Способ оптимизации работы нефтяной скважины с одновременным измерением ее дебита и устройство для его осуществления

Заявляемые способ и устройство относятся к нефтегазодобывающей промышленности и, в частности, к технике добычи нефти в фонтанных, компрессорных и эксплуатируемых другими механизированными способами скважинах с высоким газовым фактором добываемой продукции. Техническим результатом изобретения является обеспечение возможности оперативного определения и поддержания оптимального значения забойного давления при изменении параметров работы нефтяного пласта и подъемника без проведения трудоемких исследований по выбору режима эксплуатации скважины. Способ включает измерение устьевого и затрубного давлений в скважине, сравнение с заранее заданными их предельными значениями, соответствующими оптимальному забойному давлению, открывание выкидного нефтепровода (НП) при повышении по меньшей мере одного из этих давлений до заданного верхнего предельного значения и закрытие его при понижении по меньшей мере одного из этих давлений до заданного нижнего предельного значения. Причем НП выполняют с регулируемой пропускной способностью, повышающейся при повышении устьевого давления до верхнего предельного значения и понижающейся при понижении до нижнего предельного значения Выход НП соединяют с затрубьем скважины газопроводом с регулируемой пропускной способностью, повышающейся при повышении затрубного давления до верхнего предельного значения и понижающейся при понижении до нижнего предельного значения. При этом регулировку пропускной способности газопровода осуществляют изменением его проходного сечения, а путем изменения проходного сечения выкидного НП производят стабилизацию устьевого давления. Дополнительно измеряют температуру флюида на устье скважины и по максимуму температуры определяют оптимальное забойное давление в скважине. Устройство для осуществлении способа содержит установленный на выкидном НП запорный орган, перед которым установлен первый датчик давления (ДД). На затрубье скважины размещен второй ДД. Оба ДД подключены к блоку управления, выход которого соединен с исполнительным механизмом (ИМ) запорного органа. Выход НП соединен с затрубьем газопроводом, снабженным вторым запорным органом со своим ИМ, вход которого подключен к блоку управления. При этом каждый из запорных органов выполнен в виде клапана с регулируемой пропускной способностью. 2 н. и 2 з.п. ф-лы, 5 ил.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и, в частности, к технике добычи нефти в фонтанных, компрессорных и эксплуатируемых другими механизированными способами скважинах с высоким газовым фактором добываемой продукции.

Известен способ регулирования режима работы фонтанных и компрессорных скважин, работающих в пульсирующем режиме, заключающийся в установке на выкидной линии скважины регулируемого штуцера и демпфер-сепаратора с нефтяным и газовым отводами, смесителя и дополнительных регулируемых штуцеров, установленных на нефтяных и газовых отводах, при этом смеситель связан нефтяными и газовыми отводами с демпфер-сепаратором (RU 2074952, кл. Е21В 43/00, 1997).

Известный способ обеспечивает сглаживание пульсаций устьевого давления, однако его основной недостаток заключается в том, что он не решает задачи поддержания оптимального забойного давления, обеспечивающего максимальный дебит скважины, и его измерения.

В качестве прототипа для заявляемого изобретения выбран способ фонтанной добычи нефти, заключающийся в том, что измеряют устьевое и затрубное давление в скважине, открывают нефтепровод при повышении по меньшей мере одного из этих давлений до соответствующего верхнего предельного значения, перекрывают его при понижении по меньшей мере одного из этих давлений до соответствующего нижнего предельного значения, а указанные предельные значения устьевого и забойного давлений выбирают из условия создания оптимального забойного давления, обеспечивающего максимальный дебит скважины и нефтеотдачу пласта (RU 2165517, кл. Е21В 43/00, Е21В 43/12,2001).

Известный способ обеспечивает работу скважины в относительно широком диапазоне предельно допустимых значений забойного давления, но не решает задачи поддержания оптимального забойного давления, обеспечивающего максимальный дебит скважины, и измерения дебита в режиме реального времени. Так, например, при повышении устьевого давления значительно выше верхнего предельного значения соответственно повышается забойное давление, уменьшается депрессия и приток флюида в забой, снижается дебит и стимулируется переход скважины на периодический режим работы. Способ, обеспечивающий такой режим работы скважины, целесообразно использовать лишь для малодебитных скважин, работающих в периодическом режиме эксплуатации, что ограничивает область его применения.

Кроме того, в известном способе для выбора оптимального режима работы скважины необходимо постоянно проводить исследования скважины, построение кривых разгазирования, определения зависимости дебита от забойного давления, забойного давления от устьевого и затрубного давлений. Частое проведение этих работ является трудоемкой, затратной и технически сложной задачей. Параметры системы «пласт - забой - подъемник скважины» могут достаточно быстро меняться, а получение оперативных данных по текущему дебиту скважины и его динамике способ не обеспечивает, что также является его существенным недостатком.

В основу данного изобретения поставлена задача создания универсального способа оптимизации работы нефтяной скважины с одновременным измерением ее дебита, свободного от вышеперечисленных недостатков прототипа за счет обеспечения регулирования и стабилизации заданного значения устьевого давления, регулирования затрубного давления при одновременном измерении дебита скважины в реальном режиме времени для скважин, работающих как в непрерывном, так и периодическом режиме эксплуатации, как фонтанных, так и компрессорных, как высокодебитных, так и малодебитных, а также обеспечения возможности оперативного определения и поддержания оптимального значения забойного давления при изменении параметров работы нефтяного пласта и подъемника без проведения трудоемких исследований по выбору режима эксплуатации скважины.

Указанная задача в способе оптимизации работы нефтяной скважины с одновременным измерением ее дебита, включающем измерение устьевого и затрубного давлений в скважине, сравнение с заранее заданными их предельными значениями, соответствующими оптимальному забойному давлению, открывание выкидного нефтепровода при повышении по меньшей мере одного из этих давлений до заданного верхнего предельного значения и закрытие его при понижении по меньшей мере одного из этих давлений до заданного нижнего предельного значения, достигается тем, что нефтепровод выполняют с регулируемой пропускной способностью, повышающейся при повышении устьевого давления до верхнего предельного значения и понижающейся при понижении до нижнего предельного значения, и соединяют его с затрубьем скважины газопроводом с регулируемой пропускной способностью, повышающейся при повышении затрубного давления до верхнего предельного значения и понижающейся при понижении до нижнего предельного значения, при этом регулировку пропускной способности газопровода осуществляют изменением его проходного сечения посредством дросселирующего клапана, а путем изменения проходного сечения выкидного нефтепровода производят стабилизацию устьевого давления, причем изменение проходного сечения выкидного нефтепровода осуществлять посредством дросселирующего клапана, для чего измеряют в реальном времени площадь его проходного сечения и перепад давления на нем, по отношению перепада давления на дросселирующем клапане нефтепровода к площади его проходного сечения определяют дебит скважины по добываемому флюиду, а дебит его составных частей - нефти, воды и газа определяют по известным значениям обводненности и газового фактора продукции скважины, при этом дополнительно измеряют температуру флюида на устье скважины и по максимуму температуры определяют оптимальное забойное давление в скважине.

В качестве прототипа для заявляемого устройства выбрано устройство для добычи нефти, содержащее размещенный на выкидном нефтепроводе скважины запорный орган, установленный на его входе датчик давления, и помещенный на затрубье скважины второй датчик давления, соединенные через блок управления с запорным органом и имеющие возможность открытия запорного органа при повышении, по меньшей мере, одного из измеряемых давлений до соответствующего верхнего предельного значения и закрывания при понижении по меньшей мере одного из измеряемых давлений до соответствующего нижнего предельного значения, обеспечивающее поддержание оптимального забойного давления для максимального дебита скважины и нефтеотдачи пласта (RU 2165517, кл. Е21В 43/00, Е21В 43/12, 2001).

Устройству присущи те же недостатки, что и вышеупомянутому способу, а именно: устройство обеспечивает оптимизацию забойного давления скважины в относительно широком диапазоне предельно допустимых его значений, но не решает задачи поддержания оптимального забойного давления, обеспечивающего максимальный дебит скважины, и его измерения. Так, например, при повышении устьевого давления значительно выше верхнего предельного значения соответственно повышается забойное давление, уменьшается депрессия и приток флюида в забой, снижается дебит и стимулируется переход скважины на периодический режим работы. Устройство целесообразно использовать лишь для малодебитных скважин, работающих в периодическом режиме эксплуатации, что резко ограничивает область его применения.

Кроме того, для выбора оптимального режима работы скважины необходимо постоянно проводить исследования скважины, построение кривых разгазирования, определения зависимости дебита от забойного давления, забойного давления от устьевого и затрубного давлений. Учитывая сложность, трудоемкость этих работ и частоту их проведения, а также относительно широкий диапазон определяемого оптимального забойного давления, достоверность его поддержания с помощью известного устройства является технически сложной задачей, имея в виду то, что параметры системы «пласт - забой - подъемник скважины» могут достаточно быстро меняться, а получение оперативных данных по текущему дебиту скважины и его динамике устройство не обеспечивает.

В основу данного изобретения поставлена задача создания универсального устройства для оптимизации работы нефтяной скважины с одновременным измерением ее дебита, свободного от вышеперечисленных недостатков прототипа за счет обеспечения регулирования и стабилизации заданного значения устьевого давления, регулирования затрубного давления при одновременном измерении дебита скважины в реальном режиме времени для скважин, работающих как в непрерывном, так и периодическом режиме эксплуатации, как фонтанных, так и компрессорных, как высокодебитных, так и малодебитных, а также возможности оперативного определения оптимального значения забойного давления при изменении параметров работы нефтяного пласта и подъемника без проведения ряда трудоемких исследований по выбору режима эксплуатации скважины.

Решение поставленной задачи в устройстве для оптимизации работы нефтяной скважины с одновременным измерением ее дебита, содержащем установленный на выкидном нефтепроводе запорный орган, перед которым установлен датчик давления, и помещенный на затрубье скважины датчик затрубного давления, при этом оба датчика подключены к измерительным входам блока управления, управляющий выход которого соединен с исполнительным механизмом запорного органа, достигается тем, что выход нефтепровода соединен с затрубьем через обратный клапан газопроводом, снабженным вторым запорным органом со своим исполнительным механизмом, вход которого подключен к управляющему выходу блока управления, при этом каждый из запорных органов выполнен в виде клапана с регулируемой пропускной способностью и расположен в термостатной измерительной камере, причем термостатная измерительная камера первого запорного органа снабжена нагревательным элментом, датчиком измерения собственной температуры, температуры флюида, датчиком давления флюида на выходе запорного органа и соединенным с исполнительным механизмом датчиком проходного сечения, а термостатная измерительная камера второго запорного органа снабжена нагревательным элементом и датчиком измерения собственной температуры, при этом все датчики подключены к измерительным входам блока управления, а управляющие входы нагревательных элементов соединены с управляющими выходами блока управления.

Целесообразно для обеспечения линейной характеристики регулирования клапан первого запорного органа выполнить в виде электромеханического измерительного реверсивного механизма, снабженного дроссельной парой типа игла-седло, в которой линейное перемещение иглы пропорционально площади проходного сечения клапана.

Полезно для обеспечения линейной характеристики регулирования клапан второго запорного органа выполнить в виде электромеханического реверсивного механизма, снабженного дроссельной парой типа игла-седло.

Заявляемый способ и устройство позволяют в реальном масштабе времени обеспечивать стабильность заданного значения устьевого давления и регулировку затрубного давления с одновременным измерением дебита скважины при оптимальном значении забойного давления, что не имеет аналогов среди способов и устройств, используемых для добычи нефти, а значит соответствуют критерию «изобретательский уровень».

На фиг.1 представлена структурная схема заявляемого устройства.

На фиг.2 приведена структурная схема блока управления на базе микропроцессорного контроллера.

На фиг.3 показан характер изменения устьевого и затрубного давлений при работе заявляемого устройства.

На фиг.4 показаны сравнительные результаты измерения дебита скважины.

На фиг.5 показаны сравнительные результаты измерения дебита скважины при разных режимах работы устройства.

Представленное на фиг.1 устройство для добычи нефти содержит насосно-компрессорную трубу 1 нефтедобывающей скважины 2, выход которой соединен с входным термостатом 3, внутри которого расположен фрагмент нефтепровода 4 с установленными на нем запорным органом 5 и его исполнительным механизмом 6. Исполнительный механизм 6 механически соединен с запорным органом 5 и датчиком площади проходного сечения 7. Датчики давления 8 и 9, температуры 11 и площади проходного сечения 7 своими измерительными выходами соединены с измерительными входами блока управления 12, а управляющий вход исполнительного механизма 6 и нагревательного элемента термостата 22 соединены с управляющим выходами блока управления 12. Выход затрубного пространства скважины 2 соединен с входным термостатом 13, внутри которого расположен фрагмент газопровода 14 с установленными на нем запорным органом 15 с исполнительным механизмом 16 и датчиком давления 17, а также датчик температуры 18 и нагревательный элемент 21 термостата, при этом исполнительный механизм 16 механически соединен с запорным органом 15, датчик давления 17 и датчик температуры 18 своими измерительными выходами соединены с измерительными входами блока управления 12, а вход исполнительного механизма 16 и нагревательного элемента термостата 21 соединены с управляющими выходами блока управления 12. Выход термостата 13 через газопровод 14 и обратный клапан 19 соединен с выходом нефтепровода (нефтегазосбором) 20. Температурный режим термостатов 3 и 13 обеспечивается нагревательными элементами 22 и 21 соответственно.

Представленный на фиг.2 блок управления 12 состоит из микропроцессора 23, постоянного запоминающего устройства (ПЗУ) 24 оперативного запоминающего устройства (ОЗУ) 25, устройства ввода-вывода 26, аналого-цифрового преобразователя (АЦП) 27, цифроаналогового преобразователя (ЦАП) 28, выходных ключей 32, соединенных между собой посредством системной шины 29. С устройством ввода-вывода также соединены клавиатура 30 и индикатор 31.

На фиг.3 показаны кривые зависимости устьевого и затрубного давлений компрессорной скважины, эксплуатируемой посредством погружного электроцентробежного насоса, от режима ее регулирования, показывающие, как изменяется устьевое давление при работе скважины без его стабилизации - кривая 33 и при стабилизации с использованием заявляемого устройства - кривая 34, и как изменяется давление в затрубье - кривая 35 и на выходе первого запорного органа (в нефтегазосборе) - кривая 36.

Представленные на фиг.4 кривые параллельных сравнительных измерений дебита скважины групповой замерной установкой типа «Спутник-М» (ГЗУ) - кривая 37 и заявляемым устройством (АСУ) - кривая 38, показывают, как отличаются результаты периодических «точечных» измерений штатным средством измерения и непрерывных в режиме реального времени - заявляемым устройством.

Представленные на фиг.5 кривые параллельных сравнительных измерений дебита скважины групповой замерной установкой типа «Спутник-М» - кривая 39 и заявляемым устройством - кривая 40, показывают, как отличаются результаты измерений в режиме нестабилизированного устьевого давления - временной участок А-В и в режиме стабилизации устьевого давления заявляемым устройством - временной участок В-С.

Известно, что поступающая в забой скважины газонефтяная смесь даже при значительном снижении давления (0,30...0,35 от давления насыщения) остается тонкодисперсной с равномерно распределенной по потоку газовой фазой и в межлрпаточных каналах центробежного насоса не происходит образования газовых каверн и нарушения спектра скоростей [см. Богданов А.А., Розанцев В.Р., Холодняк А.Ю. Подбор погружных центробежных электронасосов к нефтяным скважинам девонских месторождений Татарии, Башкирии и Ухты. М.: ВНИИОЭНГ, 1972]. Непрерывный характер работы центробежного насоса позволяет допустить, что условия откачки в компрессорной скважине аналогичны условиям работы фонтанного подъемника [см. Брискман А.А., Кезь А.Н. Работа погружных центробежных насосов на газожидкостных смесях. - Тр.ВНИИ, вып.51, 1974]. Таким образом, в фонтанных и компрессорных скважинах поступающий на устье флюид при условии поддержания постоянного значения устьевого давления можно принять за некую условную гомогенную сжимаемую жидкость с постоянной плотностью и измерять ее дебит (расход), а затем по известным значениям обводненности и газового фактора расчетным путем определять дебит ее составных частей - нефти, воды и газа. При этом значения обводненности и газового фактора можно считать постоянными и периодически корректировать по данным промысловой геологической службы, а длительность периода между корректировками определять опытным путем.

Эти предпосылки использует для измерения дебита заявляемое устройство, которое работает следующим образом. В исходном положении запорно-регулирующие клапаны 5 и 15 закрыты. В блок управления 12 поступают данные о значениях следующих параметров: затрубного давления - с датчика 17, температуры в термостате 13 - с датчика 18, устьевого давления - с датчика 8, температуры на входе запорного органа 5 - с датчика 10, давления на его выходе в нефтесборе 20 - с датчика 9, площади проходного сечения запорного органа 5 (положения его иглы) - с датчика 7 и температуры в термостате 3 - с датчика 11. Если давление в нефтесборе 20 не превышает устьевого и затрубного, блок управления 12 подает сигнал через исполнительный механизм 16 на приоткрытие запорного органа (клапана) 15, который начинает стравливать затрубный газ до достижения заданного уставкой значения предельного затрубного давления, после чего блок управления 12 переходит на режим его регулирования. Одновременно подается сигнал на исполнительный механизм 6 и плавное приоткрытие запорного органа (клапана) 5, через который продукция скважины начинает поступать в нефтегазосборе 20, при этом устьевое давление начинает плавно снижаться до заданного управляющей программой (уставкой) блока управления 12 предельного значения, после чего блок управления 12 переходит на режим его регулирования путем стабилизации заданного уставкой значения. Одновременно по данным датчиков температуры 11 и 18 блок управления 12 поддерживает заданные соответствующими уставками температурные режимы термостатов 3 и 13. После стабилизации устьевого давления производят посредством измерительного средства - групповой замерной установки, тест-сепаратора или отбора проб измерение дебита скважины по жидкости Q', нефти Q'н, воде Q'b и газу O'г. Полученные данные по измеренным дебитам вводятся в блок управления 12, по данным датчиков давления 8 и 9 он определяет перепад давления ДР на дросселирующей паре седло-игла запорного органа (клапана) 5; датчика 7 - относительную высоту положения иглы А в седле дроссельной пары и производит расчет дебита условной жидкости по формуле

Q'уж - дебит условной жидкости,

Q'н, Q'в, Q'г - дебиты нефти, воды и газа, измеренные измерительным средством,

Р - перепад давления на дросселирующей паре, равный разности давлений до и после нее,

Ру - устьевое давление,

Ра - атмосферное давление,

Kν макс - максимальный коэффициент расхода дросселирующей пары, зависящий от ее условного прохода,

А - относительная высота положения иглы в седле дросселирующей пары, изменяющаяся от 0 до 1,

ρн - плотность нефти,

ρв - плотность воды, -

ρг - плотность газа при нормальных условиях,

после чего блок управления 12 переходит на непрерывное определение по текущему положению иглы и перепаду давления на дроссельной паре текущего значения дебита условной жидкости, нефти, воды и газа в реальном режиме времени по формулам

Qн=Qуж×К1

Qв=Qуж×К2

Qг=Qуж×К3, где

Qуж - дебит условной жидкости при текущем измерении в режиме реального времени,

Q' - дебит жидкости (нефть плюс вода), измеренный измерительным средством,

QH, Qb, Qг - дебиты нефти, воды и газа соответственно при текущем измерении в режиме реального времени,

K1, K2, К3 - коэффициенты долевого содержания нефти, воды и газа в составе добываемого флюида, измеренные измерительным средством, при этом отношение дебита, измеренного измерительным средством, к дебиту условной жидкости считают постоянным и корректируют периодически с учетом реальных сроков изменения текущих значений обводненности и газосодержания продукции скважины,

Значение температуры флюида на входе запорного органа 5, измеренное датчиком температуры 10, может быть использовано для оперативного выбора уставки заданного устьевого, а значит и забойного, давления, исходя из условия соответствия максимально возможного на текущий момент дебита скважины максимальной температуре ее продукции. Выбор уставки устьевого (забойного) давления производится последовательной установкой устьевых давлений с шагом, например, 10% от диапазона его возможных предельных значений и с выдержкой на каждом шаге до момента стабилизации давления и температуры флюида на устье. Устьевое давление, при котором температура флюида будет максимальной, соответствует забойному давлению, при котором дебит скважины будет максимальным.

В дальнейшем отношение Q'/Q'уж периодически корректируют по результатам измерений дебита измерительным средством, длительность периода определяют опытным путем.

Указанные выше исходные данные заложены в алгоритм определения дебита скважины в программном обеспечении контроллера блока управления.

Далее приведен пример использования заявляемых способа и устройства для реальных скважин.

Пример.

Работа заявляемого способа и устройства подтверждены опытным путем на фонтанных и компрессорных скважинах двух кустов Южно-Тарасовского месторождения ООО «Геойлбент», Ямало-Ненецкий автономный округ, Тюменская обл.

Куст №101-13 скважин, из них 4 фонтанных и 9 компрессорных.

Куст №102-12 скважин, все компрессорные.

Пластовое давление - от 20,1 до 33,0 МПа.

Забойное давление - от 7,1 до 20,9 МПа.

Дебиты скважин по жидкости - от 13 до 443 м³/сут.

Добыча нефти по фонду - ЭЦН - 85%, фонтан - 15%.

Газовый фактор - до 260 м³/т.

Обводненность - от 1 до 91%.

Диапазон устьевых (буферных) давлений - от 1,0 до 3,0 МПа.

Диапазон затрубных давлений - от 0,9 до 10,2 МПа.

На всех скважинах кустов 101, 102 было установлено оборудование комплекса технических средств АСУТП добычи нефти, реализующее заявляемые способ и устройство и включающее:

модули-термостаты с газожидкостными магистралями (трубопроводами) высокого давления из состава комплекса СИАНТ 10 20.00.00 (Россия);

запорные органы - запорно-регулирующие клапаны ЗРК-25 (Россия);

исполнительный механизм - взрывозащищенный электропривод ЭПР 8/50 (Россия);

датчики давления типа ПТ-ЗМ (Россия);

датчики температуры типа ТСМУ 9418 (Россия);

кустовой блок автоматики (блок управления) реализован на базе контроллера типа RTU - 188МХ Fastwel (Россия);

блок радиоканала с антенным устройством на базе радиостанции «Невод» (Россия).

Централизованное управления кустами осуществлялось диспетчерской цеховой, оборудование которой включает сервер визуализации и данных (персональная ЭВМ с источником бесперебойного питания), блок радиоканала с антенным устройством на базе радиостанции «Невод».

Для каждой скважины были выбраны оптимальные значения уставок устьевого и затрубного давлений, после чего они были запущены в работу под управлением АСУТП и протестированы на измерение дебита путем использования штатного измерительного средства - групповой замерной установки дебита ГЗУ «Спутник-М». Дальнейшая работа скважин осуществлялась в соответствии с заданным программой алгоритмом управления.

На фиг.3 показаны кривые зависимости устьевого и затрубного давлений одной из компрессорных скважин, эксплуатируемой посредством погружного электроцентробежного насоса, от режима ее регулирования, показывающие, как изменяется устьевое давление при работе скважины без его стабилизации - кривая 33 и при стабилизации с использованием заявляемого устройства - кривая 34, и как изменяется давление в затрубье - кривая 35 и на выходе первого запорного органа (в нефтесборе) - кривая 36.

Для этой скважины была выбрана уставка устьевого давления - 1,35 МПа, затрубного давления - 1,05 МПа, давление в нефтесборе составляло 0,8 МПа, измерение устьевого давления при работе ЭЦН в скважине при отключенном устройстве стабилизации составляло от 0,5 до 1,7 МПа, при работе заявляемого устройства - (1,35±0,05) МПа. Затрубное давление при работе заявляемого устройства поддерживалось в пределах (1,05±0,05) МПа.

В результате перевода двух кустов на эксплуатацию заявляемым устройством объем добычи вырос на 10-15%.

Эффективность работы заявляемого устройства в части технологического измерения дебита можно оценить по данным сравнительных измерений на той же скважине, которые показаны на фиг.4. Определение дебита скважины заявляемым устройством обеспечивается непрерывно в режиме реального времени с точностью, идентичной точности ГЗУ «Спутник-М».

Кроме изложенного, стабилизация устьевого давления для компрессорны скважин (см. фиг.3) позволяет считеть весьма вероятным увеличение срока службы ЭЦН и его межремонтного периода(МРП).Таким образом, заявляемые способ и устройство позволяют расширить область применения и эксплуатационные возможности устройства для оптимизации работы нефтяной скважины с одновременным измерением ее дебита, повысить производительность скважин, нефтеотдачу пласта, обеспечить повышение уровня автоматизации технологического процесса нефтедобычи, минимизировать работы по исследованию скважин для выбора режима их эксплуатации и сократить эксплуатационные расходы.

1. Способ оптимизации работы нефтяной скважины с одновременным измерением ее дебита, включающий измерение устьевого и затрубного давлений в скважине, сравнение с заранее заданными их предельными значениями, соответствующими оптимальному забойному давлению, открывание выкидного нефтепровода при повышении, по меньшей мере, одного из этих давлений до заданного верхнего предельного значения и закрытие его при понижении, по меньшей мере, одного из этих давлений до заданного нижнего предельного значения, отличающийся тем, что нефтепровод выполняют с регулируемой пропускной способностью, повышающейся при повышении устьевого давления до верхнего предельного значения и понижающейся при понижении до нижнего предельного значения, и соединяют его с затрубьем скважины газопроводом с регулируемой пропускной способностью, повышающейся при повышении затрубного давления до верхнего предельного значения и понижающейся при понижении до нижнего предельного значения, при этом регулировку пропускной способности газопровода осуществляют изменением его проходного сечения посредством дросселирующего клапана, а путем изменения проходного сечения выкидного нефтепровода производят стабилизацию устьевого давления, причем изменение проходного сечения выкидного нефтепровода осуществляют посредством дросселирующего клапана, для чего измеряют в реальном времени площадь его проходного сечения и перепад давления на нем, по отношению перепада давления на дросселирующем клапане выкидного нефтепровода к площади его проходного сечения определяют дебит скважины по добываемому флюиду, а дебит его составных частей - нефти, воды и газа определяют по известным значениям обводненности и газового фактора продукции скважины, при этом дополнительно измеряют температуру флюида на устье скважины и по максимуму температуры определяют оптимальное забойное давление в скважине.

2. Устройство для оптимизации работы нефтяной скважины с одновременным измерением ее дебита, содержащее установленный на выкидном нефтепроводе запорный орган, перед которым установлен датчик устьевого давления, и помещенный на затрубье скважины датчик затрубного давления, при этом оба датчика подключены к измерительным входам блока управления, управляющий выход которого соединен с исполнительным механизмом запорного органа, отличающееся тем, что выход нефтепровода соединен с затрубьем через обратный клапан газопроводом, снабженным вторым запорным органом со своим исполнительным механизмом, вход которого подключен к управляющему выходу блока управления, при этом каждый из запорных органов выполнен в виде клапана с регулируемой пропускной способностью и расположен со своим исполнительным механизмом в термостатной измерительной камере, причем термостатная измерительная камера первого запорного органа снабжена нагревательным элементом, датчиком измерения собственной температуры, температуры флюида, датчиком давления флюида на выходе запорного органа и соединенным с исполнительным механизмом датчиком проходного сечения, а термостатная измерительная камера второго запорного органа снабжена нагревательным элементом и датчиком измерения собственной температуры, при этом все датчики подключены к измерительным входам блока управления, а управляющие выходы нагревательных элементов соединены с управляющими выходами блока управления.

3. Устройство по п.2, отличающееся тем, что клапан первого запорного органа выполнен в виде электромеханического измерительного реверсивного механизма, снабженного дроссельной парой типа игла - седло, в которой линейное перемещение иглы пропорционально площади проходного сечения клапана.

4. Устройство по п.2, отличающееся тем, что клапан второго запорного органа выполнен в виде электромеханического реверсивного механизма, снабженного дроссельной парой типа игла - седло.