Мониторинг и регулирование процесса извлечения нефти

Цель работы заключается в изучении мониторинга и регулирования процесса извлечения нефти.

Устройство для мониторинга скважины содержит автономный геофизический прибор 1, установленный в скважине на якоре 2 ниже добычного насоса 3. В условиях многопластовой добычи устройство содержит автономные геофизические приборы 1 по количеству исследуемых пластов, при этом каждый из приборов 1 закреплен на якоре над соответствующим пластом.
Над якорем 2 установлена направляющая воронка 4, в верхнюю часть которой вмонтирован на лапах 5 хвостовик 6 для установки-снятия якорей 2. В нижней части направляющей воронки 4 размещена заизолированная от нее контактная втулка 7, к которой подсоединены провода 8 от приборов 1. Внутри контактной втулки 7 размещен выполненный сдвоенным подпружиненный снизу поршень 9.
Над добычным насосом 3 закреплен верхний цилиндр 10, в котором имеется сквозная воронка 11. Воронка 11 выполнена следующим образом: одна из ее сторон выполнена вертикально на расстоянии 3-5 мм от внешней поверхности цилиндра 10, раструб воронки направлен вверх и соизмерим с диаметром цилиндра 4, нижнее отверстие воронки соизмеримо с диаметром геофизического кабеля. Под насосом 3 закреплен нижний цилиндр 12, имеющий сквозную воронку 13, выполненную следующим образом: одна из ее сторон выполнена вертикально на расстоянии 3-5 мм от внешней поверхности цилиндра 12, раструб воронки направлен вниз и соизмерим с одной третьей части диаметра цилиндра 12, а верхнее отверстие воронки соизмеримо с диаметром геофизического кабеля. Технологически каждый из цилиндров 10 и 12 выполнен из двух частей, соединенных вдоль продольной оси скобами и крепежными элементами (позициями не обозначены).
Между верхним цилиндром 10 и нижним цилиндром 12 в отверстиях воронок 11 и 13 установлена трубка 14.
В воронке 11, трубке 14 и воронке 13 размещен геофизический кабель 15. На конце геофизического кабеля 15 имеется контактный стержень 16, заизолированный от брони кабеля 15 и подключенный к проходящим внутри него проводам.
Выше направляющей воронки 4 смонтирован колокол 17, а выше верхнего цилиндра 10 смонтирован колокол 18. Колокола 17 и 18 имеют диаметры, меньшие диаметров раструбов, соответственно, направляющей воронки 4 и воронки 11 на два диаметра геофизического кабеля 15 плюс 10-15 мм. Расстояние между колоколом 17 и направляющей воронкой 4 и между колоколом 18 и верхним цилиндром 10 выдержано из условия скатывания мусора в зазоры между стенкой колонны и, соответственно, направляющей воронкой 4 и верхним цилиндром 10.
Выполняют мониторинг скважины следующим образом.
Вначале в скважину спускают геофизические приборы 1 и закрепляют их над каждым разрабатываемым пластом с помощью якорей 2. Над верхним якорем 2 закрепляют направляющую воронку 4, для установки-снятия которой используют вмонтированный на лапах 5 хвостовик 6. При проведении мониторинга многопластовой скважины подобными хвостовиками оборудован каждый из якорей, установленных в интервалах исследуемых пластов.
Затем в скважину спускают на геофизическом кабеле 15 контактный стержень 16, проводят его по колоколу 17 и опускают по направляющей втулке 4 до контакта с поршнем 9. Стержень 16 перемещает поршень 9 вниз и входит в контакт с контактной втулкой 7 (одновременно происходит смазка контактов маслом для удаления воды и загрязнений). Посредством указанного контакта показания от приборов 1 передаются по проводам геофизического кабеля 15 на устье скважины. На основании поступающей информации на поверхности проводят первичные расчеты. После этого геофизический кабель 15 извлекают на поверхность.
На устье скважины монтируют на колонне насосно-компрессорных труб, на которой насос 3 спускается в скважину, верхний 10 и нижний 12 цилиндры - непосредственно над и под добычным насосом 3. Между отверстиями сквозных воронок 11 и 13 устанавливают трубку 14. Монтируют выше верхнего цилиндра 10 колокол 18 из условия, чтобы мусор не попадал в сквозную воронку 11, а скатывался вдоль внутренней стенки колонны.
После установки на заданной глубине скважины добычного насоса 3 в указанной сборке насос 3 включают в работу. Спущенный совместно с насосом 3 геофизический кабель 15 обеспечивает передачу информации от геофизических приборов 1 практически сразу после спуска, следовательно, параметры технологического процесса над каждым пластом будут определены сразу же. Если поступающая информация свидетельствует о перетоках флюида из пласта в пласт, то добычу прекращают и извлекают геофизический кабель 15, добычный насос 3, направляющую воронку 4 вместе с верхним якорем 2 и приборами 1, а также расположенные ниже якори с закрепленными под ними автономными геофизическими приборами.
По расчетам, произведенным на основании показаний приборов 1, в скважине проводят геолого-технические мероприятия по устранению пластовых перетоков, например пакеруют маломощный пласт, принимающий флюид.
После этого устанавливают в прежнее положение якори 2 с приборами 1, направляющую воронку 4 и геофизический кабель 15 и передают на поверхность показания приборов 1. После спуска насоса 3 проверяют параметры технологических процессов в интервалах пластов. Если работа пластов удовлетворительна, то геофизический кабель 15 извлекают, а запись параметров технологических процессов ведут в память приборов 1.
С целью периодического контроля работы пластов геофизический кабель 15 спускают в скважину и извлекают по описанной выше схеме.

В последнее время в самостоятельный вид контроля за разработкой нефтяных залежей выделяют индикаторный метод. Обычно под индикаторным методом понимают контроль за распространением нагнетаемой воды, меченной искусственным индикатором, ранее в жидкости не присутствующим. Из геолого-промысловой практики известно, что при определенных условиях по изменению соленого состава вод с достаточной для практики точностью можно судить о распределении нагнетаемой воды в залежи, а следовательно, и контролировать процесс ее разработки. При этом прогнозирование колебания обводненности добываемой продукции можно осуществлять по изменению одного компонента соленого состава воды. В этом случае данную составляющую можно классифицировать как естественный индикатор.
Устройство для мониторинга скважины в процессе добычи нефти или газа, содержащее автономные геофизические приборы, установленные ниже добычного насоса в интервалах исследуемых пластов с помощью якорей, отличающееся тем, что над верхним якорем закреплена направляющая воронка.