RU135354U1

RU135354U1 - SYSTEM FOR OPTIMIZATION OF WORK OF THE GROUP OF OIL AND GAS WELLS

Info

Publication number: RU135354U1
Application number: RU2013121826/03U
Authority: RU
Inventors: Константин Викторович Торопецкий; Антон Эдуардович Рязанцев
Original assignee: Ульянов Владимир Николаевич
Priority date: 2013-05-13
Filing date: 2013-05-13
Publication date: 2013-12-10

Abstract

1. Система для оптимизации работы группы нефтегазовых скважин, содержащая установленный на выкидном нефтепроводе каждой скважины устьевой модуль с запорным органом и с датчиками перепада на нем давления и температуры, отличающаяся тем, что устьевой модуль выполнен виде отрезка трубопровода с присоединительными фланцами, внутри которого установлены устройство для измерения компонентного состава скважинной жидкости и запорный орган в виде регулируемого сужающего устройства с датчиками измерения на нем перепада давления, а выход каждого автономного модуля соединен трубопроводом со входом двухпозиционного переключателя потока жидкости, соединяющего его либо со входом стационарной групповой замерной установкой (ГЗУ), либо с выходным коллективным трубопроводом, при этом каждый устьевой модуль содержит интерфейс управления, подключенный к запорному органу и датчикам перепада давления и температуры, который своими шинами управления и передачи данных подключен к общему блоку управления системы, который, в свою очередь, шинами управления соединен с двухпозиционными переключателями и ГЗУ.2. Система по п.1, отличающаяся тем, что сужающее устройство выполнено в виде трубки Вентури с переменным проходным сечением 1:5.3. Система по п.1, отличающаяся тем, что сужающее устройство выполнено в виде игольчатого клапана с динамическим диапазоном регулирования 1:10.4. Система по п.1, отличающаяся тем, что в качестве устройства для измерения компонентного состава скважинной жидкости использован высокочастотный импедансомер.5. Система по п.1, отличающаяся тем, что в качестве устройства для измерения компонентного состава скв1. A system for optimizing the operation of a group of oil and gas wells, comprising a wellhead module with a shut-off element and pressure and temperature difference sensors installed on a flow oil pipeline of each well, characterized in that the wellhead module is designed as a section of a pipeline with connecting flanges inside which the device is installed for measuring the component composition of the borehole fluid and a locking member in the form of an adjustable constriction device with pressure drop measurement sensors on it, and the output of each about the stand-alone module is connected by a pipeline to the input of the on-off liquid flow switch, connecting it either to the input of a stationary group metering unit (GZU), or to an output collective pipeline, each wellhead module containing a control interface connected to a shut-off element and differential pressure and temperature sensors which, with its control and data transmission buses, is connected to a common control unit of the system, which, in turn, is connected to two-position switches by the control buses circuit-breakers and GZU.2. The system according to claim 1, characterized in that the narrowing device is made in the form of a venturi with a variable flow area 1: 5.3. The system according to claim 1, characterized in that the narrowing device is made in the form of a needle valve with a dynamic control range of 1: 10.4. The system according to claim 1, characterized in that a high-frequency impedance meter is used as a device for measuring the component composition of the well fluid. The system according to claim 1, characterized in that as a device for measuring the component composition of SLE

Description

Полезная модель относится к области нефтегазодобычи, а именно к управлению процессами извлечения и транспортировки скважинных флюидов при разработке и эксплуатации нефтегазовых скважин, и может быть использована при эксплуатации и мониторинге малодебитных скважин в автономном режиме, в частности, для определения и изменения в режиме реального времени продуктивных параметров нефтегазовых скважин с целью оптимизации коэффициента извлечения углеводородов из продуктивного пласта.The utility model relates to the field of oil and gas production, namely, to control the processes of extraction and transportation of well fluids during the development and operation of oil and gas wells, and can be used in the operation and monitoring of low-production wells in stand-alone mode, in particular, to determine and change in real time the productive parameters of oil and gas wells in order to optimize the recovery of hydrocarbons from the reservoir.

В настоящее время скважинный фонд России насчитывает до 70% низкодебитных нефтегазовых скважин (менее 10 м³/сут. жидкости), а отдельные месторождения целиком состоят из низкодебитных скважин. Также существует ряд месторождений промышленных масштабов, разработка которых в настоящее время нерентабельна в силу высоких операционных издержек при высокой доле низкодебитных скважин. Месторождения Волго-Уральского нефтегазового региона представляют собой изолированные удаленные друг от друга скважины, в то время как на месторождениях Западно-Сибирского и Восточно-Сибирского регионов - широко распространена кустовая организация скважин.At present, the well stock of Russia accounts for up to 70% of low-rate oil and gas wells (less than 10 m ³ / day of fluid), and some fields entirely consist of low-rate wells. There are also a number of fields of industrial scale, the development of which is currently unprofitable due to the high transaction costs with a high proportion of low-yield wells. Deposits of the Volga-Ural oil and gas region are isolated wells that are isolated from each other, while cluster organization of wells is widespread in the fields of the West Siberian and East Siberian regions.

Так, например, известны нефтегазовые месторождения промышленных масштабов в Западно-Сибирском регионе, располагающиеся в отдаленных труднодоступных регионах, разработка которых осложнена географическими условиями и отсутствием каких-либо транспортных сетей, а также проблемами с размещением обслуживающего персонала и сложного оборудования, что в совокупности с высокой долей низкодебитных скважин и большими операционными издержками делает разработку подобных месторождений нерентабельной. Большинство месторождений Западно-Сибирского региона находятся на средней и поздней стадии эксплуатации, и среднесуточный дебит скважин по нефти может составлять от 1 до 10 тонн. При таком уровне производства продукции эти скважины продолжают эксплуатироваться только потому, что их ликвидация весьма затратна, при этом любые инвестиции в оборудование таких скважин не является рентабельным, но проводить измерения добычных параметров на таких скважинах обязывает законодательство РФ, как с точки зрения фискальной системы, так и с точки зрения безопасности эксплуатации опасного производственного объекта.For example, industrial-scale oil and gas fields are known in the West Siberian region, located in remote, inaccessible regions, the development of which is complicated by geographical conditions and the absence of any transport networks, as well as problems with the placement of maintenance personnel and sophisticated equipment, which together with high the share of low-yield wells and high operating costs makes the development of such fields unprofitable. Most fields in the West Siberian region are in the middle and late stages of operation, and the average daily production rate of oil wells can be from 1 to 10 tons. At such a level of production, these wells continue to be operated only because their liquidation is very costly, while any investment in the equipment of such wells is not cost-effective, but the legislation of the Russian Federation obliges to conduct measurements of production parameters at such wells, both from the point of view of the fiscal system and from the point of view of safe operation of a hazardous production facility.

Выходом из сложившейся ситуации могла бы стать разработка такой системы оптимизации работы скважины или группы нефтегазовых скважин, которая удовлетворяет следующему ряду жестких требований:The way out of this situation could be the development of such a system for optimizing the operation of a well or a group of oil and gas wells, which satisfies the following set of stringent requirements:

- обеспечивает автономную эксплуатацию нефтегазовых скважин, т.е. позволяет эксплуатировать скважину или группу скважин без непосредственного участия оператора;- provides autonomous operation of oil and gas wells, i.e. allows you to operate a well or group of wells without the direct involvement of the operator;

- проводит удаленный контроль технологических режимов работы нефтегазовых скважин в режиме реального времени;- conducts remote control of technological modes of oil and gas wells in real time;

- позволяет в режиме реального времени производить оперативное автономное управление технологическими режимами работы скважины или группы скважин, с целью выявления неоптимальных режимов добычи или работы скважинного оборудования;- allows real-time real-time autonomous control of the technological modes of operation of a well or group of wells in order to identify non-optimal modes of production or operation of downhole equipment;

- производит подбор и поддержание оптимального режима извлечения углеводородов, т.е. максимизацию коэффициента извлечения углеводородов при снижении удельных энергетических затрат, т.е. на единицу массы извлеченного продукта.- selects and maintains an optimal hydrocarbon recovery regime, i.e. maximizing the hydrocarbon recovery coefficient while reducing specific energy costs, i.e. per unit mass of recovered product.

Известно устройство для контроля технологических режимов нефтегазовой скважины (см. патент US 4802361, кл. G01N 33/22, 1989 г.), включающее в себя измерительную секцию, подключаемую в разрыв трубопровода для прохождения потока скважинной жидкости, на которой размещены гамма-радиационный плотномер для измерения мгновенного значения плотности среды и проточный влагомер электромагнитного типа для определения мгновенного значения диэлектрической проницаемости среды. Данное устройство дает детальную информацию в реальном времени о продуктивных параметрах скважины, в том числе о компонентном составе скважинной жидкости.A device is known for monitoring the technological regimes of an oil and gas well (see patent US 4802361, class G01N 33/22, 1989), which includes a measuring section connected to a pipe rupture for the passage of a borehole fluid flow, on which a gamma radiation density meter is placed for measuring the instantaneous value of the density of the medium; and an electromagnetic type flow meter for determining the instantaneous value of the dielectric constant of the medium. This device provides detailed information in real time about the productive parameters of the well, including the component composition of the well fluid.

Основным недостатком известного устройства является отсутствие каких-либо механизмов автоматического регулирования системы добычи в случае изменения технологических параметров работы скважины.The main disadvantage of the known device is the absence of any mechanisms for automatic regulation of the production system in case of changes in the technological parameters of the well.

Другим недостатком известного устройства является наличие радиоактивного источника, что требует обеспечения непрерывной охраны установленного оборудования, т.е. необходимо постоянное присутствие персонала на месторождении.Another disadvantage of the known device is the presence of a radioactive source, which requires continuous protection of the installed equipment, i.e. permanent presence of personnel at the field is required.

Кроме того, устанавливаемое дополнительное оборудование, необходимое для проведения многофазной расходометрии имеет не только высокую стоимость, но и требует присутствия на скважине высококвалифицированного персонала для эксплуатации этого оборудования, что в условиях разработки низкодебитных скважин на месторождении делает данное устройство практически неприменимым.In addition, the installed additional equipment necessary for multiphase flow metering is not only of high cost, but also requires the presence of highly qualified personnel at the well for the operation of this equipment, which in the conditions of developing low-production wells in the field makes this device practically inapplicable.

Известно устройство контроля технологических режимов группы нефтегазовых скважин (см. патент RU 2168011, кл. E21B 47/10, E21B 43/34, 2001 г.), содержащее переключатель скважин, входной трубопровод, связывающий переключатель с сепаратором гравитационного типа, предназначенным для отделения газа, трубопроводы для отвода газа и жидкости из сепаратора. На газовой линии установлен газовый расходомер вихревого типа, а на жидкостной линии установлен массовый расходомер кориолисового типа для измерения расхода и плотности водонефтяной эмульсии, а также устройство для непрерывного измерения содержания воды в водонефтяной эмульсии - емкостной, микроволновый, инфракрасный или радиочастотный влагомер. Известное устройство позволяет осуществлять удаленный мониторинг группы скважин месторождения при гораздо меньших затратах, чем предыдущий, поскольку одно замерное устройство находится в совместном использовании группы скважин.A known device for monitoring the technological regimes of a group of oil and gas wells (see patent RU 2168011, class E21B 47/10, E21B 43/34, 2001), comprising a switch for wells, an inlet pipe connecting the switch with a gravity-type separator for separating gas pipelines for the removal of gas and liquid from the separator. A vortex-type gas flowmeter is installed on the gas line, and a Coriolis-type mass flowmeter is installed on the liquid line for measuring the flow rate and density of the oil-water emulsion, as well as a device for continuously measuring the water content in the oil-water emulsion - a capacitive, microwave, infrared or radio frequency moisture meter. The known device allows for remote monitoring of a group of wells at a much lower cost than the previous one, since one metering device is shared between a group of wells.

Основным недостатком известного устройства является невозможность функционирования в реальном времени. Это связано с тем, что измерение продуктивных параметров нефтегазовых скважин и выявление изменений этих параметров ведется последовательно по заранее определенному графику замеров. Данное обстоятельство в совокупности с отсутствием каких-либо средств автоматической регулировки системы добычи выливается в невозможность построить отклик продуктивных параметров при варьировании параметров скважинного оборудования, и реализовать оптимизацию извлечения углеводородов из продуктивного пласта. Причем следует отметить, что сокращение временных интервалов между замерами невозможно осуществить только за счет увеличения частоты переключений, т.к. это снижает надежность системы и увеличивает риск аварий (порыв трубопровода), а также быстро вырабатывает ресурс переключателя, что приводит к паразитным перетокам между портами переключателя и внесению неконтролируемой ошибки измерения.The main disadvantage of the known device is the inability to function in real time. This is due to the fact that the measurement of the productive parameters of oil and gas wells and the identification of changes in these parameters is carried out sequentially according to a predetermined measurement schedule. This circumstance, together with the absence of any means of automatic adjustment of the production system, results in the inability to construct a response of productive parameters when the parameters of the downhole equipment are varied, and to optimize the extraction of hydrocarbons from the reservoir. Moreover, it should be noted that the reduction of time intervals between measurements cannot be carried out only by increasing the switching frequency, because this reduces the reliability of the system and increases the risk of accidents (rupture of the pipeline), and also quickly generates a switch resource, which leads to spurious flows between the switch ports and the introduction of an uncontrolled measurement error.

Наиболее близким к заявляемому, является взятое в качестве прототипа устройство оптимизации работы нефтяной скважины с одновременным измерением ее дебита дебита (см. патент RU 2318988, кл. E21B 43/00, 2008 г.), содержащее установленный на выкидном нефтепроводе запорный орган, перед которым установлен датчик устьевого давления, и помещенный на затрубье скважины датчик затрубного давления, которые подключены к блоку управления, выход которого соединен с исполнительным механизмом запорного органа. Выход нефтепровода соединен с затрубьем газопроводом, снабженным вторым запорным органом со своим исполнительным механизмом, вход которого подключен к блоку управления. При этом каждый из запорных органов выполнен в виде клапана с регулируемой пропускной способностью. Известное устройство позволяет не только автоматически измерять режимы функционирования скважины, но и изменять их по заранее заданному алгоритму, т.е решать упрощенную задачу оптимизации работы нефтяной скважины. Устройство может позволить скважине работать длительное время, оптимизируя ее устьевое давление, если изменения значений обводненности и газового фактора будут незначительными. Система является полностью автономной, т.е. не требующей постоянного наличия высококвалифицированного обслуживающего персонала.Closest to the claimed is a prototype device for optimizing the operation of an oil well while measuring its flow rate (see patent RU 2318988, class E21B 43/00, 2008), containing a shut-off element installed in front of the discharge pipeline, in front of which a wellhead pressure sensor is installed, and an annular pressure sensor placed on the annulus of the well, which are connected to a control unit, the output of which is connected to an actuator of the shutoff member. The output of the oil pipeline is connected to the annulus by a gas pipeline equipped with a second locking body with its actuator, the input of which is connected to the control unit. At the same time, each of the locking elements is made in the form of a valve with an adjustable throughput. The known device allows not only to automatically measure well functioning modes, but also to change them according to a predetermined algorithm, i.e., to solve the simplified task of optimizing the operation of an oil well. The device can allow the well to work for a long time, optimizing its wellhead pressure if changes in water cut and gas factor values are insignificant. The system is completely autonomous, i.e. not requiring the constant availability of highly qualified staff.

Основным недостатком известного устройства является отсутствие каких-либо измерительных средств, позволяющих проводить в реальном времени измерения компонентного состава скважинной жидкости. Проводить расчет дебита группы скважин по единожды измеренным (раз в месяц, раз в квартал или раз в год) параметрам, полученным с помощью групповой замерной установкой (ГЗУ) - нельзя, т.к. при таком расчете принимаются неизменными (постоянными) значения обводненности и газового фактора скважины или группы скважин. Без знания, измеренных в реальном времени параметров скважины (дебита и его составных частей - нефти, воды и газа) невозможна оптимизация компонентного состава данной скважины, а тем более группы скважин.The main disadvantage of the known device is the lack of any measuring tools that allow real-time measurements of the component composition of the well fluid. It is impossible to calculate the flow rate of a group of wells according to the once measured (once a month, once a quarter or once a year) parameters obtained using a group metering unit (GZU), because in this calculation, the water cut and gas factor of the well or group of wells are assumed to be constant (constant). Without the knowledge, measured in real time, of the parameters of the well (flow rate and its components - oil, water and gas) it is impossible to optimize the component composition of this well, and even more so the group of wells.

Другим серьезным недостатком известного устройства является то, что оно применим для решений одной задачи оптимизации - стабилизации устьевого давления на одиноко расположенной скважине и плохо подходит для оптимизации работы группы скважин, оказывающих друг на друга взаимное влияние. Кроме того, известное устройство не позволяет выявлять неоптимальные режимы добычи или сбои в работе скважинного оборудования (неожиданные выбросы воды, газа и т.п.).Another serious drawback of the known device is that it is applicable for solving one optimization problem — stabilization of wellhead pressure in a lonely located well and is poorly suited for optimizing the operation of a group of wells that have a mutual influence on each other. In addition, the known device does not allow to detect suboptimal production modes or failures in the operation of downhole equipment (unexpected emissions of water, gas, etc.).

Задачей заявляемого технического решения является устранение указанных недостатков, а именно расширение функциональных возможностей заявляемого устройства за счет возможности измерения компонентного состава скважинной жидкости в реальном времени, а также путем выявления неоптимальных режимов добычи или сбоев в работе скважинного оборудования.The objective of the proposed technical solution is to eliminate these drawbacks, namely, expanding the functionality of the claimed device due to the ability to measure the component composition of the well fluid in real time, as well as by identifying suboptimal production modes or failures in the operation of the downhole equipment.

Указанная задача в системе для оптимизации работы группы нефтегазовых скважин, содержащей установленный на выкидном нефтепроводе каждой скважины устьевой модуль с запорным органом и с датчиками перепада на нем давления и температуры, решена тем, что устьевой модуль выполненный виде отрезка трубопровода с присоединительными фланцами, внутри которого установлено устройство для измерения компонентного состава скважинной жидкости и запорный орган в виде регулируемого сужающего устройства с датчиками измерения на нем перепада давления, а выход каждого автономного модуля соединен трубопроводом со входом двухпозиционного переключателя потока жидкости соединяющего его либо со входом стационарной ГЗУ, либо с выходным коллективным трубопроводом, при этом каждый устьевой модуль содержит интерфейс управления, подключенный к запорному органу и датчикам перепада давления и температуры, который своими шинами управления и передачи данных подключен к общему блоку управления системы, который в свою очередь шинами управления соединен с двухпозиционными переключателями и ГЗУ и каналом связи с внешним оператором.The indicated problem in the system for optimizing the operation of a group of oil and gas wells containing an wellhead module with a shut-off element and pressure and temperature difference sensors installed on a flow oil pipeline of each well is solved by the fact that the wellhead module is designed as a section of a pipeline with connecting flanges, inside of which a device for measuring the component composition of the borehole fluid and a locking member in the form of an adjustable constricting device with sensors for measuring pressure drop across it, and the output of each autonomous module is connected by a pipeline to the input of the on-off liquid flow switch connecting it either to the input of the stationary gas supply unit or to the collective outlet pipe, with each wellhead module containing a control interface connected to a shut-off element and differential pressure and temperature sensors, which has its own tires control and data transmission is connected to a common control unit of the system, which in turn is connected by control buses to on-off switches and GZU and communication channel with an external operator.

Целесообразно сужающее устройство выполнить в виде трубки Вентури с переменным проходным сечением 1:5 или в виде игольчатого клапана с динамическим диапазоном регулирования 1:10, что позволит изменять потоки скважинной жидкости в широком динамическом диапазоне, достаточном для оперативного управления скважинами. В первом случае существенным преимуществом является то, что при масштабировании проходного сечения сужающего устройства его форма сохраняется, а значит, режим течения сохраняется, а во втором - можно обеспечить больший диапазон регулировки потока скважинной жидкости.It is advisable to narrow the device in the form of a Venturi tube with a variable flow rate 1: 5 or in the form of a needle valve with a dynamic control range of 1:10, which will allow changing the flow of well fluid in a wide dynamic range sufficient for operational control of the wells. In the first case, a significant advantage is that when scaling the bore of the narrowing device, its shape is preserved, which means that the flow mode is preserved, and in the second, it is possible to provide a greater range of adjustment of the borehole fluid flow.

Перспективно в качестве устройства для измерения компонентного состава скважинной жидкости использовать высокочастотный импедансомер, который позволяет различать воду и нефть по проводимости и диэлектрической проницаемости, а в качестве в качестве устройства для измерения компонентного состава скважинной жидкости использовать нейтронный плотномер, который позволяет отличать сильно контрастирующие между собой газ и жидкость.It is promising to use a high-frequency impedance meter as a device for measuring the component composition of a wellbore fluid, which makes it possible to distinguish between water and oil by conductivity and dielectric constant, and as a device for measuring the component composition of a wellbore fluid, use a neutron densitometer that can distinguish highly contrasting gas and liquid.

На фиг.1 представлен рисунок варианта выполнения устьевого модуля с использованием трубки Вентури с переменным проходным сечением для реализации заявляемого способа, включающий: отрезок трубы 1 с фланцевыми креплениями 2а и 2б; сужающее устройство, состоящее из конфузора 3, участка постоянного сечения 4 и диффузора 5; аксиальный обтекатель 6, состоящий из неподвижной части 7, жестко соединенной со стенкой трубы кронштейном 8 и подвижной части 9 конической формы плоскопараллельной с диффузором с наконечником 10; мотор-редуктора 11 с датчиком положения ротора, установленном в неподвижной части 7, обеспечивающего поступательное движение наконечника 10 и управляемого от контроллера 12; винтовую передачу 13 для преобразования вращательного движения вала мотор-редуктора 11 в поступательное перемещение штока; высокочастотный импедансомер 14, электродами которого являются наконечник 10 и стенка трубы 1; дифференциальный манометр 16 с вводами 15а и 156; датчики температуры 17 и давления 18.Figure 1 presents a drawing of a variant of implementation of the wellhead module using a Venturi tube with a variable flow area for the implementation of the proposed method, including: a piece of pipe 1 with flange mounts 2a and 2b; a constricting device consisting of a confuser 3, a constant section 4 and a diffuser 5; axial fairing 6, consisting of a fixed part 7, rigidly connected to the pipe wall by an arm 8 and a movable part 9 of a conical shape plane-parallel with a diffuser with a tip 10; a gear motor 11 with a rotor position sensor mounted in a fixed part 7, providing translational movement of the tip 10 and controlled from the controller 12; helical gear 13 for converting the rotational movement of the shaft of the gear motor 11 into the translational movement of the rod; a high-frequency impedance meter 14, the electrodes of which are a tip 10 and a pipe wall 1; differential pressure gauge 16 with inputs 15a and 156; temperature sensors 17 and pressure 18.

На фиг.2 представлен рисунок варианта выполнения устьевого модуля с использованием игольчатого клапана для реализации заявляемого способа, включающий: сужающее устройство, содержащее конфузор 19, участок регулирования проходного сечения 20 и диффузор 21; участок регулирования 20 содержит обтекатель 22, вводимый в просвет трубы, поступательное движение которого обеспечивается мотор-редуктором 11 с датчиком положения ротора, контроллером 12 и винтовой передачей 13; источник тепловых нейтронов 23 и пропорциональный газоразрядный детектор нейтронов 24, подключенный к счетчику импульсов 25.Figure 2 presents a drawing of an embodiment of the wellhead module using a needle valve for implementing the inventive method, comprising: a constricting device comprising a confuser 19, a control section of the passage 20 and a diffuser 21; the regulation section 20 includes a cowl 22, introduced into the pipe lumen, the translational movement of which is provided by a gear motor 11 with a rotor position sensor, a controller 12, and a helical gear 13; a thermal neutron source 23 and a proportional gas discharge neutron detector 24 connected to a pulse counter 25.

На фиг.3 представлен рисунок, представляющий схему реализации заявляемого устройства, включающий: скважины 27а-27в, соединенные через трубопроводные линии 26а-26в с устьевыми модулями 28а-28в, которые передают информацию о технологических режимах каждой скважины по линиям 29а-29в на управляющий узел 30, который может устанавливать проходное сечение каждого регулятора через линии 31а-31в в соответствии с выбранной стратегией оптимизации; ГЗУ 32, входы которого через переключатели потоков 33а-33в подключены к выходам устьевых модулей 28а-28в, при этом каждый из переключателей потоков 33а-33в имеет два возможных положения, в одном из которых скважина подключается к многофазному расходомеру 34, а в другом - пускается через бай-пасс в общую линию 35.Fig. 3 is a drawing showing an implementation diagram of the inventive device, including: wells 27a-27b, connected through pipe lines 26a-26b to wellhead modules 28a-28b, which transmit information about the technological modes of each well along lines 29a-29b to the control unit 30, which can set the flow area of each regulator through lines 31a-31b in accordance with the selected optimization strategy; GZU 32, the inputs of which through the flow switches 33a-33v are connected to the outputs of the wellhead modules 28a-28v, while each of the flow switches 33a-33v has two possible positions, in one of which the well is connected to the multiphase flow meter 34, and in the other, it is started through the bypass to the shared line 35.

На фиг.4 представлен пример построения экстраполяции продуктивных параметров газоконденсатной скважины, включающий измерение временной зависимости дебита по газу 36 для определенной скважины в течение определенного интервала времени, затем построение линии регрессии по методу наименьших квадратов 37, а также верхней 38а и нижней 386 границы согласно заданному уровню достоверности; на данный тренд наложены показания 39 устьевого модуля 28, первая точка 40, выпавшая за пределы тренда обозначает момент, когда тренд утратил достоверность и потребуется подключение ГЗУ 32 для корректировки.Figure 4 presents an example of constructing an extrapolation of the productive parameters of a gas condensate well, including measuring the time dependence of gas production rate 36 for a particular well for a certain time interval, then constructing a regression line using the least squares method 37, as well as upper 38a and lower 386 boundaries according to a given confidence level; readings 39 of wellhead module 28 are superimposed on this trend, the first point 40, falling outside the trend, indicates the moment when the trend has lost reliability and the connection of GZU 32 will be required for adjustment.

На фиг.5 представлен пример построения экстраполяции продуктивных параметров водонефтяной скважины, включающий измерение временной зависимости дебита по воде 41 для определенной скважины в течение определенного интервала времени, затем построение линии регрессии по методу наименьших квадратов 42, а также верхней 43а и нижней 43б границы согласно заданному уровню достоверности; на данный тренд наложены показания 44 устьевого модуля 28, первая точка 45, выпавшая за пределы линии регрессии обозначает момент, когда ее наклон утратил актуальность и потребуется подключение ГЗУ 32 для корректировки.Figure 5 presents an example of constructing an extrapolation of the productive parameters of an oil and water well, including measuring the time dependence of the water flow rate 41 for a particular well for a certain time interval, then constructing a regression line using the least squares method 42, as well as the upper border 43a and lower 43b according to the specified confidence level; readings 44 of wellhead module 28 are superimposed on this trend, the first point 45, falling outside the regression line, indicates the moment when its slope has lost its relevance and the connection of GZU 32 will be required for adjustment.

На фиг.6 представлена блок-схема управляющего узла 30, содержащая: управляющий микропроцессор 46, оперативное запоминающее устройство (ОЗУ) 47, постоянное запоминающее устройство (ПЗУ) 48, контроллер 49 двунаправленной линии 50 приема и передачи данных от удаленного оператора, соединенных посредством системной шины 51, к которой также подключены следующие периферийные контроллеры: мультиплексор 52 входных данных от датчиков устьевых модулей, мультиплексор 53 двунаправленной шины для управления и отслеживания состояния регулирующего устройства устьевых модулей, мультиплексор 54 исходящих линий управления гидравлическими переключателями 33а- 33в ГЗУ 32, контроллер 55 входных данных от многофазного расходомера 34.6 is a block diagram of a control unit 30, comprising: a control microprocessor 46, random access memory (RAM) 47, read-only memory (ROM) 48, a controller 49 of a bi-directional line 50 for receiving and transmitting data from a remote operator, connected through a system bus 51, to which the following peripheral controllers are also connected: input data multiplexer 52 from the sensors of wellhead modules, bidirectional bus multiplexer 53 for controlling and monitoring the state of the control device wellhead modules, multiplexer 54 outgoing control lines of hydraulic switches 33-33v GZU 32, the controller 55 input data from a multiphase flow meter 34.

Работу заявляемой системы рассмотрим на следующих примерах.The operation of the claimed system will consider the following examples.

Пример 1. Задача оптимизации работы группы скважин, направленная на получение максимального суммарного дебита конденсата на газоконденсатном месторождении.Example 1. The task of optimizing the work of a group of wells aimed at obtaining the maximum total flow rate of condensate in a gas condensate field.

Существует определенная функциональная связь между выносом газового конденсата и дебитом газа для газоконденсатных скважин, и, следовательно, устьевым давлением для каждой скважины. Эта зависимость обусловлена различной фазовой проницаемостью продуктивного коллектора для жидкости и газа в прискважинной зоне, и как следствие, варьируется от одной скважины к другой. При повышении дебита газа, относительное количество выноса газового конденсата из отдельной скважины уменьшается, несмотря на увеличение суммарного количества извлекаемых углеводородов. Однако в шлейфе все скважины сообщаются, и динамическое давление на устье каждой скважины регулируется установкой ограничивающего устройства - штуцера. Поэтому вынос газового конденсата не может быть установлен оптимальным сразу для всех скважин. Кроме того, с течением времени происходит непрерывное изменение продуктивных параметров газоносного пласта, а также изменение состояния прискважинной зоны для каждой из скважин.There is a certain functional relationship between the removal of gas condensate and the flow rate of gas for gas condensate wells, and therefore the wellhead pressure for each well. This dependence is due to the different phase permeability of the productive reservoir for liquid and gas in the near-wellbore zone, and as a result, varies from one well to another. With increasing gas flow rate, the relative amount of gas condensate removal from an individual well decreases, despite an increase in the total amount of hydrocarbons recovered. However, in the plume, all wells are communicated, and the dynamic pressure at the mouth of each well is controlled by the installation of a limiting device - a fitting. Therefore, the removal of gas condensate cannot be set optimal immediately for all wells. In addition, over time, there is a continuous change in the productive parameters of the gas-bearing formation, as well as a change in the state of the borehole zone for each of the wells.

Регулировать параметры выноса конденсата можно путем изменения проходных сечений ограничивающих штуцеров для каждой из скважины на основании исследований потока каждой из скважин, но добиться оптимизации работы группы скважин можно только путем непрерывных поочередных итераций для каждой из скважин. Поэтому задачей заявляемой системы является непрерывное изменение проходных сечений трубопроводных линий каждой из скважин группы для поддержания максимального суммарного выноса конденсата из всех скважин.Condensate removal parameters can be controlled by changing the flow cross sections of the restriction fittings for each of the wells based on flow studies of each of the wells, but it is possible to optimize the operation of a group of wells only by continuous alternating iterations for each of the wells. Therefore, the objective of the claimed system is to continuously change the flow cross sections of the pipelines of each of the wells of the group to maintain the maximum total removal of condensate from all wells.

Работу системы рассмотрим с использованием фиг.2 и 3. Предварительно осуществляют построение продуктивных трендов путем последовательного подключения всех скважин 27а-27в к ГЗУ 32. Указанное подключение осуществляется с помощью управляемых вентилей 33а-33в. На фиг.3 к ГЗУ 32 подключена скважина 27а через вентиль 33а, в то время как оставшиеся скважины 27б и 27в подключены через бай-пасс в общую линию 35. При этом многофазный расходомер 34 ГЗУ 32 измеряет и передает на управляющий узел 30 данные по дебитам газа и конденсата в течение интервала времени, достаточного для построения экстраполяции усредненных параметров для расчета продуктивных параметров, согласно заданному уровню достоверности. Пример временной зависимости дебита газа и построенной по ней экстраполяции представлен на фиг.4 на позициях 36 и 37 соответственно. Аналогичным образом подключаются скважины 27б и 27в для построения их экстраполяционных трендов. Рассмотрим работу устьевого модуля, представленного на фиг.2. Датчики 17 и 18 измеряют температуру и давление на входе измерительного модуля 27а, при этом скважинная жидкость, проходя через область сужения 20, создает перепад давления между вводами 15а и 15б дифференциального манометра 16, а на выходе скважинная жидкость просвечивается потоком нейтронов от источника 23, которые фиксируются счетчиком нейтронов 24. Используя уравнение Буггера-Ламберта (1) вычисляют плотность скважинной жидкости. На основании предварительных калибровок и термобарических параметров в трубопроводе вычисляют конденсатно-газовый фактор (КГФ), а затем, используя уравнение Вентури (2), по перепаду давления и КГФ вычисляют полный поток скважинной жидкости.We consider the operation of the system using FIGS. 2 and 3. First, productive trends are constructed by connecting all wells 27a-27b to the GDU 32 in series. The indicated connection is carried out using controlled valves 33a-33b. In Fig. 3, a well 27a is connected to the GDU 32 through the valve 33a, while the remaining wells 27b and 27c are connected via the bypass to the common line 35. In this case, the multiphase flowmeter 34 of the GGU 32 measures and transmits the flow rate data to the control unit 30 gas and condensate for an interval of time sufficient to build the extrapolation of the averaged parameters to calculate the productive parameters, according to a given level of confidence. An example of the time dependence of the gas flow rate and the extrapolation constructed from it is presented in Fig. 4 at positions 36 and 37, respectively. In a similar way, wells 27b and 27c are connected to build their extrapolation trends. Consider the work of the wellhead module shown in figure 2. Sensors 17 and 18 measure the temperature and pressure at the inlet of the measuring module 27a, while the borehole fluid, passing through the region of narrowing 20, creates a pressure differential between the inlets 15a and 15b of the differential pressure gauge 16, and at the outlet the borehole fluid is transmitted through a neutron flux from the source 23, which are recorded by a neutron counter 24. Using the Bugger-Lambert equation (1), the density of the borehole fluid is calculated. Based on preliminary calibrations and thermobaric parameters in the pipeline, the condensate-gas factor (GHF) is calculated, and then, using the Venturi equation (2), the total well fluid flow is calculated from the pressure drop and GHF.

N(L) и N(0) - число нейтронов в единицу времени, прошедших через исследуемую среду и на входе в нее, ρ - средняя плотность среды, k - массовый коэффициент ослабления нейтронов в среде, L - длина пути нейтронов в среде.N (L) and N (0) are the number of neutrons per unit time passing through the medium under study and at the entrance to it, ρ is the average density of the medium, k is the mass attenuation coefficient of neutrons in the medium, L is the neutron path length in the medium.

Q - суммарный (полный) многофазный поток, ΔΡ - перепад давления между двумя сечениями S₁ и S₂, C - расходный коэффициент, который зависит от КГФ для двухфазной среды газ-жидкость.Q is the total (full) multiphase flow, ΔΡ is the pressure drop between the two sections S ₁ and S ₂ , C is the expenditure coefficient, which depends on the CGF for a two-phase gas-liquid medium.

На фиг.4 показано графическое сопоставление вычисленных параметров 39 одной из скважин 27а-27в с ее ранее измеренным трендом 37, и в случае обнаружения отклонений, превышающих заданный уровень допуска, как, например, в точке 40, управляющий узел 30 подает команду на подключение соответствующей скважины к многофазному расходомеру 34 высокой точности для корректировки параметров линии регрессии. На управляющий узел 30 (см. фиг.6) в режиме реального времени через входные мультиплексоры 52 и 53 поступает соответственно информация от датчиков всех устьевых модулей 28а-28в, данные о текущем положении регулирующих механизмов устьевых модулей 28а-28в, а также передаются сигналы на изменение проходных сечений устьевых модулей 28а-28в. Через выходной мультиплексор 54 узла 30 сигналы управления подаются на переключатели потоков 33а-33в, а через его контроллер 55 поступает информация о компонентных дебитах от многофазного расходомера 34 ГЗУ 32. Вся принимаемая от периферийных датчиков информация через системную шину 51 загружается в ОЗУ 47 и в реальном времени обрабатывается микропроцессором 46 на основании алгоритмов, заложенных в ПЗУ 48. При выявлении изменений в продуктивных параметрах на какой-либо скважине микропроцессор 46 подает команду через выходной мультиплексор 54 на подключение соответствующей скважины к ГЗУ 32. Согласно заложенной целевой функции микропроцессор 46 осуществляет оперативное управление регулирующими механизмами устьевых модулей 28а-28в через выходной мультиплексор 53. Через контроллер ввода-вывода 49 и канал связи 50 удаленный оператор отслеживает состояние добывающей системы, а также может оказывать какие-либо корректировки при возникновении нештатных ситуаций, не предусмотренных в заложенных алгоритмах.Figure 4 shows a graphical comparison of the calculated parameters 39 of one of the wells 27a-27c with its previously measured trend 37, and in case of deviations that exceed a predetermined tolerance level, such as, for example, at point 40, the control unit 30 sends a command to connect the corresponding wells to a multiphase flow meter 34 high accuracy to adjust the parameters of the regression line. To the control unit 30 (see Fig. 6) in real time through the input multiplexers 52 and 53, respectively, information is received from the sensors of all wellhead modules 28a-28b, data on the current position of the control mechanisms of the wellhead modules 28a-28b, and signals are also transmitted to change in flow sections of wellhead modules 28a-28v. Through the output multiplexer 54 of node 30, control signals are supplied to the flow switches 33a-33b, and through its controller 55 information is received on the component rates from the multiphase flow meter 34 of the GDU 32. All information received from peripheral sensors through the system bus 51 is loaded into the RAM 47 and in real time is processed by microprocessor 46 based on the algorithms embodied in ROM 48. When changes are detected in productive parameters at any well, microprocessor 46 sends a command through output multiplexer 54 to switching the corresponding well to the GZU 32. According to the set objective function, the microprocessor 46 performs operational control of the control mechanisms of the wellhead modules 28a-28v through the output multiplexer 53. Through the input-output controller 49 and communication channel 50, the remote operator monitors the state of the producing system, and can also provide which - or adjustments in case of emergency situations not provided for in the embedded algorithms.

После замера всех скважин переходят к оптимизации работы куста при использовании устьевых модулей 28а-28в в качестве измерителей. Предварительно определяется зависимость КГФ от дебита газа и устьевого давления для каждой скважины и подбирается оптимальный уровень динамического устьевого, а стало быть, и забойного давления, обеспечивающего максимальную отдачу газового конденсата из пласта. Затем, с помощью регуляторов подстраивают проходные сечения так, чтобы достичь оптимального устьевого давления для каждой скважины по отдельности, с учетом того, что за регулятором скважины сообщаются в шлейфе и давления выравниваются, т.е. проходные сечения должны быть выставлены обратно пропорционально дебитам. Для этого узел 30 подает команду контроллеру 12 мотор-редуктора 11 для изменения проходного сечения 20 сужающего устройства. Затем снова строятся экстраполяционные параметры, и по ним определяется скорость и направление изменения проходного сечения для каждой скважины для поддержания пластового давления на оптимальном уровне для каждой скважины. Уменьшение проходного сечения каждой скважины пропорционально снижению полного дебита. Располагая временными зависимостями продуктивных параметров по каждой скважине, управляющий узел 30 вычисляет проходные сечения для каждой скважины для того, чтобы удерживать пластовое давление на оптимальном уровне, при котором вынос жидкого конденсата из пласта максимален.After measuring all the wells, they go on to optimize the operation of the well when using wellhead modules 28a-28b as meters. Preliminarily, the dependence of GFF on the gas flow rate and wellhead pressure for each well is determined and the optimal level of dynamic wellhead, and therefore bottomhole pressure, which ensures the maximum return of gas condensate from the reservoir is selected. Then, with the help of regulators, the flow sections are adjusted so as to achieve the optimal wellhead pressure for each well separately, taking into account that the wells are communicated in the plume behind the regulator and the pressures are equalized, i.e. flow sections should be set inversely with flow rates. To this end, the node 30 instructs the controller 12 of the gear motor 11 to change the bore 20 of the constriction device. Then the extrapolation parameters are built again, and the rate and direction of change in the flow cross section for each well are determined from them to maintain reservoir pressure at the optimal level for each well. A decrease in the flow area of each well is proportional to a decrease in the total production rate. Having time dependences of the productive parameters for each well, the control unit 30 calculates the flow cross sections for each well in order to keep the reservoir pressure at the optimal level at which the maximum removal of liquid condensate from the reservoir.

Пример 2. Задача оптимизации работы группы скважин, направленная минимизацию извлечения воды из продуктивного пласта на нефтегазовом месторождении.Example 2. The task of optimizing the work of a group of wells, aimed at minimizing the extraction of water from the reservoir at the oil and gas field.

Система работает аналогичным образом. Как и в предыдущем примере, оптимизация становится возможной в силу разной проницаемости продуктивного пласта для воды и нефти, и как следствие соотношение компонентов зависит от устьевого, а стало быть, и пластового давлений. Осуществление способа рассмотрим с использованием фиг.1 и 3.The system works in a similar way. As in the previous example, optimization becomes possible due to the different permeability of the reservoir for water and oil, and as a result, the ratio of the components depends on the wellhead and, consequently, the reservoir pressure. The implementation of the method will consider using figures 1 and 3.

Рассмотрим работу устьевого модуля, представленного на фиг.1. Датчики 17 и 18 измеряют температуру и давление перед конфузором 19 сужающего устройства, при этом скважинная жидкость, проходя через область сужения 4, создает перепад давления между вводами 15а и 15б дифференциального манометра 16. В области сужения 4 к скважинной жидкости прикладывается синусоидальное напряжение Ucos(ωt) частотой ω и измеряется протекающий ток Icos(ωt+φ) с помощью импедансомера 14, на основании чего вычисляется полный импеданс, включающий модуль

и сдвиг фазы между током и напряжением φ. Знание полного импеданса дает возможность вычислить емкость С и сопротивление R по отдельности через формулы (3) и (4), а затем вычислить удельную электропроводность σ и диэлектрическую проницаемость среды ε по формулам (5) и (6).Consider the work of the wellhead module, shown in figure 1.

Sensors

17 and 18 measure the temperature and pressure in front of the constrictor confuser 19, while the well fluid, passing through the restriction region 4, creates a pressure differential between the inputs 15a and 15b of the differential pressure gauge 16. In the narrowing region 4, a sinusoidal voltage Ucos (ωt ) with frequency ω and the flowing current Icos (ωt + φ) is measured using impedance meter 14, based on which the total impedance is calculated, including the module

and a phase shift between current and voltage φ. Knowing the total impedance makes it possible to calculate the capacitance C and resistance R separately through formulas (3) and (4), and then calculate the electrical conductivity σ and the dielectric constant of the medium ε by formulas (5) and (6).

C₀ - емкость пустого сенсора, R_w - сопротивление сенсора, заполненного только водой, выделенной из скважинной жидкости.C ₀ is the capacity of the empty sensor, R _w is the resistance of the sensor filled only with water extracted from the well fluid.

На основании первичных калибровок известны диэлектрическая проницаемость ε_w и проводимость воды σ_w, а также диэлектрическая проницаемость нефти ε₀. Поэтому определив диэлектрическую проницаемость и проводимость их смеси, вычисляют удельную долю воды в жидкости а из уравнения Бруггемана (7) и (8).Based on the initial calibrations, the dielectric constant ε _w and the water conductivity σ _w , as well as the dielectric constant of oil ε _{0 are} known. Therefore, having determined the dielectric constant and conductivity of their mixture, the specific fraction of water in liquid a is calculated from the Bruggeman equation (7) and (8).

;

Отличие от первого примера состоит в том, что проходное сечение регулятора следует устанавливать прямо пропорционально удельной доли нефти 1-α в продукции на данной скважине в соответствии с формулой (9), а также в том, что гидродинамическая связь между скважинами существенно менее выражена, и выравнивания давлений между скважинами за штуцерами не происходит.The difference from the first example is that the cross section of the regulator should be set directly proportional to the specific fraction of 1-α oil in the production at this well in accordance with formula (9), and also that the hydrodynamic connection between the wells is significantly less pronounced, and pressure equalization between the wells behind the fittings does not occur.

Для проверки работоспособности заявляемой системы оптимизации был собран лабораторный стенд для приготовления и проливки газожидкостных смесей заданного состава, включающий электроцентробежный насос, выход которого подключался к серии независимых проливочных линий, каждая через свой регулирующий вентиль, за которым устанавливался жидкостный расходомер-массомер кориолисового типа ЭМИС-МАСС 260 производства «Эмис», а также игольчатый клапан для контролируемой инжекции газа от компрессора с ресивером AIRCAST СБ4 производства «AirCast», обеспечивающего максимальный поток сжатого воздуха 1000 л/мин. На газовый ввод каждой проливочной линии устанавливался свой газовый расходомер вихревого типа ЭМИС-ВИХРЬ 200 производства «Эмис». Вентили для подачи жидкости и газа в проливочные линии были оснащены электромеханическими проводами, подключенными к регулирующей системе. В разрыв каждой проливочной линии устанавливался экспериментальный образец. Выходы всех проливочных линий подключались ко входу малогабаритного циклонно-вихревого сепаратора СЦВ-7 производства «Нефтемаш», жидкостный отвод которого подключался к баку заливки и смешения жидкостей. Выход бака смешения подключался ко входу насоса, чем обеспечивалась замкнутость проливочного стенда. Газовый отвод сепаратора выходил в атмосферу. В качестве модельных жидкостей использовались смеси воды с различными уровнями минерализации и трансформаторного масла для получения различных значений диэлектрической проницаемости и проводимости испытуемой среды, а воздух инжектировался только в водные среды по причинам пожаробезопасности.To test the operability of the claimed optimization system, a laboratory bench was assembled for the preparation and pouring of gas-liquid mixtures of a given composition, including an electric centrifugal pump, the output of which was connected to a series of independent pouring lines, each through its own control valve, behind which a liquid flowmeter mass meter Coriolis type EMIS-MASS was installed 260 manufactured by Amis, as well as a needle valve for controlled gas injection from a compressor with an AIRCAST SB4 receiver manufactured by AirCast, echivayuschego maximum compressed air flow 1000 l / min. On the gas inlet of each pouring line, its own gas flowmeter of the vortex type EMIS-VORTEX 200 manufactured by Amis was installed. The valves for supplying liquid and gas to the pouring lines were equipped with electromechanical wires connected to the control system. An experimental sample was installed in the gap of each pouring line. The outputs of all pouring lines were connected to the input of a small-sized cyclone-vortex separator STsV-7 manufactured by Neftemash, the liquid outlet of which was connected to the tank for filling and mixing liquids. The output of the mixing tank was connected to the pump inlet, which ensured the closure of the pouring stand. The gas outlet of the separator was released into the atmosphere. As model liquids, mixtures of water with different levels of mineralization and transformer oil were used to obtain different values of the dielectric constant and conductivity of the test medium, and air was injected only into aqueous media for fire safety reasons.

Были изготовлены макеты устьевых модулей. Для определения электрофизических свойств жидкости соответствующие электроды экспериментального образца устьевого модуля подключались к высокочастотному импедансомеру Agilent 4294А производства Agilent Technologies. Для определения плотности среды участок трубы макетного образца устьевого модуля просвечивался нейтронами от на радионуклиде ²⁵²Cf производства «Ритверц», представляющий собой порошок оксида калифорния, запаянный в герметичную стальную ампулу, обладающий номинальной активностью 10 мкКи, что соответствует потоку нейтронов ~3000 с^-1 стр^-1, а прошедшие нейтроны регистрировались с помощью промышленного счетчика нейтронов, включающего газоразрядный детектор LND 2533 производства LND Incorp., представляющий собой алюминиевый баллон, заполненный ³Не до давления 0.6 МПа, что обеспечивает чувствительность к тепловым нейтронам 185 cps/nv, а также блок счетной электроники. Все макетные образцы устьевых модулей оснащались датчиками температуры ТС5008 производства «Манотомь», давления ДМ5007-3151ДИ производства «Манотомь», а также дифференциальными манометрами МДП4-СМ-Т производства «Манотомь».Mock-ups of wellhead modules were made. To determine the electrophysical properties of the fluid, the corresponding electrodes of the experimental sample of the wellhead module were connected to an Agilent 4294A high-frequency impedance meter manufactured by Agilent Technologies. To determine the density of the medium, the pipe section of the breadboard model of the wellhead module was illuminated by neutrons from a ²⁵² Cf radionuclide manufactured by Ritverts, which is a caloric oxide powder sealed in a sealed steel ampoule with a nominal activity of 10 μCi, which corresponds to a neutron flux of ~ 3000 s ^-1 pp ^-1 , and transmitted neutrons were recorded using an industrial neutron counter, including a LND 2533 gas-discharge detector manufactured by LND Incorp., Which is an aluminum cylinder filled with ³ N pressure 0.6 MPa, which provides a sensitivity to thermal neutrons of 185 cps / nv, as well as a block of counting electronics. All prototype wellhead modules were equipped with temperature sensors ТС5008 manufactured by Manotom, pressure DM5007-3151DI manufactured by Manotom, as well as differential pressure gauges MDP4-SM-T manufactured by Manotom.

Для проверки применимости сконструированных экспериментальных образцов устьевых модулей нами были смоделированы функциональные зависимости компонентного состава газожидкостной смеси от давления на входе в проливочную линию, аналогичные реальным нефтегазовым скважинам, посредством обратной связи с регулирующими вентилями, подающими жидкость и газ.To test the applicability of the constructed experimental samples of wellhead modules, we simulated the functional dependences of the component composition of the gas-liquid mixture on the pressure at the inlet of the production line, similar to real oil and gas wells, through feedback from control valves supplying liquid and gas.

Выполненные модельные эксперименты показали пригодность сконструированных образцов для решения задач оптимизации компонентного состава группы нефтегазовых скважин.The performed model experiments showed the suitability of the designed samples for solving the problems of optimizing the component composition of a group of oil and gas wells.

Claims

1. A system for optimizing the operation of a group of oil and gas wells, comprising a wellhead module with a shut-off element and pressure and temperature difference sensors installed on a flow oil pipeline of each well, characterized in that the wellhead module is designed as a section of a pipeline with connecting flanges inside which the device is installed for measuring the component composition of the borehole fluid and a locking member in the form of an adjustable constriction device with pressure drop measurement sensors on it, and the output of each about the stand-alone module is connected by a pipeline to the input of the on-off liquid flow switch, connecting it either to the input of a stationary group metering unit (GZU), or to an output collective pipeline, each wellhead module containing a control interface connected to a shut-off element and differential pressure and temperature sensors which, with its control and data transmission buses, is connected to a common control unit of the system, which, in turn, is connected to two-position switches by the control buses circuit-breakers and GZU.

2. The system according to claim 1, characterized in that the narrowing device is made in the form of a venturi with a variable flow area 1: 5.

3. The system according to claim 1, characterized in that the narrowing device is made in the form of a needle valve with a dynamic control range of 1:10.

4. The system according to claim 1, characterized in that a high-frequency impedance meter is used as a device for measuring the component composition of the well fluid.

5. The system according to claim 1, characterized in that a neutron density meter is used as a device for measuring the component composition of the wellbore fluid.