Многофункциональная автоматическая цифровая интеллектуальная скважина

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к области контроля параметров скважинной жидкости (СКЖ) и управления в системе оптимизации работы скважин с установками электроцентробежных насосов (УЭЦН) по данным условий эксплуатации скважины и параметров СКЖ. Техническим результатом является расширение функциональных возможностей многофункциональной автоматической цифровой интеллектуальной скважины с обогревом насосно-компрессорных труб и электромагнитным облучением забоя индуктором. Предложена многофункциональная автоматическая цифровая интеллектуальная скважина, включающая погружное оборудование, состоящее из погружного центробежного насоса с погружным электродвигателем, погружной греющей кабельной линии, электрической линии связи с системой погружной телеметрии, высокочастотного генератора с возможностью передачи энергии до индуктора и станцию наземного оборудования, включающую управляющее устройство, соединенное через входы и выходы с наземным и погружным оборудованием и возможностью управления погружным электродвигателем, модуль беспроводной и/или проводной связи с возможностью управления, приема и передачи данных по средствам беспроводной и/или проводной связи, насос-дозатор, манометр, уровнемер с возможностью передачи информации на управляющее устройство, расходомер реагента с возможностью передачи данных о расходе реагента на управляющее устройство. При этом скважина дополнительно снабжена устьевым модулем (УМ), имеющим подвижный патрубок и выкидной патрубок в магистральный трубопровод, а наземное оборудование снабжено преобразователем напряжения/частоты и проточным экспресс-анализатором протонного магнитного резонанса (ПМРА), включающим магнит, диэлектрическую трубку с намотанной на нее катушкой индуктивности датчика ПМР, выход которой высокочастотным кабелем длиной в четверть волны соединен с усилителем мощности радиочастотных импульсов (передатчиком) и усилителем полезных сигналов ПМР (приемником) релаксометра, с которого через модуль информация о многофункциональной автоматической комплексной системе «интеллектуальная скважина - протонный магнитно-резонансный анализатор» передается на диспетчерский пульт контроля и управления нефтепромыслом. 3 з.п. ф-лы, 1 ил.

 

Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к системе управления многофункциональной автоматической цифровой интеллектуальной скважины (МАЦИС) для одновременного управления скоростью ротора погружного электродвигателя (ПЭД) установки центробежного электронасоса (УЭЦН) по данным контроля дебита и параметров скважинной жидкости (СКЖ), прогревом насосно-компрессорных труб (НКТ) для устранения образования асфальто-смолисто-парафиновых отложений (АСПО), индукционным прогревом призабойной зоны пласта для понижения вязкости нефти (природного битума) и/или раздельного выполнения указанных действий и может быть использована на промыслах при добыче нефти из скважин.

Известна система управления УЭЦН, содержащая станцию управления с преобразователем частоты и контроллерами, систему погружной телеметрии (Станция управления «Электон-05» ПЧ-ТТПТ-800-380-50-1-УХЛ1 ТУ 3416-003-43174012-2001).

Недостатком данной системы является то, что управление ПЭД осуществляется только по предварительно определенному заданию, отсутствует автоматическое регулирование производительности установки в соответствии с изменяющимися условиями добычи нефти, так как при управлении не учитываются реальные динамические характеристики системы «пласт-скважина-УЭЦН».

Известна система оптимального управления УЭЦН по патенту РФ №88167 от 27.10.2009, авторов Сипайлов В.А., Букреев В.Г. и Сипайлова Н.Ю.

Полезная модель относится к области управления технологическими процессами в нефтяной промышленности и направлена на повышение качества управления УЭЦН за счет возможности в реальном времени автоматически изменять показатели производительности установки и настраиваться на режим оптимального по технико-экономическим критериям функционирования.

Указанный технический результат достигается тем, что система оптимального управления УЭЦН, содержащая установленный в скважине погружной электронасосный агрегат с кабельной линией питания его электродвигателя, блок погружной телеметрии с датчиками параметров состояния скважины и электронасосного агрегата, измеритель дебита жидкости, установленный на выкидной линии и подключенный к первому входу блока идентификации, преобразователь частоты, подсоединенный к станции управления, силовой выход которой подключен к кабельной линии питания электродвигателя электронасосного агрегата, а информационный выход станции управления подключен ко второму входу блока идентификации, задатчик режима работы, дополнительно включает блок оптимизации и датчик буферного давления, выход которого соединен с первым входом блока оптимизации и третьим входом блока идентификации, четвертый вход которого подключен к первому выходу задатчика режима работы, второй выход которого подключен к информационному входу станции управления, третий выход соединен со вторым входом блока оптимизации, третий вход которого подключен к выходу блока идентификации, выход блока оптимизации подключен к управляющему входу преобразователя частоты.

Основные показатели работы УЭЦН - производительность (дебит жидкости) и потребление электроэнергии - зависят от технических параметров насоса и трубопровода, частоты вращения ротора электродвигателя, а также пластового и буферного давлений. Управление режимом работы УЭЦН обеспечивается путем изменения производительности (дебита жидкости) электроцентробежного насоса за счет регулирования частоты вращения ротора электродвигателя электронасосного агрегата путем изменения частоты напряжения и величины напряжения на выходе преобразователя частоты и напряжения (ПНЧ) в соответствии с рассчитанными в блоке оптимизации значениями, определяющими оптимальное по технико-экономическим критериям функционирование УЭЦН.

Оптимизация реализуется с помощью модели объекта методом перебора полученных решений в пределах заданных технологических ограничений. Результатом работы блока оптимизации является расчет управляющих воздействий (напряжение и частота напряжения на выходе преобразователя частоты), определяющих минимальное отклонение показателя технико-экономической эффективности УЭЦН (коэффициент рентабельности по электроэнергии) от планового значения. Оптимальные значения управляющих воздействий (частота напряжения и величина напряжения с выхода ПНЧ передаются в станцию управления. В результате ее работы происходит изменение частоты вращения ротора электродвигателя и устанавливается режим работы установки, наиболее приближенный к оптимальному. Задатчик режима работы может быть реализован в виде автоматизированного рабочего места технолога, а блоки идентификации и оптимизации программным (цифровым) способом с помощью программируемых контроллеров, например, контроллеров станции управления и преобразователя частоты.

Недостатком известной системы является недостаточный набор параметров управления УЭЦН и СКЖ, по которым производится оптимизация работы скважины и недостаточный набор функций для многофункциональности автоматической комплексной станции интеллектуальной скважины.

Последний недостаток аналога для управления УЭЦН при добыче высоковязких нефтей устраняется в многофункциональной автоматической комплексной станции интеллектуальной скважины по патенту РФ №128894 от 10.06.2013, авторов Глебова В.И., Скворцова Д.Е., принятой за прототип.

Система состоит из погружной установки электроцентробежного насоса (УЭЦН) с погружным электродвигателем (ПЭД), погружной греющей кабельной линии, электрической линии связи и наземного оборудования, состоящего из управляющего устройства ПЭД и кабельным нагревом (КН), высокочастотного генератора с возможностью передачи энергии до облучающего индуктора на расстоянии более 1000 м от генератора.

Технический результат, достигаемый системой-прототипом, заключается в обеспечения комплексной работы одной станции для одновременного или раздельного управляемого процесса работы насосного оборудования, прогрева НКТ, индукционного прогрева призабойной зоны пласта и/или трубопроводов, 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 увеличение периода наработки на отказ скважинного оборудования за счет обеспечения увеличения надежности работы, снижению времени и трудозатрат при монтаже и эксплуатации многофункциональной автоматической комплексной станцией интеллектуальной скважины. Благодаря тому, что система-прототип выполнена в одном корпусе, это позволяет доставить станцию в сборе и компактно разместить станцию на месте эксплуатации, что снижает трудозатраты на сборку и запуск в эксплуатацию, по сравнению с прототипом.

Станция имеет дополнительно установленную систему дозированной подачи реагента и индукционного прогрева призабойной зоны пласта и/или трубопроводов и имеет возможность обеспечивать полный процесс оптимизации и интенсификации добычи, путем обеспечения оптимального режима работы насосного оборудования за счет ликвидации АСПО и солеотложений на скважинном оборудовании и предотвращения увеличения вязкости флюида при подъеме по НКТ.

Благодаря вышеуказанному исключается возможность образования АСПО и солеотложений на погружном скважинном оборудовании, упрощается процесс монтажа, эксплуатации и обслуживания станции, увеличивается период наработки оборудования на отказ по сравнению с известным устройством по прототипу.

При эксплуатации проблемных скважин, осложненных АСПО, необходимо производить прогрев призабойной зоны пласта без подъема пластовой жидкости (например, при подготовке скважины к запуску для того, чтобы вследствие нагрева снизить вязкость жидкости и обеспечить более мягкие условия для работы ПЭД) или осуществлять индукционный нагрев совместно с питанием ПЭД и прогревом НКТ, когда скважина уже вышла на режим и необходимо поддерживать стационарное тепловое поле ствола скважин. Или производить только питание ПЭД и дозированную подачу реагента, когда параметры добычи позволяют производить на каком-то отрезке времени подъем жидкости без нагрева, а при отключении ПЭД можно оставить нагрев скважины и дозированную подачу реагента в работе (такая ситуация возникает при работе скважины с периодическим режимом работы по откачке жидкости). Таким образом, без переналадки установки, в автоматическом режиме, без подъема узлов из ствола скважины обеспечивается расширение ее функциональных и технологических возможностей. Все указанные операции возможно производить и одновременно в осложненных АСПО и солеотложениями скважинах.

Недостатками прототипа является недостаточный набор параметров управления УЭЦН и СКЖ, по которым производится оптимизация работы скважины и отсутствие прибора для измерения расхода скважинной жидкости, по данным которого осуществляется измерение дебита ИС; отсутствие измерителей концентрации воды, плотности и вязкости, по которым определяется момент на валу ПЭД и регулируется частота ротора двигателя, отсутствие преобразователя частоты ПЭД.

Данные недостатки аналогов и прототипа могут быть устранены в предлагаемой нами многофункциональной автоматической цифровой интеллектуальной скважине (МАЦИС) с использованием ПМР-анализатора (ПМРА) и преобразователя напряжения и частоты (ПНЧ) в наземном оборудовании.

Технический результат предлагаемого изобретения заключается в расширении функциональных возможностей в заявляемой МАЦИС за счет дополнительного использования ПМРА и ПНЧ.

Технический результат достигается тем, что в многофункциональной автоматической цифровой интеллектуальной скважине, включающей погружное оборудование, состоящее из погружного центробежного насоса с погружным электродвигателем, погружной греющей кабельной линии, электрической линии связи с системой погружной телеметрии, высокочастотного генератора с возможностью передачи энергии до индуктора и станцию наземного оборудования, включающую управляющее устройство, соединенное через входы и выходы с наземным и погружным оборудованием и возможностью управления погружным электродвигателем, модуль беспроводной и/или проводной связи с возможностью управления, приема и передачи данных по средствам беспроводной и/или проводной связи, насос-дозатор, манометр, уровнемер с возможностью передачи информации на управляющее устройство, расходомер реагента с возможностью передачи данных о расходе реагента на управляющее устройство, согласно настоящему изобретению, скважина дополнительно снабжена устьевым модулем (УМ), имеющим подвижный патрубок и выкидной патрубок в магистральный трубопровод, а наземное оборудование снабжено преобразователем напряжения/частоты и проточным экспресс-анализатором протонного магнитного резонанса (ПМРА), включающим магнит, диэлектрическую трубку с намотанной на нее катушкой индуктивности датчика ПМР, выход которой высокочастотным кабелем длиной в четверть волны соединен с усилителем мощности радиочастотных импульсов (передатчиком) и усилителем полезных сигналов ПМР (приемником) релаксометра, с которого через модуль информация о многофункциональной автоматической комплексной системе «интеллектуальная скважина - протонный магнитно-резонансный анализатор» передается на диспетчерский пульт контроля и управления нефтепромыслом.

При этом УМ выполнен в виде расширяющегося конического участка трубы; проточный ПМРА используется для измерения производительности скважины и для измерения физико-химических параметров скважинной жидкости.

Сущность изобретения поясняется чертежом, где на фиг. 1 представлена схема реализации заявляемой системы.

Обозначения на чертеже:

1 - скважина;

2 - УЭЦН;

3 - ПЭД;

4 - погружная греющая кабельная линии;

5 - линия связи с системой погружной телеметрии,

6 - высокочастотный генератор

7 - индуктор,

8 - станция наземного оборудования,

9 - управляющее устройство

10 - модуль управления,

11 - насос-дозатор

12 - манометр

13 - уровнемер

14 - расходомер

15 - преобразователь напряжения/частоты,

16 - устьевой модуль;

17 - подвижный патрубок

18 - выкидной патрубок

19 - магистральный трубопровод

20 - проточный экспресс-анализатор протонного магнитного резонанса

21 - магнит,

22 - диэлектрическая трубка

23 - катушка датчика ПМР,

24 - ВЧ-кабель длиной в четверть волны,

25 - усилитель мощности радиочастотных импульсов (передатчик,

26 - усилитель полезных сигналов ПМР (приемник),

27 - релаксометр

28 - диспетчерский пульт контроля и управления нефтепромыслом.

МАЦИС 1 включает погружное оборудование, состоящее из центробежного насоса 2 с погружным электродвигателем 3, погружной греющей кабельной линии 4 насосно-компрессорных труб, электрической линии связи 5 с системой погружной телеметрии, высокочастотного генератора 6 с возможностью передачи энергии до индуктора 7, размещенного на расстояние более 1000 м и станции наземного оборудования 8, включающей управляющее устройство 9, соединенное через входы и выходы с наземным и погружным оборудованием с возможностью управления ПЭД, модуль 10 беспроводной и/или проводной связи с возможностью управления, приема и передачи данных по средствам беспроводной и/или проводной связи (на фиг. 1 не показаны), насос-дозатор 11, манометр 12, уровнемер 13 с возможностью передачи информации на управляющее устройство 9, расходомер 14 реагента с возможностью передачи данных о расходе реагента на управляющее устройство, в которой согласно изобретению скважина дополнительно снабжена преобразователем напряжения/частоты 15 для управления скоростью ротора погружного электродвигателя 3 УЭЦН 2 и устьевым модулем (УМ) 16, имеющий подвижный патрубок 17 для отбора пробы из УМ и выкидной патрубок 18 для выброса СКЖ в магистральный трубопровод 19, а наземное оборудование имеет проточный экспресс-анализатор протонного магнитного резонанса (ПМРА) 20, включающий в своем составе магнит 21, в межполюсном пространстве которого проходит диэлектрическая трубка 22 с намотанной на нее катушкой 23 датчика ПМР, выход которой четвертьволновой (λ/4 = c/4νo=3⋅108/4⋅6⋅10, где с - скорость света, νo=6⋅106 МГц - резонансная частота ПМР-релаксометра ПМРА) кабелем 24, соединен с усилителем мощности 25 радиочастотных импульсов (передатчиком) и усилителем полезных сигналов ПМР (приемником) 26 релаксометра 27, через модуль 10 передающим информацию о МАКСИС-ПМРА на диспетчерский пульт 28 контроля и управления нефтепромыслом.

МАЦИС 1 функционирует следующим образом: центробежный насос 2 с погружным электродвигателем 3 откачивает скважинную жидкость вязкой нефти, у которой снижена вязкость после ее прогрева погружной греющей кабельной линией 4, высокочастотным генератором 6 посредством передачи энергии от индуктора 7 в затрубное пространство; в станции наземного оборудования 8, включающей управляющее устройство 9, соединенное через входы и выходы с наземным и погружным оборудованием с возможностью управления ПЭД через модуль управления 10 УЭЦН+ПЭД, насосом-дозатором 11, контролем манометром 12, уровнемером 13 расходомером 14 осуществляется подача реагента с возможностью передачи данных о расходе реагента на управляющее устройство, в которой согласно изобретению скважина дополнительно снабжена преобразователем напряжения/частоты 15 для управления в зависимости от параметров скважины и ФХП СКЖ скоростью ротора погружного электродвигателя 3 УЭЦН 2. В устьевом модуле 16 подвижный патрубок 17 осуществляет отбор пробы в любом сечении УМ, посредством выкидных патрубков 18 часть СКЖ выталкивается в магистральный трубопровод 19, а часть пробы через подвижный патрубок 17 поступает в проточный экспресс-анализатор протонного магнитного резонанса (ПМРА) 20, а именно в диэлектрическую трубку 22 с намотанной на нее катушкой 23 в межполюсном пространстве магнита 21 датчика ПМР, сигнал ПМР с которой через четвертьволновой кабель 24 подается в усилитель полезных сигналов ПМР (приемник) 26 релаксометра 27 и далее через модуль 10 информация о параметрах МАЦИС и о физико-химических параметрах СКЖ по ГОСТ Р 8.615-2005 ГСИ передается на диспетчерский пульт 28 контроля и управления нефтепромыслом.

Выполненные модельные эксперименты на стенде и моделирование процесса управления дебитом скважины показали пригодность системы МАЦИС-ПМРА для решения задач оптимизации работы интеллектуальной скважины.

1. Многофункциональная автоматическая цифровая интеллектуальная скважина, включающая погружное оборудование, состоящее из погружного центробежного насоса с погружным электродвигателем, погружной греющей кабельной линии, электрической линии связи с системой погружной телеметрии, высокочастотного генератора с возможностью передачи энергии до индуктора и станция наземного оборудования, включающая управляющее устройство, соединенное через входы и выходы с наземным и погружным оборудованием и возможностью управления погружным электродвигателем, модуль беспроводной и/или проводной связи с возможностью управления, приема и передачи данных по средствам беспроводной и/или проводной связи, насос-дозатор, манометр, уровнемер с возможностью передачи информации на управляющее устройство, расходомер реагента с возможностью передачи данных о расходе реагента на управляющее устройство, отличающаяся тем, что скважина дополнительно снабжена устьевым модулем (УМ), имеющим подвижный патрубок и выкидной патрубок в магистральный трубопровод, а наземное оборудование снабжено преобразователем напряжения/частоты и проточным экспресс-анализатором протонного магнитного резонанса (ПМРА), включающим магнит, диэлектрическую трубку с намотанной на нее катушкой индуктивности датчика ПМР, выход которой высокочастотным кабелем длиной в четверть волны соединен с усилителем мощности радиочастотных импульсов (передатчиком) и усилителем полезных сигналов ПМР (приемником) релаксометра, с которого через модуль информация о многофункциональной автоматической комплексной системе «интеллектуальная скважина - протонный магнитно-резонансный анализатор» передается на диспетчерский пульт контроля и управления нефтепромыслом.

2. Многофункциональная автоматическая цифровая интеллектуальная скважина по п. 1, отличающаяся тем, что УМ выполнен в виде расширяющегося конического участка трубы.

3. Многофункциональная автоматическая цифровая интеллектуальная скважина по п. 1, отличающаяся тем, что проточный ПМРА используется для измерения производительности скважины.

4. Многофункциональная автоматическая цифровая интеллектуальная скважина по п. 1, отличающаяся тем, что проточный ПМРА используется для измерения физико-химических параметров скважинной жидкости.



 

Похожие патенты:

Заявленное решение относится к способам и системам компьютерной обработки специализированных данных для обеспечения процесса сопровождения бурения скважин. Техническим результатом является повышение точности моделирования процесса проводки скважины в рамках целевого интервала с контролем устойчивости ствола скважины.

Группа изобретений относится к способу и устройству для определения эксплуатационных параметров насосной установки для использования в скважинах. Технический результат заключается в обеспечении перемещения полированного штока с более постоянной скоростью.
Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, в частности к области эксплуатации промысловых скважин, и может быть использовано при разработке нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений, в частности для определения фазовых дебитов скважин.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для контроля за разработкой продуктивного пласта. Способ включает получение флуоресцентного маркера в виде полимерных микросфер с приготовлением дисперсии смолы и люминесцирующих веществ, объединение полученного маркера с несущей средой, подаваемой в скважину, введение маркера с указанной несущей средой в скважину, отбор проб из скважины и их анализ с определением кодов и концентраций маркеров в пробах скважинной жидкости с использованием флюорометрии, определение на основе результатов указанных анализов внутрискважинных притоков флюида.

Группа изобретений относится к скважинным насосам, в частности к способу и устройству для определения производительности скважинных насосов. Технический результат – повышение точности в определении производительности упомянутых насосов.

Изобретение относится к способу исследования разреза скважины в процессе бурения и может быть использовано для оперативного выделения коллекторов и определения их гидродинамических параметров.

Изобретение относится геонавигации при бурении скважин. В частности, предложен способ оценки местоположения буровой скважины, включающий в себя: размещение акустического датчика в первой буровой скважине в формации, причем акустический датчик имеет несколько точек измерения, расположенных по длине первой буровой скважины; бурение буровым ставом части второй буровой скважины в формации; прием распределенных данных акустических измерений во время бурения от нескольких точек измерения, причем данные акустических измерений по меньшей мере отчасти основаны на акустическом сигнале, генерированном буровым ставом и обнаруженном в нескольких точках измерения, и включают в себя несколько сейсмотрасс, каждая из которых связана с отличающимся местоположением вдоль первой скважины; обработку данных измерений для оценки расстояния между буровым ставом и акустическим датчиком, причем обработка данных включает в себя взаимную корреляцию нескольких сейсмотрасс и расчет максимума взаимной корреляции, связанной с каждой сейсмотрассой, генерирование графика максимума взаимной корреляции и оценку указанного расстояния на основе вершины этого графика; и управление параметрами направления бурения исходя из расстояния.

Изобретение относится к средствам электромагнитного каротажа скважины. В частности, предложен антенный блок, содержащий: бобину, выполненную с возможностью размещения вокруг внешней поверхности оправки для закрепления инструмента и имеющую внешнюю поверхность бобины; катушку, содержащую множество обмоток, намотанных вокруг бобины вдоль по меньшей мере части внешней поверхности бобины; и множество ферритов, расположенных в канавке, выполненной на внешней поверхности оправки для закрепления инструмента.

Изобретение относится к несущим корпусным конструкциям для геофизических приборов, функционирующих в условиях знакопеременных осевых нагрузок, крутящих и изгибающих моментов, а также высокого внешнего давления и температуры.

Изобретение относится к средствам электромагнитного каротажа скважины. В частности, предложен антенный блок, содержащий бобину, выполненную с возможностью размещения вокруг внешней поверхности оправки для закрепления инструмента и имеющую внешнюю поверхность бобины.

Система (100, 200) содержит устройство (102, 202) для подъема жидкости, расположенное в скважине (106, 206) и содержащее электрический двигатель (108, 208), трехфазный кабель (114, 214) для соединения устройства для подъема жидкости с источником питания (112, 212), по меньшей мере один высокочувствительный дифференциальный трансформатор тока (104, 203, 204) для генерации сигналов (128, 227) дисбаланса, представляющих ток дисбаланса по меньшей мере в одном из электрического двигателя и трехфазного кабеля, при этом указанный по меньшей мере один высокочувствительный дифференциальный трансформатор тока расположен так, что окружает по меньшей мере часть трехфазного кабеля, и обрабатывающую подсистему (136, 236) для контроля состояния по меньшей мере одного из устройства для подъема жидкости и трехфазного кабеля на основе сигналов дисбаланса.

Изобретение относится к технологиям разработки нефтяных пластов с помощью многофункциональных скважин, совмещающих в себе функции и нагнетательных и добывающих скважин.

Изобретение относится к области добычи природного газа, в частности к обеспечению оптимального ведения комплекса технологических процессов сбора и подготовки газа к магистральному транспорту.
Изобретение относится к области добычи нефти и может быть применено для откачивания нефти погружными центробежными насосными установками с частотно-регулируемым электроприводом из многопластовых скважин, особенно при наличии в них малодебитных нефтеносных горизонтов.

Группа изобретений относится к области погружных насосных установок возвратно-поступательного действия для добычи пластовых жидкостей преимущественно в нефтедобыче и, в частности, к защите установок от динамических нагрузок, возникающих при внештатных режимах работы.

Изобретение относится к устройствам и способам, применяемым для нагревания формаций. Технический результат заключается в уменьшении или исключении потенциальных проблем в ходе производства, компоновки и/или монтажа изолированных проводников.

Изобретение относится к погружному оборудованию, а именно к скважинным фильтрам, у которых проницаемость и пропускная способность понижаются при появлении пластовой воды в добываемых углеводородах.

Изобретение относится к горной промышленности и может быть использовано для оборудования нефтяных, газовых и водозаборных скважин в интервале продуктивного пласта.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - сокращение времени на обработку пласта скважины за счет сокращения продолжительности подготовки процесса закачки раствора соляной кислоты в пласт в импульсном режиме.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам для добычи нефти из буровых скважин путем создания вторичного давления в пласте с целью вытеснения нефти и поддержания пластового давления с помощью закаченного в пласт газа.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к области контроля параметров скважинной жидкости и управления в системе оптимизации работы скважин с установками электроцентробежных насосов по данным условий эксплуатации скважины и параметров СКЖ. Техническим результатом является расширение функциональных возможностей многофункциональной автоматической цифровой интеллектуальной скважины с обогревом насосно-компрессорных труб и электромагнитным облучением забоя индуктором. Предложена многофункциональная автоматическая цифровая интеллектуальная скважина, включающая погружное оборудование, состоящее из погружного центробежного насоса с погружным электродвигателем, погружной греющей кабельной линии, электрической линии связи с системой погружной телеметрии, высокочастотного генератора с возможностью передачи энергии до индуктора и станцию наземного оборудования, включающую управляющее устройство, соединенное через входы и выходы с наземным и погружным оборудованием и возможностью управления погружным электродвигателем, модуль беспроводной иили проводной связи с возможностью управления, приема и передачи данных по средствам беспроводной иили проводной связи, насос-дозатор, манометр, уровнемер с возможностью передачи информации на управляющее устройство, расходомер реагента с возможностью передачи данных о расходе реагента на управляющее устройство. При этом скважина дополнительно снабжена устьевым модулем, имеющим подвижный патрубок и выкидной патрубок в магистральный трубопровод, а наземное оборудование снабжено преобразователем напряжениячастоты и проточным экспресс-анализатором протонного магнитного резонанса, включающим магнит, диэлектрическую трубку с намотанной на нее катушкой индуктивности датчика ПМР, выход которой высокочастотным кабелем длиной в четверть волны соединен с усилителем мощности радиочастотных импульсов и усилителем полезных сигналов ПМР релаксометра, с которого через модуль информация о многофункциональной автоматической комплексной системе «интеллектуальная скважина - протонный магнитно-резонансный анализатор» передается на диспетчерский пульт контроля и управления нефтепромыслом. 3 з.п. ф-лы, 1 ил.

Наверх