СИСТЕМА И СПОСОБ КОНТРОЛЯ И РЕГУЛИРОВАНИЯ ДЕБИТА СКВАЖИН

1. Способ добычи флюида из скважины, в котором:
рассчитывают ожидаемый дебит флюида, как функцию времени, из по меньшей мере одной продуктивной зоны скважины при первой настройке по меньшей мере одного скважинного устройства для регулирования дебита,
осуществляют мониторинг фактического дебита флюида из упомянутой по меньшей мере одной продуктивной зоны в соответствии с этой первой настройкой по меньшей мере одного устройства для регулирования дебита,
с использованием компьютерной модели и множества входных данных, выбранных из данных скважинных датчиков, данных наземных датчиков и параметров упомянутого по меньшей мере одного скважинного устройства для регулирования дебита, задают, исходя из тенденции к снижению фактического дебита, по меньшей мере одну вторую настройку упомянутого по меньшей мере одного устройства для регулирования дебита, при которой дебит флюида из скважины увеличится по меньшей мере до уровня ожидаемого дебита флюида, и
конфигурируют скважинное оборудование в соответствии с упомянутой по меньшей мере одной второй настройкой для обеспечения увеличения добычи флюида из скважины.
2. Способ по п.1, в котором на основании по меньшей мере одной второй настройки дополнительно определяют для скважины второй ожидаемый дебит флюида с течением времени.
3. Способ по п.2, в котором на основании второго ожидаемого дебита флюида дополнительно вычисляют чистую приведенную стоимость для скважины.
4. Способ по п.1, в котором упомянутое множество входных данных выбирают из группы, включающей данные, касающиеся давления в скважине, дебита скважины, дебита на поверхности, рабочих параметров электрического погружного насоса (ЭПН), расхода нагнетаемых химических реагентов, температуры, удельного сопротивления, плотности флюида, состава флюида, результатов измерений емкостного сопротивления, вибрации, результатов акустических измерений, дифференциального давления в устройстве, содержания воды, водонефтяного фактора и газонефтяного фактора.
5. Способ по п.4, в котором упомянутая группа дополнительно содержит по меньшей мере одни из следующих данных: данные микросейсмических измерений, результаты испытаний с переменным давлением, результаты каротажных измерений в скважине и данные измерений, касающихся присутствия в скважине химического вещества, относящегося к одному из веществ, включающих отложения, гидраты, продукты коррозии, асфальтен и парафин.
6. Способ по п.1, в котором дополнительно оценивают вероятность наступления по меньшей мере одного из событий, включающих прорыв воды, поперечный поток, износ обсадных труб скважины и износ скважинного устройства, и исходя из этого задают по меньшей мере одну вторую настройку.
7. Способ по п.1, в котором дополнительно изменяют по меньшей мере один из параметров, относящихся к расходу нагнетаемых химических реагентов, работе ЭПН и закрытию выбранной продуктивной зоны, если скважина имеет множество продуктивных зон.
8. Способ по любому из пп.1-2 и 6, в котором дополнительно передают сообщение, касающееся по меньшей мере одной второй настройке по меньшей мере оператору или в удаленный от скважины пункт.
9. Способ по любому из пп.1-2 и 6, в котором по меньшей мере одна вторая настройка предусматривает изменение положения по меньшей мере одного устройства, изменение расхода нагнетаемых химических реагентов и изменение дебита флюида из скважинного устройства механизированной добычи.
10. Способ по любому из пп.1-2 и 6, в котором на основании по меньшей мере одной второй настройки дополнительно обновляют ожидаемый дебит флюида.
11. Способ по п.1, в котором на протяжении определенного периода времени дополнительно контролируют фактический дебит флюида по меньшей мере из одной продуктивной зоны в соответствии по меньшей мере с одной второй настройкой, и с учетом тенденции к снижению фактического дебита после эксплуатации скважины по меньшей мере при второй настройке задают третью настройку, при которой увеличится дебит флюида по меньшей мере из одной продуктивной зоны.
12. Система для обеспечения увеличения дебита скважины, имеющей множество продуктивных зон, отдельное устройство для регулирования дебита для каждой продуктивной зоны и устройство для механизированной добычи, и в которую входит:
компьютерная система, включающая в себя процессор, машиночитаемый носитель для хранения компьютерных программ и данных с возможностью доступа к ним компьютера для выполнения содержащихся в компьютерной программе команд, и дисплей для отображения информации, передаваемой процессором, при этом компьютерная программа содержит:
набор команд для мониторинга на протяжении определенного периода времени фактического дебита флюида из каждой продуктивной зоны в соответствии с первой настройкой каждого устройства для регулирования дебита и потока через устройство для механизированной добычи,
набор команд для применения анализа цепи методом узловых потенциалов к множеству входных данных, включающих данные скважинных датчиков, данные наземных датчиков и текущее положение по меньшей мере одного устройства для регулирования дебита, чтобы исходя из тенденции к снижению фактического дебита задать новую настройку по меньшей мере одного устройства для регулирования дебита с целью увеличения дебита скважины, и
набор команд на продолжение осуществления мониторинга увеличенного дебита, соответствующего новой настройке.
13. Система по п.12, в которой компьютерная программа дополнительно содержит команды для вычисления ожидаемого увеличенного дебита флюида для скважины на основании новой настройки.
14. Система по п.13, в которой компьютерная программа дополнительно содержит команды для вычисления чистой приведенной стоимости для скважины на основании вычисленного увеличенного дебита флюида.
15. Система по п.12, в которой упомянутое множество входных данных выбирают из группы, включающей данные, касающиеся давления в скважине, дебита скважины, дебита на поверхности, рабочего параметра электрического погружного насоса, расхода нагнетаемых химических реагентов, температуры, удельного сопротивления, плотности флюида, состава флюида, измерений емкостного сопротивления флюида, вибрации, результатов акустических измерений, дифференциального давления в скважинном устройстве, содержания воды, водонефтяного фактора и газонефтяного фактора.
16. Система по п.15, в которой упомянутая группа дополнительно содержит данные микросейсмических измерений, испытаний с переменным давлением, измерений в скважинах и измерений, касающихся присутствия в скважине химического вещества, относящегося к одному из веществ, включающих отложения, гидраты, продукты коррозии, асфальтен и парафин.
17. Система по п.12, в которой компьютерная программа дополнительно содержит набор команд для расчета вероятности по меньшей мере одного из событий, включающих состояние поперечного потока, износ обсадных труб скважины и износ скважинного устройства, и задает новую настройку на основании по меньшей мере одного такого расчета.
18. Система по п.12, в которой компьютерная программа дополнительно содержит набор команд, использующих выбранный критерий для задания новой настройки.
19. Система по п.18, в которой выбранным критерием является по меньшей мере один из критериев, включающих вынос песка, меньший чем выбранная величина, поступление воды из выбранной продуктивной зоны, меньшее чем выбранная величина, отсутствие состояния поперечного потока, износ скважинного устройства в выбранных пределах и работу ЭПН в выбранных пределах.
20. Система по любому из пп.12-13 и 17-19, в которой по меньшей мере одна новая настройка включает множество изменений, включающих изменение положения по меньшей мере одного устройства, изменение расхода нагнетаемых химических реагентов и изменение дебита флюида из скважинного устройства механизированной добычи.