Газоконденсатные месторождения, находящиеся на поздней стадии разработки, характеризуются падением пластового давления и обводнениемскважин. В результате обводнения часть пластовой энергии расходуется на подъем жидкости, что приводит к снижению дебита по газу с последующим выходом скважин из эксплуатации, использование внешней энергии для удаления пластовой жидкости с помощью погружного насоса позволяет продлить срок эксплуатации скважин в условиях снижения энергии пласта. Результаты опытного использования насосной откачки жидкости из обводненных скважин Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения свидетельствуют о возможности потенциального роста дебита газа из обводненных газовых скважин за счет внедрения информационно-измерительной системы управляемой откачки пластовой жидкости. В настоящее время существует система методов, моделей и средств информационно-измерительной системы насосной откачки пластовой жидкости нефтяных скважин, разработаны технические решения и рекомендации по их использованию. В частности, для определения уровня жидкости в нефтяной скважине используется эхолот. Однако технология раздельной добычи продукции из газовых скважин предполагает движение газа по затрубному пространству, что приводит к образованию пены на поверхности жидкости и нарушению корректной работы эхолота. Для определения параметров технологических процессов газовых скважин используется система "Интегрированная геолого-технологическая модель газоконденсатного месторождения". Однако в ней не учитываются условия обводненных газовых скважин и насосная откачка пластовой жидкости. В связи с этим создание информационно-измерительной системы на основе развития "Интегрированная геолого-технологическая модель газоконденсатного месторождения" с учетом управляемой насосной откачки пластовой жидкости из обводненных газовых скважин является актуальной задачей. В статье обоснована структура, математическое обеспечение и алгоритмы информационно-измерительной системы управляемой откачки пластовой жидкости из обводненных газовых скважин, отличающейся наличием модели "пласт-скважина-шлейф" в контуре измерения динамического уровня пластовой жидкости в затрубном пространстве, обеспечивающая увеличение дебита газа на 26-33%.
展开▼
