способ мониторинга и управления добывающей нефтяной скважиной с использованием батарейного питания в скважине

Формула изобретения

1. Способ мониторинга и управления добывающей нефтяной скважиной, в котором производят контроль параметров погружного насоса для реализации допустимых условий его работы в скважине, предусматривают мониторинг параметров газожидкостного столба в скважине в области погружного насоса насосно-компрессорной колонны, для чего размещают датчики на насосно-компрессорной колонне у погружного насоса, подводят электрическое питание для датчиков, измеряют параметры газожидкостного столба в области погружного насоса в ходе добычи, получают результаты измерений на поверхность, обрабатывают и используют эти результаты для управления погружным насосом при нефтедобыче, отличающийся тем, что мониторинг параметров газожидкостного столба в скважине осуществляют на различных его уровнях, включая положение динамического уровня и его расстояние до погружного насоса, для чего размещают датчики на нескольких фиксированных уровнях насосно-компрессорной колонны, предусматривают размещение на насосно-компрессорной колонне твердотельных батарей для автономного электрического питания, параметры газожидкостного столба измеряют на различных его уровнях в ходе добычи, и используют эти возможности и результаты при управлении производительностью погружного насоса для поддержания депрессии и параметров газожидкостного столба в скважине, соответствующих равновесию между дебитом нефтеотдачи пласта или пластов и дебитом нефтедобычи скважины при максимально допустимой производительности насоса.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что используют датчики для измерения давления и (или) температуры и (или) массопереноса и (или) содержания воды и (или) содержания газа в газожидкостном столбе скважины на различных его уровнях.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что для передачи измерений датчиков на поверхность на насосно-компрессорной колонне размещают устройства вместе с твердотельными батареями для их электрического питания и предусматривают беспроводную телеметрическую передачу информации по насосно-компрессорным или обсадным трубам скважины.

4. Способ по п.1, отличающийся тем, что предусматривают автономное электрическое питание в скважине с использованием твердотельных батарей в течение всего периода эксплуатации скважины между технологическими регламентными подъемами насосно-компрессорной колонны.

5. Способ по п.1, отличающийся тем, что предусматривают замену твердотельных батарей или их подзарядку на поверхности после регламентного подъема насосно-компрессорной колонны из скважины.

6. Способ по п.1, отличающийся тем, что предусматривают мониторинг массопереноса и распределения параметров флюида по высоте газожидкостного столба в межтрубном пространстве между обсадными и насосно-компрессорными трубами, телеметрическую передачу этих измерений на поверхность для обработки, мониторинг дебита нефтедобычи на поверхности и реализуют в режиме реального времени управление производительностью погружного насоса.

7. Способ по п.1, отличающийся тем, что к насосно-компрессорной колонне под погружным насосом прикрепляют на различных фиксированных уровнях датчики, устройства для передачи измерений на поверхность, твердотельные батареи для автономного питания, размещают их на различных уровнях газожидкостного столба скважины под насосом, измеряют параметры нефтеотдачи пласта или пластов и перетоки между пластами в ходе добычи, передают эти измерения на поверхность для обработки и мониторинга нефтеотдачи пласта или пластов в режиме реального времени и осуществляют управление производительностью погружного насоса с учетом мониторинга нефтеотдачи пласта или пластов в ходе добычи.

8. Способ по п.1, отличающийся тем, что на насосно-компрессорной колонне размещают твердотельные батареи для электрического питания в скважине датчиков температуры и (или) вибрации погружного насоса.

9. Способ по п.1, отличающийся тем, что на трубах насосно-компрессорной колонны размещают датчики, запоминающие устройства измерений датчиков и твердотельные батареи для автономного питания в скважине датчиков и запоминающих устройств, измеряют параметры газожидкостного столба на различных фиксированных его уровнях в ходе добычи, сохраняют эти результаты в запоминающих устройствах, обрабатывают результаты измерений на поверхности после регламентного подъема насосно-компрессорной колонны из скважины и используют эти результаты для управления нефтедобычей при последующих этапах погружения насосно-компрессорной колонны в скважину и нефтедобычи.

10. Способ по п.1, отличающийся тем, что к насосно-компрессорной колонне под погружным насосом прикрепляют на различных фиксированных уровнях датчики, запоминающие устройства и твердотельные батареи для автономного питания датчиков и запоминающих устройств, размещают их на различных уровнях газожидкостного столба скважины под погружным насосом, измеряют параметры нефтеотдачи пласта или пластов и перетоки между пластами в ходе добычи, сохраняют эти результаты в запоминающих устройствах, обрабатывают результаты измерений на поверхности после регламентного подъема насосно-компрессорной колонны из скважины и используют эти результаты для управления нефтедобычей при последующих этапах погружения насосно-компрессорной колонны в скважину и нефтедобычи.

11. Способ по п.1, отличающийся тем, что предусматривают размещение в скважине исполнительных механизмов с твердотельными батареями для их автономного электрического питания и используют эти исполнительные механизмы для повышения нефтедобычи или предотвращения аварийных ситуаций в скважине.

12. Способ по п.6, или 7, или 9, или 10, отличающийся тем, что размещают на поверхности компьютерную систему для сбора и обработки результатов мониторинга параметров газожидкостного столба на различных его уровнях, мониторинга параметров нефтедобычи на устье и для выработки команд по управлению производительностью погружного насоса и поддержанию депрессии и параметров газожидкостного столба в скважине, соответствующих равновесию между дебитом нефтеотдачи пласта или пластов и дебитом нефтедобычи скважины при максимально допустимой производительности насоса.

13. Способ по п.6, или 7, или 9, или 10, отличающийся тем, что для нескольких или для всех добывающих скважин залежи на поверхности размещают компьютерную систему обобщенного сбора и обработки результатов мониторинга параметров газожидкостного столба на различных уровнях скважин, мониторинга параметров нефтедобычи на устье и для выработки команд по управлению производительностью погружных насосов с учетом взаимосогласованного поддержания депрессии в скважинах, соответствующей равновесию между дебитом нефтеотдачи залежи и максимально допустимым дебитом нефтедобычи скважин на залежи.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к мониторингу и управлению добывающей нефтяной скважиной, предусматривающий мониторинг параметров газожидкостного столба в скважине и управление производительностью погружного насоса с учетом мониторинга параметров газожидкостного столба. Изобретение может представлять интерес для нефтегазовой промышленности, связанной с добычей нефти и эксплуатацией добывающих скважин. Изобретение представляет интерес при решении вопросов повышения дебита нефтедобычи и коэффициента извлечения нефти (КИН) при эксплуатации добывающих скважин на различных этапах нефтедобычи, включая малодебитные.

Изобретение относится как к скважинам с одним пластом, так и к многопластовым скважинам.

При добыче нефти из скважины с использованием насосно-компрессорной колонны погружным электрическим насосом создается необходимая депрессия в скважине и напор добываемой жидкости на поверхности. Эти величины связаны с давлением в области насоса и, соответственно, глубиной погружения насоса в газожидкостном столбе скважины. Под газожидкостным столбом скважины в настоящем изобретении понимается столб жидкости в добывающей скважине, в общем случае состоящий из флюида из нефтеводяной жидкой смеси и газа. Верхний уровень такого столба является динамическим уровнем и его расположение в скважине в основном зависит от динамики поступления добываемой жидкости из пластов и от динамики нефтедобычи. Излишнее погружение насоса под динамический уровень не является оптимальным режимом, так как соответствует низкой производительности насоса и, соответственно, низкому дебиту нефтедобычи. При высокой производительности насоса могут реализоваться условия недостаточного погружения насоса под динамический уровень, что приводит к повышению температуры внутри корпуса электродвигателя погружного насоса, выхода его из строя и к срыву нефтедобычи.

При добыче нефти из скважины с погружным электрическим насосом известны способы мониторинга добычи нефти, когда для контроля возможности перегрева насоса предлагается использовать два вертикально расположенных термистора и, когда один из них будет выше динамического уровня в скважине, подается команда на отключение насоса в связи с возможным перегревом его двигателя /1/.

Известен способ управления режимом работы скважины, включающий регулирование оборотов погружного насоса путем изменения частоты питающей сети и установку заданного режима работы насоса. Для этого поддерживают давления на устье скважины и на приеме насоса в заданных пределах при максимально возможной производительности насосной установки /2/ измеряют и поддерживают температуру внутри корпуса погружного насоса в заданных пределах /3/. При этом заданные пределы определяются по паспортным характеристикам оборудования, определенным на стенде и по расчетам.

Эти способы не являются эффективными для оптимального дебита нефтедобычи, так как предлагаемый мониторинг скважины очень ограничен и способы мониторинга скважины в /1-3/ ориентированы прежде всего на контроль параметров погружного насоса и его сохранность. Эти способы мониторинга не позволяют предусматривать мониторинг параметров газожидкостного столба и учитывать их при управлении нефтедобычей. Более близкими к заявляемому способу мониторинга и управления добывающей нефтяной скважиной являются известные способы, когда в ходе добычи осуществляют мониторинг динамического уровня газожидкостного столба над погружным насосом в межтрубном пространстве между насосно-компрессорными и обсадными трубами скважины. Известен акустический метод контроля динамического уровня жидкости в скважине, когда на устье скважины инициируется акустический сигнал и регистрируется акустическая волна, отраженная от границы с жидкостью в скважине, и соответствующим расчетом определяется расстояние от устья до динамического уровня жидкости в скважине /4/. Однако при мониторинге положения динамического уровня этим способом пена на поверхности динамического уровня, влияние температуры на скорость распространения акустического сигнала и возможное влияние стыков скважинных труб вносят погрешности, что является недостатками этого способа. Общепринятым является понимание того, что добыча углеводородов это - сложный процесс, определенный как факторами и интенсивностью внешнего воздействия на пласт, так и газодинамическими процессами и физико-химическими свойствами пласта и залежи. При этом термобарометрические и фильтрационные параметры пласта и залежи находятся в постоянном и непрерывном изменении при воздействии депрессии на пласт. Также различаются и постоянно меняются фильтрационные возможности пласта по составу добываемых углеводородов и воды в обводненных пластах. В соответствии с этим, для реализации оптимально высокой нефтеотдачи и повышения коэффициента извлечения нефти (КИН), интенсивность добычи углеводородов, определяемая производительностью насоса, должна отвечать оптимальной депрессии на пласт и изменяться в реальном времени, отвечая наиболее благоприятным текущим условиям нефтеотдачи пласта. Для этого мониторинг процессов в газожидкостном столбе скважины и нефтедобычи на поверхности должен предоставлять достаточную информацию для возможности подобного управления скважиной.

Известен способ мониторинга и управления скважиной /5/, в котором в скважине размещают оптоволоконный кабель, производят замер давления и температуры по всей длине оптоволоконного кабеля, получают результаты измерений на поверхность, обрабатывают и используют эти результаты для управления погружным насосом при нефтедобыче.

К недостаткам этого способа относится:

1. Отсутствие прямого замера параметров газожидкостного столба скважины и, соответственно, необходимость пересчета показателей по плотности, газу и другим параметрам.

2. Недостаточная надежность, невозможность ремонта оптоволоконного кабеля и высокая стоимость.

3. Оптоволоконный кабель не позволяет подать электрическое питание на дополнительные механизмы в скважине, если такая необходимость возникнет при управлении нефтедобычей.

Наиболее близким к заявляемому способу мониторинга и управления добывающей нефтяной скважиной является способ, в котором предусматривают прямой замер параметров газожидкостного столба в скважине в области погружного насоса насосно-компрессорной колонны, для чего размещают и закрепляют датчики на насосно-компрессорной колонне у погружного насоса, подводят электрическое питания для датчиков, измеряют параметры газожидкостного столба в области погружного насоса в ходе добычи, получают результаты измерений на поверхность, обрабатывают и

используют эти результаты для управления производительностью погружного насосом при нефтедобыче /5/. При этом для электрического питания датчиков в области погружного насоса и для передачи результатов измерений на поверхность используют силовой кабель электрического питания погружного насоса.

Подобная телеметрия скважины отмечена в /5/ как погружная дискретная телеметрия с возможностью решения при наземной телеметрии задач интеллектуальных скважин.

Недостатком этого способа является то, что

1. Замер параметров газожидкостного столба производится только на одном его уровне. Расчет положения динамического уровня по давлению и температуре в области погружного насоса имеет большую погрешность, так как невозможно учесть имеющее место изменение температуры и состава газожидкостного столба по его высоте над насосом. В результате этот способ не выполняет задачу необходимого мониторинга параметров газожидкостного столба для оптимально высокой нефтедобычи.

2. Имея существенные недостатки для мониторинга динамического уровня, способ не позволяет проводить мониторинг параметров флюида в скважине. При отсутствии такого мониторинга невозможно управлять производительностью насоса для оптимального воздействия депрессии на нефтеотдачу пласта (или пластов, в случае добычи из многопластовой залежи) и КИН.

Задачей настоящего изобретения является создание способа мониторинга и управления добывающей нефтяной скважиной, позволяющего производить прямой замер параметров газожидкостного столба на различных его уровнях и управлять производительностью погружного насоса и дебитом нефтедобычи с учетом наиболее благоприятных условий нефтеотдачи пласта (или пластов, в случае многопластовой скважины) и, соответственно, оптимально высокой нефтедобычи.

Технический результат, достигнутый при использовании заявляемого способа мониторинга и управления добывающей нефтяной скважиной:

- Реализация мониторинга параметров флюида газожидкостного столба и динамики их изменений на различных его уровнях в добывающей скважине.

- Возможность повышения нефтедобычи.

- Возможность повышения коэффициента извлечения нефти (КИН) из пласта или нескольких пластов, дренируемых скважиной.

- Возможность размещения в скважине исполнительных механизмов с автономным электрическим питанием и их использование в ходе добычи, если такая необходимость возникнет для управления нефтедобычей.

Для решения указанной задачи и достижения технического результата предлагается следующий способ мониторинга и управления добывающей нефтяной скважиной с использованием батарейного питания в скважине:

В известном способе мониторинга и управления добывающей нефтяной скважиной, в котором производят контроль параметров погружного насоса для реализации допустимых условий его работы в скважине, предусматривают мониторинг параметров газожидкостного столба в скважине в области погружного насоса насосно-компрессорной колонны, для чего размещают датчики на насосно-компрессорной колонне у погружного насоса, подводят электрическое питания для датчиков, измеряют параметры газожидкостного столба в области погружного насоса в ходе добычи, получают результаты измерений на поверхность, обрабатывают и используют эти результаты для управления погружным насосом при нефтедобыче, согласно изобретению мониторинг параметров газожидкостного столба в скважине осуществляют на различных его уровнях, для чего размещают датчики в скважине на нескольких фиксированных уровнях насосно-компрессорной колонны и предусматривают автономное электрическое питание размещением в скважине твердотельных батарей, параметры газожидкостного столба измеряют на различных его уровнях в ходе добычи и используют эти возможности и результаты для управления нефтедобычей.

Мониторинг параметров газожидкостного столба в добывающей скважине на различных его фиксированных уровнях позволяет контролировать распределение параметров газожидкостного столба скважины по его высоте в ходе добычи. Так как поступление флюида из пласта и его изменения во времени однозначно связаны по закону сохранения масс с дебитом нефтедобычи из скважины и с распределением параметров газожидкостного столба по его высоте в скважине и их изменениями, то мониторинг параметров газожидкостного столба по его высоте позволяет контролировать массовое соответствие между дебитом нефтедобычи на поверхности и дебитом нефтеотдачи пласта или пластов в многопластовом случае. Мониторинг параметров газожидкостного столба на различных его уровнях и дебита нефтедобычи скважины на устье позволяют при управлении производительностью погружного насоса (а) контролировать нефтеотдачу пласта в реальных условиях в реальной скважине при всей сложности процессов фильтрации углеводородов (в общем случае в виде газожидкостного флюида) из пластов в скважину, определенными тонкими физико-химическими процессами фильтрации нефти, воды и газа в пластах, с изменяющимися термобарическими параметрами при добыче и (b) иметь возможность оптимально управлять производительностью насоса для повышения нефтедобычи и коэффициента извлечения нефти (КИН) из пласта или нескольких пластов, дренируемых скважиной. Для прямого измерения параметров газожидкостного столба на нескольких его уровнях размещают датчики на насосно-компрессорной колонне на определенном фиксированном расстоянии друг от друга. Такое размещение позволит проводить измерения параметров газожидкостного столба на нескольких различных его уровнях и регистрировать как распределение параметров флюида по высоте газожидкостного столба, так и гидродинамическое поведение (течение) газожидкостного столба при различной депрессии. Использование датчиков на одном уровне, как в случае прототипа, недостаточно, так как газожидкостный столб по своей высоте неоднороден по составу нефть/вода/газ и температуре. Размещение датчиков на нескольких уровнях позволит учитывать эту неоднородность. Чем больше число уровней газожидкостного столба, на которых предусматривается размещение датчиков, тем точнее будет регистрироваться гидродинамическое поведение газожидкостного столба в ходе добычи. Для мониторинга параметров газожидкостного столба на различных его уровнях предусматривают автономное электрического питания датчиков и устройств, размещенных на этих уровнях. Для этого используют источники тока (батареи), размещенные в скважине, так как проводное электрическое питание с поверхности не позволяет это реализовать из-за сложности и больших рисков повреждения проводного питания и, соответственно, простоя скважины и снижения нефтедобычи. Размещение в скважине твердотельных батарей позволяет осуществить автономное электрическое питание на различных уровнях скважины и исключить недостатки и трудности использования для этого проводного электрического питания датчиков с поверхности. В качестве таких батарей используют твердотельные батареи. Устройство твердотельных батарей может быть выполнено, к примеру, согласно /6/ или /7, 8/. Твердотельные батареи имеют очень низкий саморазряд и длительное время работы при высоких температурах в условиях скважин. Использование других батарей не позволяет обеспечить длительное автономное электрическое питание в скважинах, так как они имеют высокий саморазряд при высоких температурах и, соответственно, короткое время работы в скважинах. Твердотельные батареи являются перезаряжаемыми /7, 8/, поэтому при размещении их в скважине может быть предусмотрена подзарядка твердотельных батарей с использованием внутрискважинных энергетических возможностей, к примеру, используя давление флюида или течение флюида. Для мониторинга параметров газожидкостного столба на нескольких его уровнях твердотельные батареи размещают вместе с датчиками на насосно-компрессорной колонне и погружают в скважину вместе с колонной.

Для мониторинга параметров газожидкостного столба и эффективного управления скважиной используют датчики для измерения давления и (или) температуры, и (или) массопереноса, и (или) содержания воды, и (или) содержания газа в газожидкостном столбе скважины на различных его уровнях. В частности, при использовании этих датчиков или группы из них, которые вместе с твердотельными батареями закрепляют на определенном расстоянии друг от друга на трубах насосно-компрессорной колонны и погружают в скважину вместе с насосно-компрессорной колонной, определяют массу и высоту газожидкостного столба, расположенного над датчиками и, соответственно, над погружным насосом. При изменении этой массы и высоты газожидкостиого столба определяют массовую скорость либо заполнения добываемой жидкостью межтрубного объема, либо вытекания из него. При изменении депрессии на пласт датчики регистрируют массоперенос в газожидкостном столбе в межтрубном пространстве скважины и изменение динамического уровня. Динамический уровень газожидкостного столба снижается, когда нефтедобыча и дебит скважины выше нефтеотдачи пластов и повышается, когда дебит нефтедобычи ниже нефтеотдачи пласта. При использовании датчиков и батарей для их автономного электрического питания измеряют распределение по глубине параметров газожидкостного столба и определяют параметры как стационарного его состояния, так и параметры массопереноса флюида в межтрубной области при нестационарных процессах, когда дебит скважины не соответствует оптимальным условиям нефтеотдачи пластов. При необходимости измеряют распределение по высоте газожидкостного столба соотношения нефть/вода/газ и динамику его изменения при различной депрессии. При необходимости в качестве датчиков используют газоанализаторы или расходомеры. Мониторинг изменения распределения состава нефть/вода/газ в газожидкостном столбе при различной депрессии может быть использован при управлении нефтедобычей. В частности, регистрируя увеличение или снижение в газожидкостном межтрубном столбе нефти или воды, или газа можно определить изменение выхода из пласта нефти, воды или газа при различной депрессии на пласт и использовать результаты такого мониторинга в управлении производительностью насоса и, соответственно, депрессий для увеличения дебита нефти.

Для реализации мониторинга параметров флюида и динамики их изменений на различных уровнях газожидкостного столба в реальном времени работы добывающей скважины используют устройства для передачи измерений датчиков на поверхность. Такие устройства размещают на насосно-компрессорной колонне вместе с твердотельными батареями для их электрического питания, погружают в скважину вместе с колонной и предусматривают беспроводную передачу информации на поверхность. Для этого используют акустические методы передачи информации или (и) передачу информации с помощью электромагнитных волн по насосно-компрессорным или обсадным трубам скважины. Для передачи информации на поверхность могут быть использованы возможности силового кабеля питания погружного насоса или использованы другие методы передачи на поверхность измерений датчиков в скважине. Для электрического питания устройств передачи измерений датчиков на поверхность предусматривают размещение в скважине твердотельных батарей с необходимой для питания этих устройств электрической емкостью (энергией) и мощностью.

Для исключения простоев скважины по причине твердотельных батарей и, соответственно, для повышения нефтедобычи, предусматривают батарейное автономное электрическое питание в скважине в течение всего периода эксплуатации скважины между технологическими регламентными подъемами насосно-компрессорной колонны. Для этого предусматривают размещение батарей в скважине с электрической емкостью и мощностью, необходимыми для обеспечения автономного электрического питания датчиков и устройств на различных уровнях скважины в течение этого периода времени. При возможности и необходимости может быть реализован подзаряд твердотельных батарей в скважине. В отличие от других батарей, твердотельные батареи могут длительное время работать в добывающих скважинах при высоких температурах и для них доступна работоспособность в течение всего периода эксплуатации скважины между технологическими регламентными подъемами насосно-компрессорной колонны, что исключает технологические осложнения и простои скважины, связанные с батареями.

Также для исключения простоев добывающей скважины по причине твердотельных батарей и, соответственно, для повышения нефтедобычи, для замены батарей или их подзаряда используют технологические регламентные подъемы на поверхность насосно-компрессорной колонны. При этом замену или подзаряд твердотельных батарей производят на поверхности после регламентного, не связанного с батареями, подъема насосно-компрессорной колонны.

Для повешения нефтедобычи и КИН предусматривают мониторинг массопереноса и распределения гидродинамических параметров флюида по высоте газожидкостного столба в межтрубном пространстве между обсадными и насосно-компрессорными трубами, реализуют телеметрию этих измерений на поверхность для обработки, реализуют мониторинг дебита нефтедобычи на поверхности и предусматривают управление в режиме реального времени производительностью погружного насоса для поддержания максимально допустимой для насоса депрессии, соответствующей равновесию между дебитом нефтеотдачи пласта (или пластов) и дебитом нефтедобычи скважины. При этом мониторинг параметров газожидкостного столба на различных его уровнях позволяет реализовать нефтедобычу с депрессией, соответствующей равновесию между дебитом нефтеотдачи пласта и дебитом нефтедобычи скважины. При контроле нормированных параметров работоспособности насоса (температура и вибрация) такое равновесие реализуют при максимально допустимой производительности насоса и, соответственно, нефтедобыче. Мониторинг параметров газожидкостного столба на различных его уровнях позволяет контролировать оптимально высокую нефтеотдачу пласта. Для этого проводят мониторинг соотношения нефть/вода/газ в добываемом флюиде на поверхности и мониторинг этих параметров в скважине, для чего используют датчики по измерению соотношения нефть/вода/газ на различных уровнях газожидкостного столба в скважине.

При необходимости для повышения нефтедобычи реализуют мониторинг газожидкостного столба под погружным насосом. При этом предусматривают прикрепление к насосно-компрессорной колонне и размещение в этой области газожидкостного столба скважины датчиков, устройств для телеметрии измерений на поверхность и твердотельных батарей для их автономного питания. Мониторинг газожидкостного столба на различных его уровнях может быть реализован в области нефтяного пласта или пластов. При этом измеряют параметры газожидкостного столба в области пласта или пластов, дренированных скважиной, перетоки в ходе добычи, осуществляют телеметрическую передачу этих измерений на поверхность для обработки и управления в режиме реального времени производительностью погружного насоса с учетом мониторинга параметров газожидкостного столба на различных его уровнях в области пласта или пластов в ходе добычи из многопластовой залежи.

Для снижения дополнительной функциональной нагрузки на силовой кабель погружного насоса, связанной с электрическим питанием датчиков в области погружного насоса, снижения рисков повреждения погружного насоса при эксплуатации в скважине и простоев скважины предусматривают размещение твердотельных батарей для электрического питания датчиков контроля погружного насоса. Такими датчиками могут быть датчики температуры и (или) вибрации насоса и (или) другие датчики для контроля работы насоса в допустимых нормах. Твердотельные батареи могут осуществлять автономное электрическое питание других датчиков и исполнительных механизмов для предотвращения аварийных ситуаций и обеспечения допустимых условий работы погружного насоса. При этом твердотельные батареи размещают в скважине вместе с погружным насосом и производят их замену или подзаряд на поверхности после регламентного подъема насосно-компрессорной колонны. При необходимости и возможности производят подзаряд твердотельных батарей в скважине в ходе добычи.

В случае, когда мониторинг параметров газожидкостного столба на различных его уровнях в скважине с телеметрической передачей прямых измерений на поверхность технически затруднен или экономически нецелесообразен, предусматривают размещение на трубах насосно-компрессорной колонны датчиков и запоминающих устройств с твердотельными батареями для автономного питания датчиков и запоминающих устройств в скважине. Их размещают на фиксированном расстоянии друг от друга (уровнях) для измерения параметров газожидкостного столба, измеряют параметры нефтегазового столба на различных его уровнях в ходе добычи, сохраняют эти результаты в запоминающих устройствах, обрабатывают результаты измерений на поверхности после регламентного подъема насосно-компрессорной колонны из скважины и используют эти результаты для управления нефтедобычей. В этом случае параметры газожидкостного столба, измеренные в реальном времени на различных его уровнях в ходе добычи между регламентными подъемами насосно-компрессорной колонны на поверхность фиксируют в запоминающих устройствах, обрабатывают совместно с параметрами мониторинга в реальном времени нефтедобычи на поверхности, проводят моделирование протекающих процессов в скважине в ходе добычи и используют результаты мониторинга параметров газожидкостного столба при управлении нефтедобычей на последующем этапе погружения насосно-копрессорной колонны в скважину и нефтедобычи. Этот способ мониторинга нефтегазового столба может быть использован совместно с другими известными способами мониторинга скважины, к примеру, при использовании эхолотов для определения положения динамического уровня или при размещении оптоволоконного кабеля в скважине. При этом использование заявляемого способа позволит нормировать или уточнить измеряемые параметры газожидкостного столба при использовании известных, вышеотмеченных способов.

Эти задачи также решает способ, в котором предусматривают прикрепление к насосно-компрессорной колонне и размещение датчиков и запоминающих устройств с твердотельными батареями для автономного питания датчиков и запоминающих устройств на различных уровнях газожидкостного столба скважины под погружным насосом. В частности, при их размещении в области нефтяного пласта или пластов, измеряют параметры нефтеотдачи пласта или пластов, перетоки между пластами в ходе добычи, сохраняют эти результаты в запоминающих устройствах, обрабатывают результаты измерений на поверхности после регламентного подъема насосно-компрессорной колонны из скважины и используют эти результаты мониторинга газожидкостного столба скважины под погружным насосом для управления нефтедобычей при последующих погружениях насосно-компрессорной колонны в скважину и нефтедобыче.

Для повышения нефтедобычи предусматривают размещение в скважине исполнительных механизмов с твердотельными батареями для электрического питания этих механизмов в скважине. При этом размещают твердотельные батареи с необходимой электрической емкостью и мощностью для функционирования этих механизмов. Механизмы могут работать в скважине по команде с поверхности с использованием телеметрической связи и (или) автономно. Для автономной работы исполнительных механизмов в скважине предусматривают размещение датчиков для измерений параметров газожидкостного столба, необходимых для работы этих механизмов, устройств для сбора информации и формирования команд для исполнительного механизма. Такие механизмы могут быть использованы для повышения нефтеотдачи пластов, в частности для снижения нежелательных перетоков между пластами при добыче из многопластовой залежи или могут быть использованы для предотвращения аварийных или других нерегламентных ситуаций в скважинах, приводящих к простою скважин.

Для мониторинга и управления добывающей скважиной предусматривают размещение на поверхности компьютерной системы для сбора и обработки результатов мониторинга измерений параметров газожидкостного столба на различных его уровнях, мониторинга параметров нефтедобычи на устье, для моделирования процессов массопереноса флюида в скважине, и для выработки команд для управления производительностью погружного насоса при нефтедобыче с учетом поддержания максимально допустимой для насоса депрессии в скважине, и соответствующей равновесию между дебитом нефтеотдачи пласта или пластов и дебитом нефтедобычи скважины. При этом под максимально допустимой для насоса депрессией понимается депрессия при максимальной производительности насоса при соблюдении допустимых параметров насоса, регламентирующих его нормальную работу, к примеру: температура, вибрация. Для одновременного мониторинга и взаимосогласованного управления добывающими скважинами залежи и, соответственно, повышения нефтедобычи и КИН из залежи предусматривают обобщенную компьютерную систему сбора и обработки результатов мониторинга параметров газожидкостного столба на различных его уровнях, параметров мониторинга нефтедобычи на устье для нескольких или для всех добывающих скважин залежи и выработки взаимосогласованных команд для управления нефтедобычей на залежи с учетом взаимосогласованного управления погружными насосами и поддержания максимально допустимых депрессий в скважинах, соответствующих равновесию между дебитом нефтеотдачи залежи и дебитом нефтедобычи скважин на залежи.

Предлагаемый способ мониторинга и управления добывающей скважиной может быть реализован следующим образом.

На фиг.1 схематически представлена добывающая скважина (многопластовая, в общем случае), где 1 - обсадные трубы скважины, 2 - газожидкостный столб скважины, 3, 4 - трубы и погружной насос насосно-компрессорной колонны соответственно, 5 - датчики погружного насоса (контроль вибрации и температуры), 6, 7, 8 - датчики, твердотельные батареи, устройства передачи измерений на поверхность, соответственно, для мониторинга параметров газожидкостного столба на различных его уровнях (L ₁, L₂, L₃, L₄), 9 - блок обработки результатов мониторинга газожидкостного столба в скважине, 10 - блок мониторинга параметров добываемого флюида на поверхности, 11 - блок электрического питания и управления погружным насосом, 12 - силовой кабель электрического питания насоса, 13 - динамический уровень газожидкостного столба.

Способ реализуется управлением добывающей скважиной при мониторинге дебита нефтедобычи на устье скважины и мониторинге распределения термобарических параметров по высоте газожидкостного столба в межтрубной области скважины в режиме реального времени.

На трубах насосно-компрессорной колонны размещают датчики (6), твердотельные батареи (7), устройства передачи измерений на поверхность (8) для мониторинга параметров газожидкостного столба на различных его уровнях L₁, L₂, L₃, L ₄ от насоса, которые погружаются в скважину вместе с колонной. На начальном этапе добычи, начиная с минимально возможной мощности погружного насоса (4) и, соответственно, с минимальной депрессией, реализуют пошаговое повышение производительности насоса с реализацией на каждом шаге постоянного дебита нефтедобычи и стабилизации термобарических параметров и динамического уровня (13) газожидкостного столба (2). Прямые измерения параметров газожидкостного столба производят датчиками (6) с автономным электрическим питанием от твердотельных батарей (7) на различных уровнях L₁ , L₂, L₃, L₄. Измеренные параметры передают на поверхность, для чего используют передающие устройства (8), обрабатывают результаты мониторинга газожидкостного столба в схематично указанном блоке на поверхности (9) и определяют параметры флюида, их изменения на различных уровнях газожидкостного столба и положение динамического уровня (13) в межтрубной области между насосно-компрессорными (3) и обсадными (1) трубами. Совместно обрабатывают параметры добываемого флюида и дебита добычи на поверхности (блок 10) с параметрами массопереноса флюида в газожидкостном столбе (блок 9), определяют параметры выхода флюида из пластов при фиксированной производительности насоса на этом шаге. После реализации шага, когда стабилизации термобарических параметров газожидкостного столба на различных по высоте уровнях и стабилизации динамического уровня не происходит и дебит нефтедобычи начинает превышать нефтеотдачу пластов или датчики погружного насоса (5) покажут технологически опасные условия его работы, снижают производительность насоса на один или несколько из предыдущих шагов. При этом стабилизируют производительность насоса на уровне депрессии, соответствующей максимальному дебиту добычи при равновесии между дебитом нефтеотдачи пластов и дебитом нефтедобычи скважины при технологически допустимых условиях (температура и вибрация) работы погружного насоса. В процессе нефтедобычи параметры нефтеотдачи пластов могут изменяться в силу изменения термобарических и других параметров пластов или в силу воздействия нагнетающих скважин, поэтому такое управление скважиной производят в режиме постоянного мониторинга параметров газожидкостного столба, мониторинга дебита флюида на поверхности и управляют производительностью погружного насоса, реализуя оптимально высокую нефтедобычу. Такое управление нефтедобычей может быть дополнено шагами управления насосом для стимулирования более высокой нефтеотдачи пластов, например, при мониторинге на различных уровнях газожидкостного столба датчиками (6) и в добываемом флюиде на поверхности (10) соотношения нефть/вода/газ и реализации оптимальной депрессии при равновесии между дебитом нефтеотдачи пласта и дебитом нефтедобычи скважины. В этом случае при использовании заявляемого способа может быть реализована в какой-то степени управляемая фильтрация флюида из пластов, направленная на увеличение извлечения углеводородов.

Для передачи измерений датчиков (6) устройствами (8) могут быть использованы акустические или электромагнитные методы телеметрии по насосно-компрессорным трубам (3) или обсадным трубам (1) или для такой передачи могут быть использованы возможности силового кабеля (12).

При необходимости и целесообразности в ходе управления нефтедобычей используют мониторинг параметров газожидкостного столба под погружным насосом, например, в области пластов. В этом случае к насосно-компрессорной колонне прикрепляют датчики, твердотельные батареи, устройства передачи измерений на поверхность (6, 7, 8) для мониторинга газожидкостного столба на различных его уровнях (L₅, L₆ , L₇,) от насоса, которые погружаются в скважину вместе с насосно-компрессорной колонной (Фиг.2). При этом мониторинг параметров газожидкостного столба скважины можно проводить совместно на уровнях L₁, L₂, L₃, L ₄ и L₅, L₆, L₇, как приведено на Фиг.2, или только на уровнях L5, L₆, L₇ .

Если технологически или экономически нецелесообразно использовать при добыче телеметрическую передачу измерений датчиков (6) устройствами (8) в реальном режиме времени, то вместо устройств для передачи информации на той же позиции (8) используют запоминающие устройства измерений датчиков, которые аналогично, как в вышеприведенных вариантах реализации способа, размещают в скважину вместе с насосно-компрессорной колонной, реализуют мониторинг газожидкостного столба, но обрабатывают результаты измерений, зафиксированных в запоминающих устройствах, на поверхности после регламентного подъема насосно-компрессорной колонны из скважины и используют эти результаты для управления нефтедобычей при последующих погружениях насосно-компрессорной колонны в скважину и этапах нефтедобычи.

Одним из вариантов способа мониторинга и управления добывающей скважины является способ, когда предусматривают размещение в скважине исполнительных механизмов (14) с датчиками (6) и твердотельными батареями (7) для электрического питания этих механизмов и датчиков в скважине. Такие исполнительные механизмы используют, к примеру, для снижения нежелательных перетоков между пластами при добыче из многопластовой залежи уменьшением сечения газожидкостного столба, схематично указанному на Фиг.2.

В вышеприведенных вариантах реализации способа для автономного электрического питания в скважине используют твердотельные батареи, которые имеют очень низкий саморазряд и высокую сохранность электрической энергии при высоких температурах (доказано экспериментально, включая температуру 200°С). Твердотельные батареи являются перезаряжаемыми при различных температурах (доказано экспериментально, включая температуру 200°С), поэтому при реализации способа может быть использован подзаряд твердотельных батарей, включая подзаряд в скважине при высоких температурах. При этом твердотельные батареи используют для электрического питания в скважинах датчиков (6), устройств для передачи информации на поверхность или запоминающих устройств (8), исполнительных механизмов (14) в течение всего периода нефтедобычи до регламентного подъема насосно-компрессорной колонны на поверхность.

Реализация способа мониторинга и управления добывающей нефтяной скважиной с использованием батарейного питания в скважине позволяет повысить нефтедобычу и коэффициент извлечения нефти (КИН) из пласта или нескольких пластов, дренируемых скважиной.

Использованная литература

1. Патент США № 4392782, Е21В 43/12; Е21В 47/04; F04B 49/06; G01F 23/24; G05D 9/12; G05D 9/00; F04B 49/06, 07.12.1983.

2. Патент РФ № 2016252, Е21В 43/00, 15.07.1994.

3. Патент РФ № 2140523, C1 E21B 43/00, F04D 15/00.

4. Патент США № 4318298, G01S 7/52; G01S 15/14; G01S 15/00; G01S 9/66.

5. Ивановский В.Н. Системы мониторинга+системы управления=интеллектуальная скважина. -Инженерная механика, 2010, вып.9, с.4-12.

6. Патент РФ № 2187178, H01M 6/18, БИ № 22, 2002 г.

7. Патент РФ № 2295178, Н01М 6/18; Н01М 4/58, 21.04.2005.

8. Патент США № 7,722,993 В2, Н01М 6/18; Н01М 4/58, 01.05.2008.