СПОСОБ ОПТИМИЗАЦИИ РАБОТЫ ГРУППЫ НЕФТЕГАЗОВЫХ СКВАЖИН

1. Способ оптимизации работы группы нефтегазовых скважин, включающий измерение параметров потока скважинной жидкости, последующее вычисление характеристик потока скважинной жидкости на основании измеренных значений, сравнение вычисленных характеристик потока с предварительно замеренными эталонными значениями, и, при их отклонении от заданных параметров, подачу команды на изменение потока скважинной жидкости, соответствующего оптимальному режиму работы скважины, отличающийся тем, что одновременно измеряют в реальном времени параметры потока каждой скважины группы, при этом в качестве параметров потока выбирают физические характеристики среды, чувствительные к компонентному составу скважинной жидкости, строят в реальном времени на основе измеренных характеристик прогнозные экстраполяционные изменения параметров скважиной жидкости для каждой скважины, которые сравнивают с соответствующими эталонными прогнозными характеристиками для каждой скважины и на основании полученных сравнений осуществляют оперативное управление потоком в каждой скважине в соответствии с заданной целевой функцией при оптимизации работы данной группы скважин.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что оперативное управление потоком скважинной жидкости осуществляют с помощью сужающего устройства, выполненного в виде трубки Вентури с переменным проходным сечением.
3. Способ по п.1, отличающийся тем, что оперативное управление потоком скважинной жидкости осуществляют с помощью сужающего устройства, выполненного в виде игольчатого клапана с динамическим диапазоном регулирования.
4. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве характеристики среды, чувствительной к компонентному составу скважинной жидкости используют диэлектрическую проницаемость и Электропроводности скважинной жидкости.
5. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве характеристики среды, чувствительной к компонентному составу скважинной жидкости используют плотность скважинной жидкости.
6. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве эталонного средства измерения параметров потока скважинной жидкости используют ГЗУ с многопозиционным входным гидравлическим переключателем.
7. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве целевой функции при оптимизации работы группы нефтегазовых скважин рассматривают суммарную добычу жидких углеводородов из продуктивного пласта газоконденсатного месторождения.
8. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве целевой функции при оптимизации работы группы нефтегазовых скважин рассматривают суммарное извлечение нефти из продуктивного пласта водонефтяного месторождения.