Система и способ оптимизации потока текучей среды в газлифтовой нефтяной скважине - RU2002122762A

Реферат

1. Способ эксплуатации газлифтовой нефтяной скважины, содержащий следующие стадии: установка одного или нескольких датчиков непосредственно на производственной трубе (26) в нефтяной скважине; определение характеристики потока текучей среды в производственной трубе (26); передача указанной характеристики в поверхностный контроллер (34), применяя производственную трубу (26), отличающийся тем, что в качестве датчиков используют акустические датчики (51, 113) для определения акустической характеристики потока двухфазной текучей среды, режим течения двухфазной текучей среды определяют с применением поверхностного контроллера (34); и рабочие параметры нефтяной скважины (10) регулируют на основе определения указанного режима течения потока посредством поверхностного контроллера (34).

2. Способ по п.1, в котором стадия управления содержит регулирование количества сжатого подъемного газа, нагнетаемого в нефтяную скважину (10).

3. Способ по п.1, в котором стадия управления содержит регулирование количества сжатого газа, нагнетаемого в производственную трубу (26) через управляемый клапан (52) нисходящей скважины.

4. Способ по п.1, в котором стадия определения характеристики потока содержит введение акустической характеристики в Искусственную Нейтральную Сеть.

5. Способ по п.1, в котором стадия управления содержит регулирование рабочих параметров для установления тэйлоровского режима потока.

6. Способ по п.1, включающий определение дополнительных физических характеристик текучей среды.

7. Способ по п.6, включающий определение давления и температуры текучей среды в производственной трубе (26).

8. Способ по п.1, в котором используют производственную трубу, включающую ответвление трубы, проходящее от основной вертикальной нефтяной скважины.

9. Способ по п.1, включающий стадию энергоснабжения акустического датчика, используя производственную трубу (26).

10. Газлифтовая нефтяная скважина, содержащая производственную трубу (26) для транспортирования двухфазной текучей среды, содержащей нефть и подъемный газ, к поверхности, один или несколько датчиков (51, 113) нисходящей скважины, установленных непосредственно на производственной трубе (26) и предназначенных для определения физических параметров текучей среды, модем, оперативно связанный с производственной трубой (26) для получения данных от датчика и передачи данных по производственной трубе (26) на поверхность, поверхностный контроллер для получения указанных данных и определения режима потока текучей среды в производственной трубе (26) и дроссель (30) и/или управляемый клапан (52) нисходящей скважины для управления количеством подъемного газа, нагнетаемого в производственную трубу (26), отличающаяся тем, что дроссель (30) и/или клапан нисходящей скважины (52) управляются поверхностным контроллером (34) на основе определенного режима потока двухфазной текучей среды.

11. Скважина по п.10, в которой датчик содержит акустический датчик (51, 113).

12. Скважина по п.11, в которой компьютер, включающий модем, содержит Искусственную Нейтральную Сеть для определения режима потока текучей, среды на основе измерений акустического датчика (51, 113).

13. Скважина по п.10, включающая в себя источник (34) энергии, соединенный с производственной трубой (26) для подачи энергии к датчику (51, 113).

14. Способ управления потоком многофазной текучей среды в трубопроводе, содержащий следующие стадии: определение акустической характеристики потока текучей среды вдоль участка трубопровода; передача указанной характеристики в контроллер через трубопровод; определение режима потока текучей среды на указанном участке трубопровода на основе указанной характеристики, отличающийся тем, что указанная характеристика является акустической характеристикой многофазового потока текучей среды и количество, по меньшей мере, одной из текучих сред в трубопроводе регулируют на основе определенного режима потока текучей среды для установления требуемого режима потока.

15. Способ по п.14, в котором трубопровод включает нефтяную скважину и многофазовую текучую среду, содержащую подъемный газ, нагнетаемый в скважину, и нефть.

16. Способ по п.14, в котором используют контроллер, включающий компьютер, имеющий Искусственную Нейтральную Сеть, предназначенную для определения режима потока текучей среды на основе характеристики.

17. Способ по п.14, в котором требуемый режим потока текучей среды содержит тэйлоровский режим потока.

18. Способ по п.15, в котором требуемый режим потока содержит минимизацию количества подъемного газа и максимизацию количества добытой нефти.