обработку информации постоянного мониторинга температуры и давления.

Оптоэлектронный блок имеет возможность взаимодействия посредством беспроводной связи с постом оператора.

Пост оператора обеспечивает контроль и хранение параметров мониторинга температуры и давления.

Оптоэлектронный блок установлен в защитный корпус, оборудованный системами отопления и кондиционирования и автономными источниками питания.

Заявителем не выявлены источники, содержащие информацию о технических решениях, идентичных настоящему изобретению, что позволяет сделать вывод о его соответствии критерию «новизна».

За счет реализации отличительных признаков изобретения (в совокупности с признаками, указанными в ограничительной части формулы) достигаются важные новые свойства объекта.

Использование оптических технологий в погружном и наземном оборудовании обеспечивает электробезопасность.

Выполнение устройства с погружным оборудованием, содержащим оптический датчик измерения температуры и давления, и с наземным оборудованием с системой обработки, контроля и хранения информации параметров в месте установки оптического датчика измерения температуры и давления позволяет осуществлять постоянный мониторинг параметров.

Выполнение погружного и наземного оборудования, расположение в них устройств осуществления мониторинга: передачи, обработки, контроля и хранения данных, обеспечивает повышение эксплуатационных качеств.

Наличие герметичной муфты для соединения погружного оптоволоконного кабеля с наземным оптоволоконным кабелем повышает эксплуатационные качества.

Выполнение оптоэлектронного блока с защитным корпусом, оборудованным системами отопления и кондиционирования и автономными источниками питания, повышает надежность устройства и его эксплуатации.

Заявителю не известны какие-либо публикации, которые содержали бы сведения о влиянии отличительных признаков изобретения на достигаемый технический результат. В связи с этим, по мнению заявителя, можно сделать вывод о соответствии заявляемого технического решения критерию «изобретательский уровень».

Сущность изобретения поясняется чертежами, где изображены:

на фиг. 1 - функциональная схема устройства;

на фиг. 2 - погружное оборудование, схематично;

на фиг. 3 - интеллектуальная скважина, схематично.

На чертежах представлено:

погружное оборудование - 1,

оптический датчик измерения температуры и давления (оборудования 1) - 2,

держатель (датчика 2) - 3,

погружной оптоволоконный кабель (датчика 2) - 4;

наземное оборудование - 5,

система обработки, контроля и хранения информации постоянного мониторинга температуры и давления (оборудования 5) - 6,

оптоэлектронный блок (системы 6) - 7,

защитный корпус (блока 7) - 8,

наземный оптоволоконный кабель (системы 6) - 9,

пост оператора (системы 6) - 10;

герметичная муфта (соединения кабелей 4 и 9) - 11.

Устройство осуществляет мониторинг параметров при эксплуатации интеллектуальной скважины.

Устройство включает погружное оборудование 1 и наземное оборудование 5.

Погружное оборудование 1 содержит оптический датчик 2 измерения температуры и давления.

Оптический датчик 2 размещен в держателе 3.

В качестве оптического датчика использован оптический датчик «Р/Т-Б» производства ООО "Петрофайбер".

Оптический датчик 2 снабжен погружным оптоволоконным кабелем 4.

Наземное оборудование 5 содержит систему 6 обработки, контроля и хранения информации постоянного мониторинга температуры и давления.

Система 6 обработки, контроля и хранения информации постоянного мониторинга температуры и давления снабжена наземным оптоволоконным кабелем 9.

Наземный оптоволоконный кабель 9 соединен посредством герметичной муфты 11 с погружным оптоволоконным кабелем 4.

Система 6 обработки, контроля и хранения информации постоянного мониторинга температуры и давления включает пост оператора 10 и оптоэлектронный блок 7.

Оптоэлектронный блок 7 обеспечивает обработку информации постоянного мониторинга температуры и давления.

Оптоэлектронный блок 7 имеет возможность взаимодействия посредством беспроводной связи с постом оператора 10, обеспечивающим контроль и хранение параметров температуры и давления.

Оптоэлектронный блок 7 установлен в защитный корпус 8, оборудованный системами отопления и кондиционирования и автономными источниками питания.

В качестве оптоэлектронного блока использован оптоэлектронный блок «Р/Т-1» производства ООО "Петрофайбер".

Работа устройства мониторинга параметров показана на примере эксплуатации интеллектуальной скважины, представленной на фиг. 3.

При эксплуатации скважины оптоэлектронный блок 7, находящийся на устье скважины, посылает сигнал к оптическому датчику 2, установленному в держателе 3, установленному на колонне насосно-компрессорных труб. Под действием температуры и давления чувствительный элемент оптического датчика 2 видоизменяет и отражает сигнал.

Погружной оптоволоконный кабель 4 передает сигнал внутри колонны насосно-компрессорных труб.

Погружной оптоволоконный кабель 4 расположен внутри герметичной нержавеющей трубки (не показана). Трубка снаружи защищена оплеткой, которая воспринимает все осевые усилия, а также защищает от механических повреждений и износа при спускоподъемных операциях.

Погружной оптоволоконный кабель 4 фиксируется на колонне насосно-компрессорных труб металлической бандажной лентой с помощью специального инструмента для обеспечения снижения монтажного времени.

Герметичная муфта 11 соединения погружного 4 и наземного 9 оптоволоконных кабелей предотвращает фонтанирование в случае повреждения погружного оптоволоконного кабеля 4.

Наземный оптоволоконный кабель 9 укладывается в кабель-канал до места установки оптоэлектронного блока 7, в котором происходит преобразование оптического сигнала. Полученные данные посредством беспроводной связи передаются на пост оператора 10, где визуализируются для просмотра и накапливаются для хранения.

Оптоэлектронный блок 7 установлен в защитный корпус 8. Защитный корпус 8 оборудован системами отопления и кондиционирования и автономными источниками питания, позволяющими временно эксплуатировать наземное оборудование 5 в случае отключений электроэнергии.

Пост оператора 10 может обслуживать несколько скважин, оснащенных устройствами мониторинга.

Конструктивное выполнение устройства позволяет осуществлять постоянный мониторинг давления и температуры работающей скважины.

Предложенное устройство мониторинга параметров при эксплуатации интеллектуальной скважины осуществлено при использовании известных оптических технологий, широко применяемых в приборостроении, применительно к газовым и газоконденсатным скважинам, и проведенные проектно-конструкторские и технологические проработки ООО «Научно-производственная фирма Завод «Измерон»» и опытные испытания на скважинах Бованенковского газового месторождения на полуострове Ямал обусловливают, по мнению заявителя, соответствие устройства критерию «промышленная применимость».

Использование предложенного устройства мониторинга параметров позволяет повысить надежность и его эксплуатационные качества.

Устройство мониторинга параметров при эксплуатации интеллектуальной скважины, включающее погружное оборудование и наземное оборудование, соединенное с погружным оборудованием, отличающееся тем, что погружное оборудование содержит оптический датчик измерения температуры и давления, размещенный в держателе и снабженный погружным оптоволоконным кабелем, а наземное оборудование содержит систему обработки, контроля и хранения информации постоянного мониторинга температуры и давления, снабженную наземным оптоволоконным кабелем, соединенным посредством герметичной муфты с погружным оптоволоконным кабелем, и включающую пост оператора и оптоэлектронный блок, обеспечивающий обработку информации постоянного мониторинга температуры и давления и имеющий возможность взаимодействия посредством беспроводной связи с постом оператора, обеспечивающим контроль и хранение параметров мониторинга температуры и давления, при этом оптоэлектронный блок установлен в защитный корпус, оборудованный системами отопления и кондиционирования и автономными источниками питания.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к добыче газа при эксплуатации морских и шельфовых месторождений, включая и арктическую зону.

Изобретение относится к области геофизических исследований нефтяных и газовых скважин, а именно к определению профиля закачки воды в нагнетательных скважинах. Технический результат - повышение точности определения профиля закачки с использованием нестационарной термометрии скважины.

Группа изобретений относится к области исследования нефтяных и газовых скважин и может быть применена в системе каротажа проведения геофизических исследований в зоне скважины ниже работающего погружного насоса (ЭЦН).

Изобретение относится к технологии управления давлением в стволе скважины. Техническим результатом является возможность обеспечить давление в стволе скважины в любое время.

Изобретение относится к области исследования нефтяных и газовых скважин и предназначено для корректировки результатов измерений давления в высокопродуктивных скважинах, проведенных во время испытания скважины.

Изобретение относится к оборудованию для интеллектуальной газовой и газоконденсатной скважины, используемому в районах Крайнего Севера. Техническим результатом является повышение эксплуатационных качеств, увеличение надежности эксплуатации за счет обеспечения возможности постоянного мониторинга температуры и давления внутри скважины.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применена для одновременно-раздельной закачки в два пласта. Установка состоит из спущенной в скважину на колонне труб компоновки подземного оборудования, включающей воронку-центратор, нижний пакер, переводник-центратор, устройство распределения закачки, верхний пакер, удлинитель.

Группа изобретений относится к способам и средствам, обеспечивающим измерение параметров продуктивных слоев, и может быть применена для одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для решения задач по восстановлению коллекторских свойств прискважинной зоны продуктивных пластов добывающих нефтегазовых скважин и вовлечению в разработку трудноизвлекаемых и нерентабельных запасов углеводородов, а также может быть использовано для декольматажа фильтров и прифильтровых зон гидрогеологических скважин.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано на нефтяных месторождениях для измерения пластового давления для контроля и управления процессом добычи нефти.

Группа изобретений предназначена для использования в области подземного хранения CO2 и других вредных газов, а также защиты окружающей среды. Технический результат - повышение надежности хранилища и снижение затрат на его создание. В первом варианте реализации способа для закачки CO2 выбирают ловушку водоносного пласта с термобарическими параметрами, способствующими длительному захоронению CO2 в жидком агрегатном состоянии. Бурят скважины в купольной части структуры ловушки. Закачивают жидкий CO2 в центральные скважины и по мере опускания контакта «жидкий CO2-вода» закачивают CO2 в периферийные скважины. Осуществляют контроль динамики пластового давления с одновременным мониторингом появления жидкого СО2 в наблюдательных скважинах. Закачку жидкого СО2 прекращают при обнаружения его в наблюдательных скважинах, а также при достижении в ловушке давления, соответствующего максимально допустимому пластовому давлению. Контроль за герметичностью по латерали ловушки осуществляют посредством наблюдательных скважин, расположенных вблизи замыкающей изогипсы ловушки, а по вертикали ловушки - посредством расположенных на вышезалегающих горизонтах контрольных скважин. Во втором варианте реализации способа закачивают газообразный CO2. Одновременно контролируют динамику пластового давления глубинными манометрами. При достижении давления в ловушке значения, соответствующего жидкому агрегатному состоянию CO2, продолжают закачку CO2 уже в жидком агрегатном состоянии в приконтактные зоны ловушки, контролируя динамику пластового давления глубинными манометрами. 2 н.п. ф-лы, 6 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для определения интервалов заколонного перетока жидкости из пластов, перекрытых насосно-компрессорными трубами. Техническим результатом является повышение достоверности определения интервалов заколонного перетока жидкости в скважинах перекрытых НКТ. Способ включает регистрацию термограмм до и после кратковременного локального нагрева обсадной колонны в предполагаемом интервале движения флюида путем регистрации температуры по стволу скважины с последующим их анализом. При этом опускают насосно-копрессорную трубу из стеклопластика с размещенными снаружи датчиками температуры в выбранный интервал исследования, далее осуществляют индукционный нагрев обсадной колонны через стеклопластиковую насосно-компрессорную трубу в течение времени, определяемого по математическому выражению, и проводят регистрацию температуры во времени в процессе локального кратковременного нагрева колонны и по стволу скважины в исследуемом интервале при работе скважины, а об интервале заколонного перетока судят по повышенному темпу изменения температуры. 1 ил.

Изобретение относится к испытанию пласта при бурении с контролем давления. Техническим результатом является повышение эффективности испытания пласта. Способ испытания земляного пласта содержит постепенное открытие дросселя во время приостановления бурения пласта, тем самым обеспечивающее снижение давления в стволе скважины, и детектирование притока в ствол скважины вследствие снижения давления в стволе скважины. Другой вариант способа содержит бурение пласта при герметично изолированном от атмосферы кольцевом пространстве между буровой колонной и стволом скважины, последующее постепенное открытие дросселя во время приостановления бурения, тем самым обеспечивающее снижение давления в стволе скважины, и определение приблизительного порового давления пласта как давления в стволе скважины при детектировании притока. Буровая текучая среда может протекать или не протекать через буровую колонну при детектировании притока. Для проверки давления в стволе скважины может быть использован скважинный датчик давления. 3 н. и 25 з.п. ф-лы, 4 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при основании и эксплуатации месторождений, расположенных в зоне распространения многолетне-мерзлых пород. Техническим результатом является повышение точности прогнозирования теплового состояния мерзлых пород при эксплуатации скважин, т.е. радиуса оттаивания вокруг скважины и расчет температуры нефти в скважине. В способе учитывают связь вертикального теплового потока в скважине с горизонтальным потоком тепла от скважины в горные породы: насколько нефть охладилась при подъеме от забоя к устью, настолько прогрелись (протаяли) горные породы вокруг скважины, на основании этого получено сложное интегро-дифференциальное условие на границе скважины и горных пород. Температурное поле горных пород определяют с помощью численного моделирования. Температурное поле флюида в скважине находится на основании решения уравнения притока тепла. 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи посредством тепловых методов, в частности, при организации внутри пластового горения (ВПГ). Техническим результатом изобретения является увеличение информативности об исследуемом объекте разработки, определение температуры в зоне теплового воздействия, в частности, в зоне горения при ВПГ, для оптимизации режимов закачки окислителя и/или теплоносителя и/или вытесняющего агента в пласт. Способ заключается в закачке по меньшей мере в одну нагнетательную скважину вместе с закачиваемым агентом смеси из по меньшей мере двух трассирующих агентов разной термостойкости в требуемой пропорции и концентрации. Производят регистрации концентраций каждого из трассирующих агентов в по меньшей мере одной добывающей скважине. После чего по изменению пропорций (относительных долей) трассирующих агентов в продукции скважин относительно их пропорций в закачиваемой смеси, оценивают температуру и размеры зоны теплового воздействия или горения. 4 з.п. ф-лы, 3 табл., 2 ил.

Изобретение относится к термометрии, а именно к полевому определению температуры грунтов, где требуется получить конкретные данные о температуре мерзлых, промерзающих и протаивающих грунтов. Техническим результатом является повышение точности измерений, устранение конвекции воздуха в термометрической скважине при производстве измерений. Способ измерения температуры грунта с помощью измерительной гирлянды, опускаемой в термометрическую скважину. При этом обсадная труба термометрической скважины представляет собой трубу, изготовленную из материала с относительно низким коэффициентом теплопроводности (например, полипропилен), с частями из материала с относительно высоким коэффициентом теплопроводности (например, втулки из стали), а измерительная гирлянда представляет собой трубу, имеющую наружный диаметр, равный внутреннему диаметру обсадной трубы, и аналогичную по конструкции, у которой к металлическим частям прикреплены термопары для измерения температуры. 2 ил.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при разработке газовых и газоконденсатных месторождений. Способ включает проведение стандартных газодинамических исследований скважин на стандартных режимах фильтрации с построением зависимости устьевых параметров (давления и температуры) и давления на забое скважины от расхода газа, контроль соответствия величины фиксируемых в процессе эксплуатации устьевых параметров величине параметров, определяемой зависимостью, построенной по результатам газодинамических исследований (ГДИ) при текущем расходе газа. Осуществляют контроль давления в затрубном пространстве скважины с помощью датчика давления, установленного на скважине и по показаниям которого с заданным шагом квантования, по барометрической формуле автоматизированная система управления технологическими процессами оперативно моделирует давление на забое скважины и сравнивает его с величиной забойного давления, определяемой зависимостью, построенной по результатам ГДИ при текущем расходе газа. Оперативное моделирование давления на забое скважины и его динамики осуществляют, используя результаты фактических измерений расхода газа, производимых с заданным шагом квантования. Оперативное моделирование потерь давления в стволе скважины определяют из результатов фактических измерений давления на забое скважины, ее характеристик и текущих параметров добываемого флюида. Предложенное изобретение позволяет оперативно контролировать техническое состояние скважин, что повышает эффективность промышленной безопасности при эксплуатации. 2 з.п. ф-лы.

Изобретение относится к области горного дела, в частности к добыче нефти, и может быть использовано для добычи флюида из двух пластов скважины. Установка содержит устанавливаемые в обсадной трубе колонну лифтовых труб, устьевую арматуру и две секции, монтируемые в обсадной трубе с помощью стыковочного узла. Нижняя секция содержит двуякорный пакер с устройством приема флюида из нижнего пласта, а верхняя секция - погружной электроприводной насос с блоком погружной телеметрии (БПТ), примкнутым к частотно-управляемому погружному электродвигателю (ПЭД) погружного электроприводного насоса, электроприводной дроссельный клапан с затвором и запорным седлом, соединенный механически и электрически с БПТ, включающим средства замера одного или нескольких параметров пластов, включая датчик измерения давления, и снабжена центратором для соединения части стыковочного узла верхней секции с ответной его частью на нижней секции. Затвор электроприводного дроссельного клапана выполнен с возможностью автоматического отсекания потока флюида из нижнего пласта в запорном седле в случае аварийного отключения электропитания скважины. Установка оснащена телемеханической системой (ТМС) с возможностью автоматического управления погружным электроприводным насосом и дроссельным клапаном по результатам замера параметров пластов, содержащей, по меньшей мере, второй датчик измерения давления и устройство учета поступления флюида из нижнего пласта, установленное перед входом флюида из нижнего пласта в запорное седло дроссельного клапана, и устройство суммарного учета добычи флюида из обоих пластов скважины, установленным на выходе, по крайней мере, из электроприводного насоса, электрически связанные со станцией управления скважиной и блоком приема и обработки информации одним или несколькими проводами электрического кабеля, проложенными внутри БПТ через обмотки электродвигателя насоса и устьевую арматуру. Технический результат заключается в упрощении конструкции и повышении надежности эксплуатации скважины. 2 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей области, в частности к добыче углеводородов из скважин малого диаметра с помощью погружных установок электроцентробежных насосов, оснащенных термоманометрической системой (ТМС). Установка для подъема пластовой жидкости содержит погружной электродвигатель с гидрозащитой и силовым кабелем питания, насос, станцию управления с частотным преобразователем, НКТ и систему ТМС с гидравлической линией. ТМС установлена над погружным электродвигателем и присоединена к нему с помощью разъемного стыковочного узла. Силовой кабель питания пропущен через ТМС. Для предотвращения утечки жидкости при обрыве гидравлической линии ТМС оснащена клапаном. Изобретение позволяет монтировать оборудование на скважине, уменьшает радиальные габаритные размеры и повышает надежность работы установки. 4 з.п. ф-лы, 1 ил.

Группа изобретений относится к буровым работам, а в частности к распределенным подземным способам измерений. Способ мониторинга скважинных показателей в буровой скважине, проходящей через формацию, включает размещение в буровой скважине колонны соединенных труб, формирующей скважинную электромагнитную цепь, обеспечивающую создание электромагнитного сигнального канала между множеством датчиков в колонне соединенных труб. Получают через скважинную электромагнитную цепь данные от первого датчика указанного множества датчиков. Получают через скважинную электромагнитную цепь данные от второго датчика указанного множества датчиков, который расположен на расстоянии в продольном направлении от первого датчика в колонне соединенных труб. Сопоставляют данные первого датчика и данные второго датчика. Делают вывод о скважинном показателе на основе данных от датчиков. Управляют скважинным показателем на основе указанного сопоставления путем выборочной регулировки с учетом указанного вывода по меньшей мере одного параметра, влияющего на указанный скважинный показатель. Причем выборочную регулировку указанного по меньшей мере одного параметра выполняют до тех пор, пока указанный скважинный показатель не будет соответствовать целевому скважинному показателю в заданном диапазоне погрешности. Техническим результатом является повышение достоверности получаемых данных и повышение эффективности управления скважинным показателем или скважинным параметром на основе полученных данных. 8 н. и 20 з.п. ф-лы, 27 ил.
© Патентный поиск, поиск патентов на изобретения - FindPatent.RU 2012-2024
Политика конфиденциальности 2016-04-20 2016-04-20T09:32:32
Наверх