Способ контроля за разработкой многопластовой газовой залежи

Результатом выполнения технологической разработки является повышение эффективности контроля за разработкой запасов газа на месторождениях многопластовой газовой залежи. Указанная задача решена тем, что в затрубное пространство эксплуатационных скважин месторождения опускают датчики давления и температуры до уровня башмака колонны насосно-компрессорных труб и подключают их с помощью кабелей к измерительным входам индивидуальной телеметрической системы измерения термобарических параметров вдоль ствола насосно-компрессорных труб. При этом в качестве телеметрической системы измерения термобарических параметров применяют промышленный контроллер, снабженный GSM-модемом, пультом оператора и модулем аналоговых входов, являющихся измерительными входами телеметрической системы. При работе скважины с помощью телеметрической системы осуществляют непрерывное измерение давления и температуры в трубном и затрубном пространстве каждой из упомянутых скважин месторождения и с помощью GSM-модема осуществляют передачу полученных данных удаленной информационно-управляющей системе, с помощью которой осуществляют их автоматизированную обработку и интерпретацию, осуществляя технический и технологический контроль за состоянием скважин месторождения. Положительным техническим результатом, обеспечиваемым раскрытой выше совокупностью признаков способа, является повышение точности контроля за разработкой многопластовой газовой залежи за счет обеспечения получения с помощью датчиков и информационно-управляющей системы в непрерывном режиме комплексной информации о вовлекаемых в дренирование толщинах пластов, термодинамических параметрах эксплуатации скважин, оценки остаточных извлекаемых запасов газа по месторождению и оценке максимальных эксплуатационных характеристик оборудования и скважин. При этом автоматизированная обработка комплексной информации и ее интерпретация с помощью информационно-управляющей системы позволяет решать следующие геолого-технологические задачи: определение оптимального режима работы скважин в режиме единой газосборной сети; определение гидравлических потерь вдоль колонны насосно-компрессорных труб каждой из скважин; определение гидратного режима работы каждой из скважин; интерпретация температурного поля в каждой из скважин и призабойной зоне пласта с целью оценки степени выработанности пластов многопластовой газовой залежи. Способ является эффективным методом контроля за разработкой многопластовой газовой залежи. Способ был применен на Южно-Русском нефтегазоконденсатном месторождении, где ведется одновременная разработка сеноманской и туронской газовых залежей с различными фильтрационно-емкостными свойствами и термобарическими условиями. Запасы туронской газовой залежи относятся к категории трудноизвлекаемых