Способ оптимальной эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин с высоким содержанием жидкости

1. Способ оптимальной эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин с высоким содержанием жидкости, предусматривающий 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 и 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 позволяющей 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.
2. Способ оптимальной эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин по п. 1, отличающийся тем, что предусматривает проведение дополнительных измерений параметров работы скважины с использованием эхолота в затрубном пространстве (для беспакерной схемы), датчика количества мехпримесей в потоке газа, однофазного /многофазного расходомера либо сепарационной установки, системы распределенного замера забойного давления и температуры в нескольких точках для более точной настройки расчетной модели вычислительного модуля промышленного контроллера.
3. Способ оптимальной эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин по п. 1, отличающийся тем, что расчетная модель предусматривает сегментную структуру траектории скважины: различную длину, диаметр и угол наклона (отклонение от вертикали) каждого сегмента скважины.
4. Способ оптимальной эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин по п. 1, отличающийся тем, что расчетная модель предусматривает поинтервальную характеристику фильтрационных свойств продуктивного пласта и неравномерный приток газа и жидкости из интервала вскрытия пласта скважиной.
5. Способ оптимальной эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин по п. 1, отличающийся тем, что учитывается (или рассчитывается) интенсивность поступления жидкости из пласта (в пласт) на каждый момент времени, различный тип удаляемой из скважины жидкости, в том числе смесь пластовой воды, конденсационной воды, ингибитора гидратообразования, газоконденсата (различного компонентного состава и плотности) в любых соотношениях, при этом соотношение пластовой воды, конденсационной воды, ингибитора гидратообразования и газоконденсата также может быть расчетным для каждого сегмента и интервала вскрытия скважины на каждый момент времени.
6. Способ оптимальной эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин по п. 1, отличающийся тем, что предусматривается расчет необходимого количества ингибитора гидратообразования для безгидратной эксплуатации скважины, соответственно функции управления подачей ингибитора гидратообразования в скважину могут быть переданы контроллеру.
7. Способ оптимальной эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин по п. 1, отличающийся тем, что подбор оптимального режима работы скважины для выноса жидкости может осуществляться с учетом накладываемых ограничений на интенсивность выноса механических примесей из скважины при достижении определенной скорости потока газа на устье по данным мониторинга количества механических примесей в потоке газа.
8. Способ оптимальной эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин по п. 1, отличающийся тем, что может использоваться в системах управления добычей газа, при этом расчетная модель и контроллер могут получать необходимые целевые уставки от систем верхнего уровня по каналам дистанционной передачи информации.
9. Способ оптимальной эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин по п. 1, отличающийся тем, что программное обеспечение, включающее расчетную модель, может функционировать удаленно (в том числе на базе отдельной вычислительной инфраструктуры), получая информацию от контроллера и управляя контроллером по каналам связи.
10. Способ оптимальной эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин по п. 1, отличающийся тем, что настройка расчетной модели, оптимизационные расчеты и управление скважиной производятся параллельно, в том числе с использованием технологий параллельных вычислений.