Способ оптимальной эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин с высоким содержанием жидкости

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.

 

Изобретение относится газодобыче и может быть использовано для эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин (в том числе наклонных и горизонтальных) с высоким содержанием жидкости. Накопление жидкости на забое газовой или газоконденсатной скважины приводит к снижению ее дебита или к полной остановке скважины.

В качестве накапливающейся на забое скважины жидкости может выступать поступающая из пласта минерализованная вода природного происхождения или техническая вода; жидкий газоконденсат из пласта; газоконденсат, перешедший в жидкую фазу при движении природного газа в верхних участках ствола скважины, стекающий вниз по колонне насосно-компрессорных труб (далее НКТ) и накапливающийся на забое скважины; конденсационная (дистиллированная) вода, перешедшая в жидкую фазу из природного газа в верхних участках ствола скважины, стекающая вниз по колонне НКТ и накапливающаяся на забое скважины; водный или иной раствор ингибитора гидратообразования, подаваемый в скважину по трубному или затрубному пространству и стекающий на забой скважины. Все перечисленные жидкости могут поступать на забой скважины одновременно в различных количествах.

Накопление жидкости происходит из-за недостаточной скорости потока газожидкостной смеси в эксплуатационной колонне (далее ЭК), в том числе в интервале перфорации или фильтра, а также в лифтовых (насосно-компрессорных) трубах, расположенных внутри ЭК. При высоких дебитах газа и большом газо-жидкостном соотношении скорость потока достаточна для выноса капельной жидкости (свыше 2-5 м/с, в зависимости от ряда параметров).

Проблема, на решение которой направлено предлагаемое решение, возникает:

(а) при повышении доли жидкости (в основном, пластовой воды) в извлекаемом из пласта флюиде. Большие объемы поступающей на забой скважины жидкости не успевают выноситься на поверхность при прежних скоростях потока газа в стволе. Возникающее гидравлическое сопротивление приводит к уменьшению дебита скважины по газу, к накоплению жидкости на забое с постепенным полным глушением скважины гидростатическим давлением. Кроме этого, из-за обводнения пласта дебит газа и скорость потока газа падают вследствие уменьшения газонасыщенной толщины пласта и снижения фазовой проницаемости пласта по газу при росте доли жидкости в породе-коллекторе.

(б) при постепенном снижении дебитов (скоростей) газа из-за невозможности дальнейшего снижения забойных давлений вслед за естественным понижением давления в пласте. Продолжать снижать устьевое и далее забойное давление, в основном, не позволяет компрессорное оборудование. В результате, даже при низком содержании жидкости в газе (например, только конденсационная вода), она не выносится из скважины и постепенно накапливается, что приводит к падению дебита газа и к остановке скважины.

Обе причины (а) и (б) могут иметь место, как по отдельности, так и вместе.

Известны следующие способы удаления жидкости из газовой скважины: переоснащение/дооснащение компрессорного оборудования для получения более низких давлений на устьях скважин; периодическая «продувка» скважин от жидкости на факельную линию; замена лифтовых труб на трубы меньшего диаметра; «продувка» скважин через затрубное пространство газом высокого давления из «скважин-доноров» без потерь газа; применение систем концентрического лифта (труба в трубе, либо «НКТ + затруб») для периодической очистки скважины от жидкости работой по внутренней трубе; использование забойных компоновок для откачки жидкости; применение систем «плунжерного лифта» (лифтовая колонна, оснащенная «летающим» сосудом, набирающим и транспортирующим жидкость на устье, выталкивается давлением газа); использование вспенивающих твердых и жидких веществ (в том числе растворов поверхностно-активных веществ, далее ПАВ) с их подачей на забой.

Известен способ удаления жидкости из скважины /RU 2248443 С1, МПК7 Е21В 43/00, опубл. 2005/, включающий введение в скважину состава пенообразующего и газообразующего веществ, растворение их в пластовой воде, образование пены и газа и замещение жидкости в скважине на пену. В скважину вводят водорастворимое пенообразующее вещество со стабилизатором пены и инициатором реакции, а также газообразующее вещество. С целью повышения эффективности удаления жидкости из газовых скважин, необходимое количество поверхностно-активного вещества подается через затрубное пространство скважины. Количество необходимого вещества для подачи определяется за счет замера множества параметров скважины, по замеренным параметрам определяется объем скопившейся жидкости и производится идентификация момента подачи поверхностно-активного вещества.

Известные способы имеют недостатки, связанные с тем, что в используемом оборудовании или в расчетных алгоритмах либо не учитываются, либо не обозначены параметры, влияющие на эффективность и работоспособность способа. Этими параметрами являются: наклон скважины; тип удаляемой пластовой жидкости; тип и концентрация пенообразующего вещества, подаваемого на забой скважины, и скорость разрушения пены; способ подачи пенообразующего вещества на забой или в ствол скважины; интенсивность поступления жидкости из пласта и/или обратная фильтрация конденсационной воды в пласт; наличие на забое скважины песчано-глинистых отложений, начинающих движение на устье при вспенивании потока; режим регулирования дебита скважины для наиболее эффективного удаления жидкости с забоя; необходимость подачи в скважину ингибитора гидратообразования и его влияние на эффективность вспенивания; варианты оборудования скважины на устье, связанные их размещением на суше или на морском шельфе и т.д.

Задачей, на решение которой направлено заявляемое техническое решение является разработка способа для эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин с высоким содержанием жидкости, предусматривающей эффективное удаление жидкости, скапливающейся в газовой или газоконденсатной скважине, и позволяющей повысить извлечение газа и газоконденсата из пласта.

При осуществлении изобретения поставленная задача решается за счет достижения технического результата, который заключается в снижении либо отсутствии безвозвратных потерь газа для «продувки» скважин на факельную линию; уменьшении количества подаваемых пенообразующих агентов; повышении результирующего дебита скважины по газу либо накопленного отбора газа за определенный период времени; сокращении времени, затрачиваемого на достижение целевого режима работы скважины; уменьшении количества подаваемого на забой ингибитора гидратообразования; уменьшении межремонтного периода скважины.

Указанный технический результат достигается тем, что способ оптимальной эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин с высоким содержанием жидкости 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 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 ПАВ соответствующим оборудованием, 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.

Способ оптимальной эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин с высоким содержанием жидкости может использоваться на газовой или газоконденсатной скважине, которая может быть оборудована устьевой обвязкой, предназначенной для ее эксплуатации как на суше, так и на морском шельфе, может иметь наклонную или горизонтальную траекторию в любой точке.

Источник электроэнергии для функционирования измерительного и регулирующего оборудования может быть автономным.

Автоматическая подача ПАВ в скважину может предусматривать его принудительную закачку в затрубное пространство, в трубное пространство НКТ с устья, а также его подачу на забой по капиллярной трубке, размещенной как в трубном, так и в затрубном пространстве скважины (между ЭК и НКТ).

Капиллярная трубка может быть оборудована забойным датчиком давления/температуры или системой распределенных датчиков давления/температуры в интервале забоя скважины.

Наличие линии подачи ингибитора позволяет осуществить, при необходимости, автоматическую подачу ПАВ в скважину совместно с подачей ингибитора гидратообразования путем добавления ПАВ после регулятора расхода ингибитора гидратообразования.

Подача ПАВ в скважину может осуществляться по отдельной линии, проложенной от централизованного пункта хранения ПАВ или от пункта сбора и подготовки газа.

Подача ПАВ в скважину может осуществляться по бездействующей линии подачи ингибитора гидратообразования, а также с использованием регулирующего оборудования для подачи ингибитора гидратообразования.

Емкость с раствором ПАВ, оборудование и линии для его подачи могут предусматривать систему обогрева для защиты от замерзания.

Емкость с раствором ПАВ может быть соединена с системой подготовки раствора ПАВ необходимой концентрации.

Оборудование для автоматической подачи ПАВ, ингибитора гидратообразования и для регулирования дебита газа может иметь пневматические приводы, использующие газ из скважины для придания энергии регуляторам и насосам за счет давления газа из скважины с целью снижения энергопотребления системы.

Способ предусматривает проведение дополнительных измерений параметров работы скважины с использованием следующего оборудования: эхолот в затрубном пространстве (для беспакерной схемы), датчик количества мехпримесей в потоке газа, однофазный/многофазный расходомер (либо сепарационную установку), систему распределенного замера забойного давления и температуры в нескольких точках. Это оборудование и измерения необходимы для более точной настройки расчетной модели вычислительного модуля промышленного контроллера с целью более эффективной эксплуатации скважины и достижения указанного технического результата. Перечисленное оборудование может использоваться периодически и не быть подключенным к скважине постоянно.

Способ предусматривает использование расчетной модели, включающей сегментную структуру траектории скважины: различную длину, диаметр и угол наклона (отклонение от вертикали) каждого сегмента скважины. Расчетная модель может предусматривать поинтервальную характеристику фильтрационных свойств продуктивного пласта и неравномерный приток газа и жидкости из интервала вскрытия пласта скважиной.

В способе учитывают (или рассчитывают) 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. Соотношение пластовой воды, конденсационной воды, ингибитора гидратообразования и газоконденсата также может быть расчетным для каждого сегмента и интервала вскрытия скважины на каждый момент времени.

Расчетная модель может предусматривать различный тип подаваемого в скважину пенообразующего вещества.

Способом предусматривается расчет необходимого количества ингибитора гидратообразования для безгидратной эксплуатации скважины, соответственно функции управления подачей ингибитора гидратообразования могут быть переданы контроллеру системы, либо система может включать в себя оборудование для подачи ингибитора гидратообразования;

Расчетная модель может использовать общеизвестные расчетные методы и экспериментальные функции.

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.

Промышленный контроллер может быть связан с системами дистанционной передачи информации.

Способ может использоваться в системах управления добычей газа, при этом расчетная модель и контроллер могут получать необходимые целевые уставки от систем верхнего уровня.

Программное обеспечение, включающее расчетную модель, может функционировать удаленно (в том числе на базе отдельной вычислительной инфраструктуры), получая информацию от системы (контроллера) и управляя системой (контроллером) по каналам связи.

В качестве оптимизатора в расчетной модели может использоваться стороннее программное обеспечение.

Способ предусматривает, что настройка расчетной модели, оптимизационные расчеты и управление скважиной производятся параллельно, в том числе с использованием технологий параллельных вычислений.

Между заявляемым техническим результатом и существенными признаками изобретения существует следующая причинно-следственная связь. Подаваемый в скважину раствор поверхностно-активного вещества позволяет вспенивать скапливающуюся в скважине жидкость и удалять ее потоком газа при высоком давлении в газосборном коллекторе, либо постоянно эксплуатировать скважину в условиях поступления жидкости, что позволяет повысить извлечение газа и газоконденсата из пласта, минимизировать, либо исключить безвозвратные потери газа для «продувки» скважин на факельную линию, максимизировать межремонтный период работы скважины. Программное обеспечение и расчетная модель вычислительного модуля позволяет определять неизвестные параметры работы скважины и прогнозировать режим работы скважины в условиях подачи ПАВ, что позволяет установить связь между количеством подаваемого ПАВ и дебитом газа. Оптимизатор, входящий в расчетную модель, позволяет минимизировать количество подаваемых пенообразующих агентов, максимизировать результирующий дебит скважины по газу, либо накопленный отбор газа за определенный период времени, минимизировать время, затрачиваемое на достижение целевого режима работы скважины, минимизировать количество подаваемого на забой ингибитора гидратообразования.

Способ оптимальной эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин с высоким содержанием жидкости поясняется чертежами, где на фиг. 1 схематично представлено минимально необходимое оборудование для применения способа. Показан случай, когда ПАВ подается в затрубное пространство скважины, что возможно в случае беспакерной эксплуатации скважины, когда пространство между ЭК и НКТ (затрубное пространство) сообщается с внутренним пространством НКТ на уровне забоя и к затрубному пространству имеется доступ с устья скважины.

На фиг. 2 схематично представлен максимальный набор оборудования для применения способа, а также для случая, когда в скважину подается раствор ингибитора гидратообразования для предотвращения образования гидратов.

На фиг. 3 схематично показаны параметры скважины, используемые в расчетной модели.

На фиг. 4 показана схема совместного функционирования расчетной модели (модуля прогнозирования) и модуля оптимизации для выработки управляющих воздействий на регулятор дебита газа и регулятор подачи ПАВ.

На фиг. 1 показана фонтанная арматура 1 скважины, оборудованная датчиком давления в затрубном пространстве 2, датчиком давления и температуры 3 на устье скважины, датчиками давления и температуры (либо перепада давления) 4 после дистанционного регулятора дебита газа 5. Источник электроэнергии 6 питает промышленный контроллер 7 и остальные измерительные и регулирующие устройства. Контроллер 7 осуществляет сбор информации от датчиков, его программируемый вычислительный модуль вырабатывает управляющие воздействия на регулятор дебита газа 5 и на насос 9, использующийся для подачи жидкого раствора ПАВ из емкости 8 в затрубное пространство скважины через линию 11, получая информацию о расходе ПАВ от расходомера 10. Контроллер 7 может быть связан с системами дистанционной передачи информации (на фиг. 1 не показаны) и управляться удаленно.

На фиг. 2 показан максимальный набор оборудования для применения способа, который дополнительно включает: эхолот 16, датчик количества мехпримесей в потоке газа 17, однофазный/многофазный расходомер (либо сепарационную установку) 18, забойный датчик давления и температуры (на фиг. 2 не показан). Это оборудование и измерения необходимы для более точной настройки расчетной модели вычислительного модуля промышленного контроллера с целью более эффективной эксплуатации скважины и достижения указанного технического результата. Перечисленное оборудование может использоваться периодически и не быть подключенным к скважине постоянно. Контроллер 7 может управлять регулятором подачи ингибитора гидратообразования 14, получая информацию о расходе ингибитора гидратообразования от расходомера 15. Подача ПАВ в скважину может осуществляться по отдельной линии, проложенной от централизованного пункта хранения ПАВ или от пункта сбора и подготовки газа, а также по бездействующей линии подачи ингибитора гидратообразования (на фиг. 2 не показано), а также с использованием регулирующего оборудования для подачи ингибитора гидратообразования. Емкости 8 с раствором ПАВ, оборудование и линии для его подачи могут предусматривать систему обогрева для защиты от замерзания (на фиг. 2 не показана). Емкость 8 с раствором ПАВ может быть соединена с системой подготовки раствора ПАВ необходимой концентрации (на фиг. 2 не показана). Максимальный набор оборудования может также включать дополнительную линию 12 для подачи ПАВ в трубное пространство или непосредственно на забой скважины посредством капиллярной трубки (на фиг. 2 не показана), в том числе оснащенной распределенными датчиками давления в случае пакерной эксплуатации. Максимальный набор оборудования может также включать пневматическую линию 13 для придания энергии регуляторам 5, 14 и насосу 9 за счет давления газа из скважины с целью снижения энергопотребления системы. В качестве регулирующих, измерительных, запорных устройств применяются стандартные средства, применяемые в нефтегазодобыче.

На фиг. 3 схематично показан процесс эксплуатации газовой скважины в условиях накопления жидкости на забое и некоторые параметры скважины, используемые в расчетной модели (подача ПАВ и вспенивание потока не показаны).

Постоянными (задаваемыми пользователем) параметрами являются: Т_пл - пластовая температура; Р_пл - пластовое давление в районе скважины; Н_скв - глубина скважины до забоя; Н_нкт - глубина низа НКТ; Н¹_перф и Н²_перф - глубина верхней и нижней отметок интервала перфорации или фильтра в продуктивном пласте; d_нкт - внутренний диаметр НКТ (на фиг. 3 не показан); d_эк - внутренний диаметр эксплуатационной колонны или фильтра (на фиг. 3 не показан); α_угол - отклонение траектории от вертикали (на фиг. 3 не показан); ТИПперф - тип перфорации скважины (или тип фильтра) (на фиг. 3 не показан); h_г - работающая газом эффективная толщина пласта, определяющая текущую продуктивность скважины по газу (на фиг. 3 не показана); а⁰_скв и b⁰_скв - коэффициенты фильтрационного сопротивления в уравнении притока газа к скважине, полученные по результатам газодинамических исследований скважины при максимальной очистке ствола от жидкости (на фиг. 3 не показаны); М_в.пл - минерализация пластовой воды (на фиг. 3 не показана).

Обязательно измеряемыми во времени параметрами являются: Т_буф - температура на устье скважины; Р_буф - давление на устье скважины; Р_затр - давление в затрубном пространстве скважины; Р_заб - давление на забое скважины (в случае пакерной эксплуатации); Т_шл - температура после регулятора дебита газа (в газосборном шлейфе); Р_шл - давление после регулятора дебита газа (в газосборном шлейфе); d_регул - диаметр проходного сечения регулятора дебита газа.

Дополнительно измеряемыми во времени параметрами являются: Т_заб - температура на забое скважины; Р_заб - давление на забое скважины, в том числе набор значений давления в различных точках по глубине; Н_эхо - определяемая эхолотом глубина раздела газ / жидкость (либо газ / газированная жидкость) в стволе скважины; q_г - измеряемый однофазным/многофазным расходомером дебит газа; КГФ_(жф) - измеряемый многофазным расходомером или мобильным сепаратором конденсатогазовый фактор потока (конденсат в жидкой фазе); ВГФ(_жф) - измеряемый многофазным расходомером или мобильным сепаратором водогазовый фактор потока (вода в жидкой фазе); q_ингб - измеряемый расход ингибитора гидратообразования. Все перечисленные (дополнительно измеряемые) параметры могут быть расчетными. Они необходимы для более точной и быстрой настройки расчетной модели. Кроме того, все они имеют высокую погрешность измерений либо техническую сложность измерения (кроме q_ингб).

Полностью расчетными во времени параметрами являются: q_в.кап - количество конденсационной (дистиллированной) воды, перешедшей в жидкую фазу из природного газа в верхних участках ствола скважины, стекающей вниз по колонне НКТ и накапливающейся на забое скважины; q_к.кап - 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; q_в.пл - количество поступающей из пласта (или в пласт) воды; q_к.пл - количество поступающего из пласта (или в пласт) жидкого газоконденсата; Н_г - глубина раздела газ / газированная жидкость в стволе скважины; Н_ж - глубина раздела газированная жидкость / жидкость в стволе скважины; h_в - толщина обводненной части интервала перфорации (фильтра), определяющая текущую продуктивность скважины по газу и продуктивность скважины по воде.

Дополнительно измеряемые и полностью расчетные параметры, в общем случае, являются неизвестными параметрами работы скважины. При этом их значения в каждый момент времени t необходимы для определения оптимального режима скважины (в т.ч. режима подачи ПАВ) для удаления скапливающейся жидкости потоком газа и достижения указанного технического результата, начиная с момента времени t

На фиг. 4 показана схема совместного функционирования расчетной модели (модуля прогнозирования) и модуля оптимизации для выработки управляющих воздействий на регулятор дебита газа и регулятор подачи ПАВ. Внутренние алгоритмы работы этих модулей не зависят друг от друга, взаимодействие модулей происходит на уровне обмена данными, при этом оптимизатор может изменять входные данные для модуля прогнозирования и управлять его запусками, в том числе в режиме параллельных вычислений. Функции оптимизатора может выполнять стороннее универсальное приложение. Для достижения указанного технического результата модули прогнозирования и оптимизации могут совместно использоваться в трех режимах.

Первый режим (I) реализуется после первого включения системы в режиме наблюдения параметров, в периоды накопления жидкости в стволе скважины без подачи ПАВ, а также может быть воспроизведен в виртуальном режиме с использованием исторической информации о параметрах работы скважины. Режим I не используется для управления скважиной. Режим учитывает период времени t₀…t₁ и необходим для определения неизвестных параметров работы скважины на момент времени t₁ (момент получения последних данных). На каждый момент времени t_i в зависимости от значений заданных пользователем постоянных параметров (Т_пл, Р_пл, Н_скв, Н_нкг, Н¹_перф, Н²_перф, d_нкт, d_эк, α_угол, ТИП_перф, а⁰_скв, b⁰_скв, М_в.пл), обязательно измеряемых параметров (Т_буф, Р_буф, Р_затр, Т_шл, Р_шл, d_регул) и набора экспериментальных параметров и функций №1 модуль прогнозирования рассчитывает дополнительно измеряемые параметры (Т_заб, Р_заб, q_г, КГФ_(жф), ВГФ_(жф), q_ингб) и полностью расчетные параметры (q_в.кап, q_к.кап, q_в.пл, q_к.пл, Н_г, Н_ж) для их сравнения с наблюдаемыми значениями. Дополнительно измеряемый параметр Н_эхо не рассчитывается, а используется для сравнения с расчетным значением Н_г. Расчетные значения Н_г и Н_ж могут сравниваться с показаниями системы распределенных датчиков давления на забое.

Для расчета могут использоваться как общеизвестные, так и уникальные, защищенные авторскими правами экспериментальные функции.

Давление на выходе i-го сегмента скважины может определяться по функции P_i=f(P₀; q_г.пл; q_к.кап; q_в.кап; PVT[P_cp, T_cp]_г,к,в,; d_нкт(эк); λ_нкт(эк); α_угол), где Р₀ - давление потока на входе в сегмент; q_г.пл, q_к.кап, q_в.кап - расходы поступающих в сегмент флюидов (в данном случае пластового газа, жидкого неравновесного газу газоконденсата и смеси конденсационной и пластовой воды). Расходы поступающих в сегмент жидкостей (q_к.кап, q_в.кап) могут иметь отрицательный знак, что означает движение фаз в противоположном газу направлении и определяет накопление жидкости на забое; PVT[P_cp, T_cp]_г,к,в - зависимости компонентного состава и соотношения жидкой и газообразной фаз поступающих в сегмент флюидов, а также сжимаемости, вязкости и плотности фаз от среднего давления и температуры в сегменте; λ_нкт(эк) - коэффициент гидравлического сопротивления труб.

Температура на выходе i-го сегмента скважины может определяться по функции T_i=f(T₀; q_г,к,в; PVT[P_cp, T_cp]_г,к,в; d_нкт(эк); Ср[Р_ср, Т_ср]; Di[PVT]; λп; Сп), где Т₀ - температура потока на входе в сегмент; Cp[Р_ср, T_cp] - теплоемкость потока; Di[PVT] - дифференциальный коэффициент Джоуля-Томсона; λп - теплопроводность окружающего трубу пространства; Сп - теплоемкость окружающего трубу пространства.

Дебит газа, проходящего через измеритель (регулятор), может определяться по функции q_г=f(d_регул; Р_буф; Т_буф; Р_шл; Т_шл; ВГФ[Р_шл, Т_шл]_жф; КГФ[Р_шл, Т_шл]_жф).

Дебит газа из пласта может определяться по функции q_г.пл=f(a⁰_скв; b⁰_скв; h_г; h_в; ОФП; k_пр; PVT[P, T]_г; Р_пл; Р_заб), где ОФП - функции относительной фазовой проницаемости пласта в системе газ-жидкость (газ-вода, газ-конденсат) в зависимости от коэффициентов водо-, газо- и конденсатонасыщенности; k_пр - коэффициент абсолютной проницаемости пласта.

Дебит воды может определяться по функции q_в.пл=f(h_в; ОФП; k_пр; Р_пл; Р_заб).

Дебит жидкого газоконденсата может определяться по функции q_к.пл=f(h_г; ОФП; k_пр; PVT[P, T]_г,к; Р_пл; Р_заб).

Количество подаваемого в скважину ингибитора гидратообразования может определяться по функции q_ингб=f(P; Т; q_г.пл; q_к.кап; q_в.кап; М_в.пл; PVT[Р_ср, Т_ср]_г,к,в).

Все перечисленные выше функции включают коэффициенты и экспериментальные константы, имеющие неопределенность и диапазоны возможного изменения. Модуль оптимизации, работающий в режиме адаптации параметров из набора функций №1, использует известные оптимизационные алгоритмы и управляет многократными запусками модуля прогнозирования, одновременно изменяя коэффициенты и экспериментальные константы функций №1 в заданных пользователем диапазонах, добиваясь минимизации расхождения расчетных и измеряемых (измеренных) параметров в каждый заданный момент времени U периода времени t₀…t₁. В результате многократных запусков модуля прогнозирования для периода времени t₀…t₁ выявляются наиболее достоверные коэффициенты и экспериментальные константы набора функций №1 и выявляются наиболее достоверные полностью расчетные параметры (q_в.кап, q_к.кап, q_в.пл, q_к.пл, Н_г, Н_ж) на каждый момент времени t_i, в том числе на момент времени t₁.

Второй режим (II) учитывает данные, полученные в периоды работы скважины с подачей ПАВ, и также может быть воспроизведен в виртуальном режиме с использованием исторической информации о параметрах работы скважины с подачей ПАВ и известных (ранее определенных) значений параметров (q_в.кап, q_к.кап, q_в.пл, q_к.пл, Н_г, Н_ж) на момент времени t₁. Режим II также не используется для управления скважиной. Режим учитывает период времени t₁…t₂ (где t₂ - момент получения последних данных) для определения неизвестных параметров работы скважины (q_в.кап, q_к.кап, q_в.пл, q_к.пл, Н_г, Н_ж) в условиях подачи ПАВ на каждый момент времени t₁…t₂, а также для расчета некоторых из обязательно измеряемых параметров (Т_буф, Р_буф, Р_затр, Т_шл) и дополнительно измеряемых параметров (Т_заб, Р_заб, q_г, КГФ_(жф), ВГФ_(жф), q_ингб) на каждый момент времени t₁…t₂ для их сравнения с наблюдаемыми значениями. При этом, входными параметрами для расчета являются известные на каждый момент времени Р_шл, d_регул, а также: ТИП_ПАВ - тип используемого ПАВ, обладающего индивидуальными характеристиками вспенивания, стабильностью пены и другими параметрами, определяющими эффективность очистки скважины от жидкости; q_{ПАВ(р-р)} - расход раствора ПАВ; К_ПАВ - концентрация поверхностно-активного вещества в растворе ПАВ.

Модуль оптимизации работает в режиме адаптации параметров и коэффициентов из набора функций №2, аналогичных №1 и включающих параметры подаваемого раствора ПАВ: Pi=f(P₀; q_г.пл; q_к.кап; q_в.кап; PVT[P_cp, T_cp]_г,к,в; d_нкт(эк); λ_нкт(эк), α_угол; ТИПперф; ТИП_ПАВ; q_{ПАВ(р-р)}; К_ПАВ) и T_i=f(T₀; q_г,к,в; PVT[P_cp, T_cp]_г,к,в; d_нкт(эк); Ср[Р_ср, Т_ср]; Di[PVT]; λп; Сп; ТИПперф; ТИП_ПАВ; q_{ПАВ(р-р)}; К_ПАВ).

Третий режим (III) является основным и может использоваться без предварительной работы системы в режимах I и/или II, если значения входных параметров (q_в.кап, q_к.кап, q_в.пл, q_к.пл, Н_г, Н_ж) известны, а параметры и константы из наборов функций №1 и №2 являются надежно определенными. Режим III реализуется для периода времени t₂…t₃ (где t₂ - текущий момент времени, t₃ - заданный пользователем прогнозный момент времени) и необходим для поиска оптимального расписания (режима) управления скважиной (регулирования дебита газа) и режима подачи ПАВ (в том числе оптимальной концентрации ПАВ) для максимально эффективной эксплуатации скважины и достижения указанного технического результата в прогнозный период t₂…t₃.

В режиме III входными данными для модуля прогнозирования являются: заданные пользователем вышеуказанные постоянные параметры; значения расчетных параметров (q_в.кап, q_к.кап, q_в.пл, q_к.пл, Н_г, Н_ж) на момент времени t₂; заданные на весь период времени t₂…t₃ управляющие параметры Р_шл и ТИП_ПАВ; изменяемое оптимизатором расписание регулирующих параметров d_регул, q_{ПАВ(р-р)}, K_ПАВ на период времени t₂…t₃. Все остальные параметры являются расчетными (q_г, Т_буф, Р_буф, Р_затр, Т_шл, Т_заб, Р_заб, КГФ_(жф), ВГФ_(жф), q_ингб).

Задачей оптимизатора является поиск оптимального расписания регулирующих параметров d_регул, q_{ПАВ(р-р)}, K_ПАВ, q_ингб на период времени t₂…t₃, удовлетворяющего заданным пользователем критериям оптимизации, которые могут быть объединены в единую целевую функцию. На фиг. 4 показаны следующие критерии оптимизации: минимизация времени, затрачиваемого на достижение целевого режима работы скважины; максимизация результирующего дебита скважины по газу, либо накопленного отбора газа за заданный период времени; минимизация количества подаваемых пенообразующих агентов; минимизация количества подаваемого ингибитора гидратообразования.

Режим III используется для управления скважиной. Полученное расписание регулирующих параметров d_регул, q_{ПАВ(р-р)}, K_ПАВ, q_ингб на период времени t₂…t₃ используется для их передачи в контроллер в качестве уставок для управления регулирующим оборудованием.

Расчетный цикл режима III должен осуществляться непрерывно и уточнять управляющее скважиной расписание по мере его реализации и получения новых данных о параметрах работы скважины. В общем случае, уточнение модели в режиме II, оптимизационные расчеты и управление скважиной в режиме III должны производиться параллельно, в том числе с использованием технологий параллельных вычислений.

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.