Patent RU-2706283-C2 (RU)
Inventor: Yushkov Anton Yurevich
IPC: E21B43/22
Filed: 2018-03-13
Granted: 2019-11-15
Abstract: Изобретение относится к газодобыче и может быть применено при разработке газовых и газоконденсатных месторождений. Способ позволяет эффективно удалять жидкость из газовых или газоконденсатных скважин, обеспечивая стабильную добычу газа. Способ предусматривает использование расчетной модели, математически описывающей движение газожидкостного потока в скважине, в том числе в условиях его вспенивания поверхностно-активными веществами (ПАВ), программно реализованной в вычислительном модуле автономного промышленного контроллера, позволяющей в непрерывном режиме определять полностью неизвестные параметры работы скважины, такие как количество конденсационной (дистиллированной) воды, перешедшей в жидкую фазу из природного газа в верхних участках ствола скважины, стекающей вниз по колонне лифтовых или насосно-компрессорных труб (НКТ) и накапливающейся на забое скважины, количество жидкого газоконденсата, перешедшего в жидкую фазу из природного газа в верхних участках ствола скважины, стекающего вниз по колонне НКТ и накапливающегося на забое скважины, количество поступающей из пласта (или в пласт) воды, количество поступающего из пласта (или в пласт) жидкого газоконденсата, глубину раздела газ / газированная жидкость в стволе скважины, глубину раздела газированная жидкость / жидкость в стволе скважины, толщину обводненной части интервала перфорации (фильтра), определяющую текущую продуктивность скважины по газу и продуктивность скважины по воде, а также использовать для самонастройки измеряемые соответствующим оборудованием или в непрерывном режиме рассчитывать температуру на забое скважины, давление на забое скважины, дебит газа, конденсатогазовый фактор потока на устье, водогазовый фактор потока на устье, расход ингибитора гидратообразования на основе заданных пользователем неизменных параметров скважины, таких как пластовая температура, пластовое давление в районе скважины, глубина скважины до забоя, глубина низа НКТ, глубина верхней и нижней отметок интервала перфорации или фильтра в продуктивном пласте, внутренний диаметр НКТ, внутренний диаметр эксплуатационной колонны или фильтра, углы отклонения траектории от вертикали, тип перфорации скважины, работающая газом эффективная толщина пласта, коэффициенты фильтрационного сопротивления в уравнении притока газа к скважине, минерализация пластовой воды, а также измеряемых соответствующим телеметрическим оборудованием в непрерывном режиме и поступающих в контроллер параметров, таких как температура на устье скважины, давление на устье скважины, давление в затрубном пространстве скважины, давление на забое скважины в случае пакерной эксплуатации, температура после регулятора дебита газа, давление после регулятора дебита газа, идентификатор диаметра проходного сечения регулятора дебита газа, а также позволяющей в непрерывном режиме прогнозировать режим работы скважины на заданный период времени, включая динамику всех перечисленных параметров, в том числе в условиях подачи раствора жидкого поверхностно-активного вещества (ПАВ) при помощи соответствующего оборудования, в зависимости от расписания управляющих параметров, таких как установленное давление в газосборном коллекторе и тип используемого ПАВ, и в зависимости от расписания регулирующих параметров, таких как установленный диаметр проходного сечения регулятора дебита газа, установленный расход раствора ПАВ, установленная концентрация ПАВ, а также в непрерывном режиме взаимодействующей с оптимизатором, позволяющим выполнять настройку параметров модели по динамике известных параметров работы скважины и позволяющим осуществлять подбор оптимального расписания регулирующих параметров для их передачи в контроллер в качестве уставок для управления регулирующим оборудованием. 9 з.п. ф-лы, 4 ил.