КОМПЛЕКС ДЛЯ КОНТРОЛЯ ПАРАМЕТРОВ ФЛЮИДА В НЕФТЕДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИНАХ

Полезная модель относится к нефтедобывающей промышленности, может использоваться при геофизических исследованиях нефтяных скважин, в частности для контроля параметров флюида скважины.
Известна система информационного обеспечения разработки нефтяных месторождений по патенту России №2077735, G 01 V 1/40, 1997, содержащая подвешенный на геофизическом кабеле в заданном интервале ствола скважины глубинный прибор и соединенный с ним посредством каротажного кабеля блок наземной аппаратуры. Глубинный прибор содержит датчик давления, состава жидкости, дебита жидкости, температуры и локатор муфт. Недостатком является недостаточный объем информации о состоянии физических параметров добываемого флюида в разных точках ствола скважины по его глубине, в частности невозможно определить забойное давление в процессе добычи нефти.
Наиболее близким аналогом заявляемому техническому решению является устройство для контроля забойных термобарических параметров флюида при добыче нефти по патенту России №2244102, Е 21 В 43/00, 10.01.2005. Устройство включает колонну труб для подъема нефти, хвостовик из труб, или кабеля, или троса длиной до кровли продуктивного пласта, датчики температуры, электропроводности и давления, размещенные на хвостовике, при этом все датчики имеют кабельную линию связи с поверхностью, а датчики давления в
количестве не менее трех размещены на фиксированных расстояниях друг от друга, выполнены с возможностью непрерывного измерения во времени температуры, электропроводности скважинного флюида, абсолютной величины давления и перепада давления по длине хвостовика в зоне продуктивного пласта. Недостатком является выполнение кабеля длиной только до кровли продуктивного пласта, что делает невозможным измерение параметров флюида в забойной зоне, отсутствие герметизации устья скважины, влияющее на точность показателей величины измеряемого давления в скважине, отсутствие определенного места расположения и крепления геофизического кабеля в скважине, влияющее на надежность устройства.
Технической задачей предполагаемой полезной модели является повышение точности измерений параметров добываемого флюида, повышение надежности устройства.
Технический результат достигается тем, что в комплексе для контроля параметров флюида в нефтедобывающих скважинах, включающий геофизический кабель с геофизическими измерительными приборами, кабель пропущен через спускоподъемный ролик, сальниковый ввод устройства герметизации устья скважины, систему децентраторов, закрепленных на колонне насосно-компрессорных труб, длина кабеля с закрепленными на нем геофизическими измерительными приборами превышает длину насосно-компрессорной трубы с установленным на ней погружным насосом.
Технический результат обеспечивается за счет использования в комплексе для контроля параметров флюида устройства герметизации устья скважины, через сальниковый ввод которого геофизический кабель помещают внутрь скважины. Применение спускоподъемного ролика и выполнение кабеля длиной, превышающей длину насосно-компрессорной
трубы с установленным на ней погружным насосом, позволяет измерять параметры флюида в зоне забоя под насосом, в точках, расположенных на разной глубине, в интервале от забоя скважины до приема насоса. Применение системы децентраторов позволяет зафиксировать пространственное положение кабеля внутри скважинного столба и предотвратить его повреждение.
На фигуре 1 представлена схема расположения геофизических измерительных приборов в скважине.
На фигуре 2 представлена схема ввода геофизического кабеля в скважину с применением спускоподъемного ролика.
На фигуре 3 представлено устройство герметизации устья скважины.
На фигуре 4, представлен децентратор.
Комплекс для контроля параметров флюида в нефтедобывающих скважинах используют в скважине с обсадной колонной 1, в которой установлена колонна насосно-компрессорных труб (НКТ) 2 с размещенным на ее нижнем конце погружным насосом 3. Геофизические измерительные приборы 4 закреплены на геофизическом кабеле 5, зафиксированном во внутреннем пространстве скважины при помощи системы децентраторов 6. Децентраторы 6 представляют собой хомуты, стянутые вокруг НКТ 2, расположенные на ней через расстояния, определяемые по углу наклона скважины. Геофизический кабель 5 закреплен между лопастями 7 каждого децентратора 6. Устройство герметизации устья скважины 8 расположено на устьевой фонтанной арматуре 9, содержит сальниковый ввод 10 для геофизического кабеля 5 и сальниковый ввод 11 для силового кабеля. Геофизический кабель 5 пропущен через спускоподъемный ролик 12.
Устройство работает следующим образом.
Геофизические измерительные приборы 4, закрепленные на геофизическом кабеле 5 спускают в скважину совместно с погружным насосом 3 и подвешивают ниже приема погружного насоса 3 на весь межремонтный период. Устанавливают в устье скважины устройство герметизации 8, предварительно пропустив геофизический кабель 5 и силовой кабель через сальниковые вводы 10 и 11. Геофизический кабель 5 фиксируют на сальниковом устройстве 10 и его наземную часть с учетом хода приборов 4 и запаса сматывают с барабана лебедки и размещают на устье скважины. При необходимости контроля параметра флюида устанавливают спускоподъемный ролик 12, наматывают запас геофизического кабеля 5 на барабан лебедки, проводят измерения посредством спуско-подьемов геофизических приборов 4 в интервале от приема насоса до забоя.
Таким образом, предлагаемая полезная модель позволяет повысить точность измерений параметров добываемого флюида, повысить надежность устройства.