СИСТЕМА И СПОСОБ КОНТРОЛЯ ФИЗИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ ЭКСПЛУАТАЦИОННОГО ОБОРУДОВАНИЯ СКВАЖИНЫ И РЕГУЛИРОВАНИЯ ДЕБИТА СКВАЖИНЫ

1. Способ добычи флюида из скважины, в котором:
задают первую настройку по меньшей мере одного первого устройства, используемого для добычи флюида из скважины,
выбирают первый набор параметров, содержащий по меньшей мере один параметр, касающийся исправности по меньшей мере одного второго устройства, и множество параметров, выбранных из группы, включающей производительность, давление, температуру, присутствие выбранного химического реагента, содержание воды, содержание песка и расход нагнетаемых химических реагентов, и
используют выбранный первый набор параметров для ввода в компьютерную модель, чтобы задать вторую настройку упомянутого по меньшей мере одного первого устройства, обеспечивающую продление срока службы упомянутого по меньшей мере одного второго устройства и увеличение дебита законченной скважины.
2. Способ по п.1, в котором осуществляют эксплуатирование скважины в соответствии со второй настройкой по меньшей мере одного первого устройства и определяют эксплуатационные показатели скважины на основании этой второй настройки.
3. Способ по п.1, в котором по меньшей мере один параметр, касающийся исправности по меньшей мере одного второго устройства, относится по меньшей мере к одному из устройств, включающих электрический погружной насос, клапан, штуцер, обсадную колонну скважины, трубу для доставки флюида из скважины на поверхность и песочный фильтр.
4. Способ по п.1 или 2, в котором дополнительно:
оценивают дебит скважины за длительный период времени на основании второй настройки и
рассчитывают чистую приведенную стоимость для скважины, соответствующую рассчитанному дебиту за длительный период времени.
5. Способ по п.1, в котором упомянутая группа параметров дополнительно включает данные, касающиеся удельного сопротивления, плотности флюида, состава флюида, результатов измерения емкостного сопротивления флюида, вибрации, результатов акустических измерений в скважине, перепада давлений в скважинном устройстве, соотношения вода/нефть и соотношения газ/нефть.
6. Способ по п.1, в котором упомянутая группа параметров дополнительно включает результаты микросейсмических измерений, результаты испытаний с переменным давлением, результаты каротажа и результаты измерений, касающихся присутствия одного из веществ, включающих отложения, гидраты, продукты коррозии, парафины и асфальтены.
7. Способ по п.1 или 2, в котором дополнительно:
прогнозируют возникновение одного из состояний, включающих прорыв воды, межпластовый переток, неисправность установленного в скважине устройства, и
задают вторую настройку, исходя из такого прогноза.
8. Способ по п.1 или 2, в котором вторая настройка заключается в осуществлении по меньшей мере одного из действий, включающих изменение расхода нагнетаемых химических реагентов, изменение работы электрического погружного насоса, закрытие выбранной продуктивной зоны, изменение положения штуцера, изменение положения клапана и изменение потока через оборудование для механизированной добычи.
9. Способ по п.1 или 2, в котором дополнительно передают сообщение, касающееся второй настройки, по меньшей мере оператору или в удаленный от скважины пункт.
10. Способ по п.1 или 2, в котором дополнительно используют процессор, который автоматически задает вторую настройку по меньшей мере одного первого устройства.
11. Компьютерная система управления работой электрического погружного насоса, размещаемого в скважине для добычи флюидов, содержащая
базу данных для хранения информации, относящейся по меньшей мере к рабочему диапазону режимов электрического погружного насоса, основанному на зависимости между скоростью подачи флюида, частотой и напором электрического погружного насоса, или к максимальной производительности электрического погружного насоса, соответствующей частоте и напору, и
процессор, выполненный с возможностью использования по меньшей мере одного измеренного эксплуатационного параметра электрического погружного насоса и информацию, хранящуюся в базе данных, и задания настройки по меньшей электрического погружного насоса и другого скважинного устройства, при которой электрический погружной насос будет работать в упомянутом рабочем диапазоне или близко к максимальной производительности.
12. Система по п.11, в которой измеренным эксплуатационным параметром электрического погружного насоса является один из параметров, включающих производительность, частоту, температуру, давление вблизи электрического погружного насоса и перепад давлений на протяжении участка ствола скважины вблизи электрического погружного насоса.
13. Система по п.11, в которой процессор способен задавать настройку таким образом, что при заданной настройке один из параметров электрического погружного насоса, включающих температуру, давление и перепад давлений, поддерживается в выбранных пределах.
14. Система по п.11 или 13, в которой упомянутая настройка представляет собой изменение одного из группы, включающей частоту электрического погружного насоса, питание электрического погружного насоса, положение штуцера, положение клапана и поток из выбранной зоны.
15. Система по п.11, в которой процессор дополнительно способен определять расход нагнетаемых химических реагентов, при котором будет сдерживаться образование одного из группы, включающей отложения, продукты коррозии, парафины, гидраты и асфальтены в скважинном флюиде.
16. Система по п.11 или 12, дополнительно содержащая дисплей, на котором процессор отображает сообщения, касающиеся эксплуатации скважины и электрического погружного насоса.
17. Система по п.11 или 13, в которой процессор передает управляющие сигналы с тем, чтобы электрический погружной насос и другое скважинное устройство работали согласно заданной настройке.
18. Система по п.11, в которой процессор рассчитывает ожидаемый срок службы электрического погружного насоса, исходя из параметров его текущей эксплуатации и множества параметров, касающихся скважины.
19. Способ управления работой электрического погружного насоса, размещенного в скважине для добычи флюидов, характеризующийся тем, что:
определяют рабочий диапазон режимов электрического погружного насоса, основанный на зависимости между расходом флюида, частотой и напором электрического погружного насоса и включающий максимальную производительность электрического погружного насоса, соответствующую частоте и напору,
измеряют эксплуатационный параметр электрического погружного насоса с помощью датчика в скважине и
изменяют работу электрического погружного насоса или скважинного устройства так, чтобы электрический погружной насос работал в пределах упомянутого рабочего диапазона или близко к максимальной производительности.
20. Способ по п.19, в котором обеспечивают работу электрического погружного насоса в пределах рабочего диапазона и при более низкой величине одного из параметров, выбранного из группы, включающей температуру, давление и перепад давлений.
21. Способ по п.20, в котором изменяют нагнетание химического реагента с поверхности, сдерживающего образование вблизи электрического погружного насоса одного из группы, включающей продукты коррозии, отложения, гидраты, парафины и асфальтены.
22. Машиночитаемый носитель данных, содержащий встроенную компьютерную программу, при исполнении которой в процессоре выполняются команды компьютерной программы, включающие:
команды задания первой настройки по меньшей мере одного первого устройства, используемого для добычи флюида из скважины,
команды выбора первого набора входных параметров, содержащего по меньшей мере один параметр, касающийся исправности по меньшей мере одного второго устройства, и множество параметров, выбранных из группы, включающей данные, касающиеся производительности, давления, температуры, присутствия выбранного реагента, содержания воды, содержания песка и расхода нагнетаемых химических реагентов, и
команды использования выбранного первого набора параметров в качестве входных данных для задания второй настройки упомянутого по меньшей мере одного первого устройства, обеспечивающей по меньшей мере продление срока службы упомянутого по меньшей мере одного второго устройства или увеличение дебита законченной скважины.
23. Машиночитаемый носитель по п.22, в котором компьютерная программа дополнительно содержит:
команды передачи сигналов на эксплуатацию скважины в соответствии со второй настройкой по меньшей мере одного первого устройства и
команды расчета эксплуатационных показателей скважины на основании второй настройки.
24. Машиночитаемый носитель по п.22, в котором упомянутый по меньшей мере один параметр, касающийся исправности по меньшей мере одного второго устройства, относится к по меньшей мере одному из устройств, включающих электрический погружной насос, клапан, штуцер, обсадную колонну скважины, трубу для доставки флюида из скважины на поверхность и песочный фильтр.
25. Машиночитаемый носитель по п.22 или 23, в котором компьютерная программа дополнительно содержит:
команды оценки дебита скважины за длительный период времени на основании второй настройки и
команды расчета чистой приведенной стоимости для скважины, соответствующей рассчитанному дебиту за длительный период времени.