Денисламов, Ш.А. Гафаров, Г.И. Денисламова, И.З. Исаев (Уфимский государственный нефтяной технический университет) Интеллектуальные скважины в недалеком будущем появятся на службе нефтегазодобывающих предприятий. <...> Одной из таких задач является обеспечение длительной работы скважины в оптимальном режиме, когда сама скважина будет правильным образом реагировать на изменившиеся условия притока пластовых флюидов в скважину и обеспечивать их дальнейший подъем по колонне насосно-компрессорных труб. <...> Пространство ствола нефтедобывающей скважины от устья до зумпфа условно можно разделить на две большие зоны: – верхняя зона от устья до приема глубинного насоса; – нижняя зона – от приема глубинного насоса до зумпфа скважины. <...> В статье приведены технические решения и дополнительное оборудование для комплектации интеллектуальной нефтедобывающей скважины относительно этих двух условных зон скважины. <...> Определение динамического уровня жидкости в постоянном режиме времени В настоящее время во всех нефтедобывающих компаниях наиболее актуальной задачей для верхней зоны скважины является определение динамического уровня жидкости в межтрубном пространстве (МП). <...> По изменению этого параметра во времени можно суНефтепромысловое дело 4/2016 дить о величине притока пластовой продукции в скважину и эффективности работы глубинного насоса. <...> В работе [1] предложено определять уровень жидкости в межтрубном пространстве скважины с помощью датчиков давления, расположенных в межтрубном пространстве от устья скважины до глубинного насоса на равном расстоянии по вертикали. <...> По скважинам с подземной телеметрией типа ТМС [2] в виде датчиков давления и температуры в зоне погружного электродвигателя УЭЦН расчетами установлено, что плотность газированной нефти в межтрубном пространстве находится в пределах 405.750 кг/м3 [3, 4, 10]. <...> Плотность попутного нефтяного газа (ПНГ) в межтрубном пространстве может достигать при высоких <...>