Интеллектуальная газовая и газоконденсатная скважина и способ её монтажа

Интеллектуальная газовая и газоконденсатная скважина и способ её монтажа

Иллюстрации

Показать все

Реферат

Изобретение относится к оборудованию для интеллектуальных газовых и газоконденсатных скважин, предназначенному для добычи газа, проведения технологических операций (глушение, промывка, долив и т.д.), проведения исследований, проведения ремонтных работ, освоения скважины до получения пластовой продукции, выполненному в исполнениях по давлению до 70 МПа при содержании в газе углекислоты и сероводорода до 6% по объему каждого и используемому в скважинах в районах Крайнего Севера, а именно на полуострове Ямал.

Известна многофункциональная автоматическая комплексная станция интеллектуальной скважины, включающая погружное оборудование, состоящее из погружного насоса с погружным электродвигателем, погружной кабельной линии, электрической линии связи, и наземное оборудование, состоящее из управляющего устройства, соединенного с наземным и погружным оборудованием, выполненная в одном корпусе и снабженная модулем беспроводной и/или проводной связи с возможностью управления, приема и передачи данных по средствам беспроводной и/или проводной связи (RU 128894 U1, Е21В 36/04, Е21В 37/06, Е21В 47/00, 10.06.2013).

Известно испытание скважины в двух измерениях интеллектуальным датчиком-вставкой, для осуществления которого помещают датчики в пласт, окружающий ствол скважины, помещают устройство в ствол скважины, изолируют зону ствола скважины, изменяют давление в зоне с помощью внесения изменений в поток через клапан, измеряют пластовое давление в месторасположении каждого датчика и передают полученные данные на решетку антенны, измеряют давление в зоне манометром и определяют горизонтальную и вертикальную проницаемость пласта с использованием полученных измерений (RU 2450123 С2, Е21В 49/00, Е21B 47/06, Е21В 47/12, 10.05.2012).

Известно устройство для одновременно-раздельной эксплуатации многопластовых скважин, состоящее из насосной скважины, колонны труб, пакера, измерительных преобразователей, регулирующего(их) устройства(в), оснащенное интеллектуальной системой управления с возможностью обеспечения работоспособности устройства, выполненного в виде кабеля(ей) или импульсной трубки, размещенного(ых) на устье скважины, представляющей собой интерфейс связи с измерительным(и) устройством(ами), блоками анализа и логики, запоминающим устройством и пр., которая установлена на уровне верхнего или любого другого пласта непосредственно у измерительного(ых) преобразователя(ей) или регулирующего(их) устройства(в) (RU 89604 U1, Е21В 43/14, 10.12.2009).

Известен комплекс для механической добычи нефти и газа с повышенным содержанием сероводорода, включающий насосно-компрессорные трубы, пакер, воронку со срезным седлом для бросового шарика, ниппель для съемного обратного клапана, расположенный под пакером, клапан-отсекатель, расположенный над пакером, разъединитель, ингибиторный клапан, тепловой компенсатор и циркуляционный клапан (RU 95355 U1, Е21В 43/00, 27.06.2010).

Известен комплекс, спускаемый в скважину на колонне труб, включающий пакер, разъединитель, тепловой компенсатор, размещенный между пакером и разъединителем (RU 85546 U1, Е21В 43/00, Е21В 34/06, 10.08.2009).

Известен комплекс для механической добычи нефти с повышенным содержанием сероводорода, включающий насосно-компрессорные трубы, пакер, съемный обратный клапан, расположенный под пакером, циркуляционный клапан, ингибиторный клапан, установленный над циркуляционным клапаном, тепловой компенсатор, пакер, при этом циркуляционный клапан, ингибиторный клапан, тепловой компенсатор, спускаемые на насосно-компрессорных трубах после распакеровки пакера, выполненного гидравлическим, размещены последовательно (RU 84457 U1, Е21В 43/00, 10.07.2009).

Известен комплекс добычи нефти с повышенным содержанием сероводорода, включающий оборудование, спускаемое в скважину на колонне труб, содержащее пакер, образующий надпакерную и подпакерную зоны, скважинную камеру с обратным клапаном, установленную под пакером, и циркуляционный клапан (RU 77637 U1, Е21В 43/00, 27.10.2008).

Известна установка для эксплуатации верхнего и нижнего пластов в одной скважине, включающая колонну труб, пакер, подпакерный и надпакерный циркуляционные клапаны, разъединитель, расположенный над пакером, тепловой компенсатор, посадочные узлы в виде нижнего посадочного ниппеля, установленного на колонне труб, и посадочного ниппеля, выполненного на разъединителе, при этом нижний посадочный ниппель, подпакерный циркуляционный клапан, пакер, разъединитель с посадочным ниппелем, тепловой компенсатор, надпакерный циркуляционный клапан расположены последовательно (RU 76968 U1, Е21В 43/14, 10.10.2008).

Известно устройство для контроля давления жидкости в скважине, содержащее канал для подвода жидкости к контрольным приборам, расположенным на кабеле, установленным на поверхности на устье скважины, а в качестве канала для подвода жидкости от скважины к приборам установлен кабель с внутренней герметичной трубкой, на торце которого размещен преобразователь скважинного давления жидкости в давление жидкости в трубке, при этом преобразователь скважинного давления выполнен в виде поршня со штоком, расположенных в цилиндрах корпуса преобразователя (RU 35654 U1, Е21В 47/00, 27.01.2004).

Известен автономный погружной внутрискважинный измеритель давления и температуры, представляющий собой металлический цилиндр диаметром 32 и длиной 1200 миллиметров, при этом управление опросом датчиков давления и температуры и записью считанных данных в память выполняет электронная схема, собранная на стандартных дискретных логических элементах (http://ej.kubagro.ru/2005/06/04/p04.asp).

Известен мониторинг с помощью оптоволоконных систем компании Sensa, Шлюмберже, обеспечивающий постоянное получение данных без вторжения в скважину и возможность надежно и точно получать и передавать скважинные данные в режиме реального времени, при этом стационарно установленная волоконно-оптическая аппаратура позволяет измерять температуру в стволе скважины и передавать соответствующие данные на поверхность (slb.ru/page.php?code=54).

Известен оптоволоконный датчик давления и температуры компании Weatherford, который используется для постоянного мониторинга давления и температуры в коллекторе и устанавливается в скважинах как над, так и под пакером (http://weatherford.ru/assets/files/pdf).

Известные комплексы и устройства управления и контроля в них имеют индивидуальное выполнение и использование.

Известен комплект подземного оборудования для добычи газа, выполненный из отдельных функциональных модулей, таких как модуль призабойный, модуль соединения трубной полости с затрубной подпакерной зоной, модуль, разделяющий затрубное пространство, модуль защитный, модуль компенсационный, модуль организации движения жидкости в затрубном и трубном пространстве в надпакерной зоне, модуль приустьевой, каждый из которых включает функциональное оборудование по принадлежности, такое как воронку, подпакерный циркуляционный клапан, пакер, скважинную камеру, тепловой компенсатор, надпакерный циркуляционный клапан, клапан-отсекатель устьевой соответственно, и содержит вспомогательное оборудование (RU 92461 U1, Е21В 43/00, Е21В 43/14, 20.03.2010).

Данное техническое решение принято в качестве ближайшего аналога настоящего изобретения.

Ближайший аналог относится к подземному оборудованию для добычи газа в районах Крайнего Севера и состоит из отдельных функциональных модулей: модуль призабойный, модуль соединения трубной полости с затрубной подпакерной зоной, модуль, разделяющий затрубное пространство, модуль защитный, модуль компенсационный, модуль организации движения жидкости в затрубном и трубном пространстве в надпакерной зоне и модуль приустьевой, каждый из которых включает функциональное оборудование по принадлежности.

Устройства измерения температуры и давления внутри скважины и мониторинг этих параметров при эксплуатации скважины в ближайшем аналоге не предусмотрены.

В основу настоящего изобретения положено решение задачи, позволяющей расширить и повысить эксплуатационные качества, увеличить надежность эксплуатации и измерений параметров внутри скважины.

Технический результат настоящего изобретения заключается в возможности измерения температуры и давления внутри скважины за счет установки дополнительного измерительного модуля, в возможности проведения постоянного мониторинга давления и температуры за счет выполнения измерительного модуля с оптическим датчиком и на устье скважины наземной системы обработки, контроля и хранения информации параметров, в совокупности со всеми функциональными модулями, а также функциональным и вспомогательным оборудованием в них, в предотвращении фонтанирования за счет установки герметичной муфты для соединения погружного оптоволоконного кабеля с устьевым оптоволоконным кабелем и герметизации его при прохождении фонтанной арматуры, в обеспечении надежности измерений за счет использования оптических технологий.

Согласно изобретению эта задача решается за счет того, что интеллектуальная газовая и газоконденсатная скважина состоит из колонны насосно-компрессорных труб и подземного оборудования.

Подземное оборудование размещено на колонне насосно-компрессорных труб и выполнено из отдельных функциональных модулей.

Функциональные модули включают: модуль призабойный, модуль соединения трубной полости с затрубной подпакерной зоной, модуль, разделяющий затрубное пространство, модуль защитный, модуль компенсационный, модуль организации движения жидкости в затрубном и трубном пространстве в надпакерной зоне, модуль приустьевой.

Каждый из функциональных модулей включает функциональное оборудование по принадлежности.

Функциональное оборудование содержит: воронку, подпакерный циркуляционный клапан, пакер, скважинную камеру, тепловой компенсатор, надпакерный циркуляционный клапан, клапан-отсекатель устьевой соответственно для каждого функционального модуля.

Каждый из функциональных модулей содержит вспомогательное оборудование.

Подземное оборудование дополнительно содержит функциональный модуль, такой как измерительный модуль.

Измерительный модуль размещен между модулем организации движения жидкости в затрубном и трубном пространстве в надпакерной зоне и модулем приустьевым.

Измерительный модуль содержит в качестве функционального оборудования оптический датчик измерения температуры и давления.

Оптический датчик измерения температуры и давления установлен в держатель и снабжен погружным оптоволоконным кабелем.

Погружной оптоволоконный кабель закреплен бандажными лентами на колонне насосно-компрессорных труб и на ее муфтах, выполненных с протекторами.

Погружной оптоволоконный кабель соединен посредством герметичной муфты, выполненной с уплотнительным элементом и расположенной в месте прохождения фонтанной арматуры, с устьевым оптоволоконным кабелем.

Устьевой оптоволоконный кабель имеет возможность взаимодействия с оптоэлектронным блоком.

Оптоэлектронный блок имеет возможность взаимодействия посредством беспроводной связи с автоматическим рабочим местом оператора.

Устьевой оптоволоконный кабель, оптоэлектронный блок, автоматическое рабочее место оператора образуют наземную систему обработки и хранения информации постоянного мониторинга параметров скважины в месте установки внутрискважинного оптического датчика измерения температуры и давления.

Наземная система размещена на устье скважины.

Погружной оптоволоконный кабель расположен внутри герметичной нержавеющей трубки, которая защищена оплеткой.

Оптоэлектронный блок наземной системы установлен в защитный корпус, оборудованный системами отопления и кондиционирования и автономными источниками питания.

Согласно изобретению эта задача решается за счет того, что способ монтажа интеллектуальной газовой и газоконденсатной скважины заключается в сборке и испытании на герметичность в стационарных условиях функциональных модулей, в транспортировании функциональных модулей в собранном виде, в последовательной установке модулей в скважину при наличии в них функционального и вспомогательного оборудования, соответственно, в зависимости от эксплуатационных функций.

Интеллектуальная газовая и газоконденсатная скважина включает подземное оборудование и наземную систему обработки и хранения информации постоянного мониторинга параметров скважины по п. 1.

Измерительный модуль устанавливают над модулем организации движения жидкости в затрубном и трубном пространстве в надпакерной зоне.

Фиксируют погружной оптоволоконный кабель до прохождения фонтанной арматуры на колонне насосно-компрессорных труб и на протекторах каждой муфты колонны насосно-компрессорных труб в зоне его крепления посредством металлических бандажных лент.

Протекторы устанавливают таким образом, чтобы увеличение диаметра насосно-компрессорной трубы в месте установки протектора было минимальным, а именно не более диаметра погружного оптоволоконного кабеля.

Погружной оптоволоконный кабель при прохождении фонтанной арматуры герметизируют и соединяют посредством герметичной муфты с устьевым оптоволоконным кабелем.

Устьевой оптоволоконный кабель укладывают в кабель - канал до соединения с оптоэлектронным блоком.

Заявителем не выявлены источники, содержащие информацию о технических решениях, идентичных настоящему изобретению, что позволяет сделать вывод о его соответствии критерию «новизна».

За счет реализации отличительных признаков изобретения (в совокупности с признаками, указанными в ограничительной части формулы) достигаются важные новые свойства объекта.

Наличие в составе подземного оборудования скважины дополнительного функционального модуля в виде измерительного модуля расширяет эксплуатационные качества.

Выполнение в измерительном модуле внутрискважинного оптического датчика измерения температуры и давления и выполнение наземной системы обработки, контроля и хранения информации постоянного мониторинга параметров в совокупности со всеми функциональными модулями обеспечивают создание интеллектуальной скважины для добычи газа и газоконденсата и повышает эксплуатационные качества.

Использование оптических технологий в измерительном модуле и наземной системе, фиксирование погружного оптоволоконного кабеля и защита наземной системы от внешних факторов увеличивают надежность измерений параметров скважины.

Установка герметичной муфты для соединения погружного оптоволоконного кабеля с устьевым оптоволоконным кабелем и герметизация его при прохождении фонтанной арматуры увеличивают надежность эксплуатации.

Заявителю не известны какие-либо публикации, которые содержали бы сведения о влиянии отличительных признаков изобретения на достигаемый технический результат. В связи с этим, по мнению заявителя, можно сделать вывод о соответствии заявляемого технического решения критерию «изобретательский уровень».

Сущность изобретения поясняется чертежами, где изображены:

на фиг. 1 - интеллектуальная газовая и газоконденсатная скважина, схематично;

на фиг. 2 - принципиальная схема устройства мониторинга;

на фиг. 3 - измерительный модуль, схематично;

на фиг. 4 - монтаж погружного оптоволоконного кабеля, репродукция;

на фиг. 5 - герметичная муфта соединения погружного и устьевого оптоволоконных кабелей, репродукция.

На фиг. 1-5 представлено:

Колонна насосно-компрессорных труб - 1.

Модуль приустьевой - 2,

клапан-отсекатель устьевой (модуля 2) - 3.

Измерительный модуль - 4,

оптический датчик измерения температуры и давления (модуля 4) - 5,

держатель (датчика 5) - 6,

погружной оптоволоконный кабель (датчика 5) - 7,

нержавеющая трубка (для кабеля 7) - 8.

Модуль организации движения жидкости в затрубном и трубном пространстве в надпакерной зоне - 9,

надпакерный циркуляционный клапан (модуля 9) - 10.

Модуль компенсационный - 11,

тепловой компенсатор (модуля 11) - 12.

Модуль защитный - 13,

скважинная камера (модуля 13) - 14.

Модуль разделяющий затрубное пространство - 15,

пакер (модуля 15) - 16.

Модуль соединения трубной полости с затрубной подпакерной зоной - 17,

подпакерный циркуляционный клапан (модуля 17) - 18.

Модуль призабойный - 19, воронка (модуля 19) - 20.

Наземная система обработки, контроля и хранения информации постоянного мониторинга параметров - 21,

устьевой оптоволоконный кабель (системы 21) - 22,

оптоволоконный блок (системы 21) - 23,

защитный корпус (блока 23) - 24,

рабочее место оператора (системы 10) - 25.

Фонтанная арматура - 26.

Герметичная муфта (соединения кабелей 7 и 22) - 27,

уплотнительный элемент (муфты 27) - 28.

Муфты (на колонне 1) - 29, протекторы (на муфтах 29) - 30,

бандажные ленты (для крепления кабеля 7 на колонне 1 и протекторов 30 на муфте 29) - 31.

Интеллектуальная газовая и газоконденсатная скважина состоит из колонны насосно-компрессорных труб 1, подземного оборудования и наземной системы 21 обработки, контроля и хранения информации постоянного мониторинга параметров.

Подземное оборудование размещено на колонне насосно-компрессорных труб 1 и выполнено из отдельных функциональных модулей 2, 4, 9, 11, 13, 15, 17, 19.

Каждый из функциональных модулей 2, 4, 9, 11, 13, 15, 17, 19 включает функциональное оборудование 3, 5, 10, 12, 14, 16, 18, 20 по принадлежности и содержит вспомогательное оборудование (не показано).

Подземное оборудование содержит модуль призабойный 19 с воронкой 20, модуль соединения трубной полости с затрубной подпакерной зоной 17 с подпакерным циркуляционным клапаном 18, модуль, разделяющий затрубное пространство 15 с пакером 16, модуль защитный 13 со скважинной камерой 14, модуль компенсационный 11 с тепловым компенсатором 12, модуль организации движения жидкости в затрубном и трубном пространстве в надпакерной зоне 9 с надпакерным циркуляционным клапаном 10, измерительный модуль 4 с оптическим датчиком измерения температуры и давления 5, модуль приустьевой 2 с клапаном-отсекателем устьевым 3.

Измерительный модуль 4 установлен между модулем организации движения жидкости в затрубном и трубном пространстве в надпакерной зоне 9 и модулем приустьевым 2.

Измерительный модуль 4 содержит в качестве функционального оборудования оптический датчик измерения температуры и давления 5.

Оптический датчик измерения температуры и давления 5 установлен в держатель 6 и снабжен погружным оптоволоконным кабелем 7, размещенным в нержавеющей трубке 8.

В качестве оптического датчика использован оптический датчик «Р/Т-Б» производства ООО "Петрофайбер".

Погружной оптоволоконный кабель 7 закреплен бандажными лентами 31 на колонне насосно-компрессорных труб 1 и на ее муфтах 29, выполненных с протекторами 30.

Погружной оптоволоконный кабель 7 соединен посредством герметичной муфты 27, выполненной с уплотнительным элементом 28 и расположенной в месте прохождения фонтанной арматуры 26, с устьевым оптоволоконным кабелем 22.

Устьевой оптоволоконный кабель 22 имеет возможность взаимодействия с оптоэлектронным блоком 23.

Оптоэлектронный блок 23 имеет возможность взаимодействия посредством беспроводной связи с автоматическим рабочим местом оператора 25.

Устьевой оптоволоконный кабель 22, оптоэлектронный блок 23, автоматическое рабочее место оператора 25 образуют наземную систему 21 обработки и хранения информации постоянного мониторинга параметров скважины в месте установки внутрискважинного оптического датчика измерения температуры и давления 5.

Наземная система 21 размещена на устье скважины.

Погружной оптоволоконный кабель 7 расположен внутри герметичной нержавеющей трубки, которая защищена оплеткой.

Оптоэлектронный блок 23 наземной системы 21 установлен в защитный корпус 24, оборудованный системами отопления и кондиционирования и автономными источниками питания.

В качестве оптоэлектронного блока использован оптоэлектронный блок «Р/Т-1» производства ООО "Петрофайбер".

Наземная система 21 обеспечивает обработку данных мониторинга с возможностью взаимодействия посредством беспроводной связи с автоматическим рабочим местом оператора 25, обеспечивающим контроль и хранение данных мониторинга.

Принадлежность функционального оборудования 3, 5, 10, 12, 14, 16, 18, 20 для функциональных модулей 2, 4, 9, 11, 13, 15, 17, 19 определяет эксплуатационные качества интеллектуальной скважины.

Воронка 20 позволяет определить возможность установки пакера 16 и его герметичность и предназначена для обеспечения прохождения геофизических приборов и удобства спуска подземного оборудования.

Подпакерный циркуляционный клапан 18 необходим для организации соединения трубной полости с затрубной подпакерной зоной при глушении скважины.

Пакер 16 разделяет затрубное пространство и позволяет изолировать эксплуатационную трубу выше пакера 16 от воздействия добываемой среды.

Скважинная камера 14 имеет возможность размещения в ней клапана-пробки, и/или клапана циркуляционного, и/или ингибиторного клапана. В скважинную камеру 14 устанавливают клапан-пробку (при опрессовке лифта), и/или циркуляционный клапан (при смене жидкости в затрубном пространстве), и/или ингибиторный клапан (для подачи ингибитора в трубное пространство в процессе добычи продукта). Скважинная камера 14 снабжена боковым карманом и служит для сообщения затрубной и трубной полости в скважине при определенных давлениях в них.

Тепловой компенсатор 12 (телескопическое соединение двух труб) предназначен для компенсации температурных расширений колонны труб 1 и для защиты пакера 16 от воздействия высоких температур. Тепловой компенсатор 12 обеспечивает постоянство длины лифта от пакера 16 до планшайбы на устье скважины, которая может значительно меняться в процессе глушения и освоения скважины.

Надпакерный циркуляционный клапан 10 необходим для активной замены жидкости в затрубном и трубном пространстве в надпакерной зоне.

Оптический датчик 5 осуществляет измерение температуры и давления внутри скважины.

Клапан-отсекатель устьевой 3 используют как противовыбросовое средство для устранения возникновения фонтана в случае обрыва линейного трубопровода или фонтанной арматуры 26. Клапан-отсекатель является элементом безопасности или используется во время ремонтных работ при изоляции нижней части скважины.

Монтаж интеллектуальной газовой и газоконденсатной скважины по п. 1 осуществляют следующим образом.

Сборку и испытание на герметичность функциональных модулей 2, 4,9, 11, 13, 15, 17, 19 проводят в стационарных условиях,

Транспортируют функциональные модули 2, 4, 9, 11, 13, 15, 17, 19 в собранном виде.

Последовательно устанавливают в скважину функциональные модули 19, 17, 15, 13, 11 при наличии в них функционального оборудования 20, 18, 16, 14, 12 соответственно и вспомогательного оборудования (не показано) в зависимости от эксплуатационных функций.

Затем устанавливают модуль организации движения жидкости в затрубном и трубном пространстве в надпакерной зоне 9 с функциональным 10 и вспомогательным (не показано) оборудованием.

Затем устанавливают измерительный модуль 4 с функциональным оборудованием в виде оптического датчика измерения температуры и давления 5, установленный в держателе 6 и снабженный погружным оптоволоконным кабелем 7, размещенным в нержавеющей трубке 8.

Затем устанавливают модуль приустьевой 2 с функциональным оборудованием 3 и вспомогательным оборудованием (не показано).

Фиксируют погружной оптоволоконный кабель 7 до прохождения фонтанной арматуры 26 на колонне насосно-компрессорных труб 1 и на протекторах 30 каждой муфты 29 колонны насосно-компрессорных труб 1 в зоне его крепления посредством металлических бандажных лент 31.

Протекторы 30 устанавливают таким образом, чтобы увеличение диаметра насосно-компрессорной трубы 1 в месте установки протектора 30 было минимальным, а именно не более диаметра погружного оптоволоконного кабеля 7.

Погружной оптоволоконный кабель 7 при прохождении фонтанной арматуры 26 герметизируют и соединяют посредством герметичной муфты 27 с устьевым оптоволоконным кабелем 22.

Устьевой оптоволоконный кабель 22 укладывают в кабель - канал до соединения с оптоэлектронным блоком 23.

В предложенной группе изобретений использованы оборудование и устройства, широко применяемые в нефтегазодобывающей промышленности и оптическом приборостроении, а проведенные проектно-конструкторские и технологические проработки ООО «Научно-производственная фирма Завод «Измерон»» и опытные испытания на скважинах Бованенковского газового месторождения на полуострове Ямал обусловливают, по мнению заявителя, соответствие устройства критерию «промышленная применимость».

Интеллектуальная газовая и газоконденсатная скважина и способ ее монтажа позволяют:

- расширить эксплуатационные качества за счет установки дополнительного измерительного модуля;

- повысить эксплуатационные качества за счет возможности проведения постоянного мониторинга параметров при эксплуатации скважины;

- увеличить надежность эксплуатации за счет предотвращения фонтанирования при использовании герметичной муфты для соединения погружного оптоволоконного кабеля с устьевым оптоволоконным кабелем;

- увеличить надежность измерений параметров за счет обеспечения электробезопасности при использовании оптических технологий, фиксирования погружного оптоволоконного кабеля и защиты наземной системы от внешних факторов.

1. Интеллектуальная газовая и газоконденсатная скважина, состоящая из колонны насосно-компрессорных труб и подземного оборудования, размещенного на колонне насосно-компрессорных труб, выполненного из отдельных функциональных модулей, таких как модуль призабойный, модуль соединения трубной полости с затрубной подпакерной зоной, модуль, разделяющий затрубное пространство, модуль защитный, модуль компенсационный, модуль организации движения жидкости в затрубном и трубном пространстве в надпакерной зоне, модуль приустьевой, каждый из которых включает функциональное оборудование по принадлежности, такое как воронку, подпакерный циркуляционный клапан, пакер, скважинную камеру, тепловой компенсатор, надпакерный циркуляционный клапан, клапан-отсекатель устьевой соответственно, и содержит вспомогательное оборудование, отличающаяся тем, что подземное оборудование дополнительно содержит функциональный модуль, такой как измерительный модуль, размещенный между модулем организации движения жидкости в затрубном и трубном пространстве в надпакерной зоне и модулем приустьевым, содержащий в качестве функционального оборудования оптический датчик измерения температуры и давления, установленный в держателе и снабженный погружным оптоволоконным кабелем, закрепленным бандажными лентами на колонне насосно-компрессорных труб и на ее муфтах, выполненных с протекторами, соединенным посредством герметичной муфты, выполненной с уплотнительным элементом и расположенной в месте прохождения фонтанной арматуры, с устьевым оптоволоконным кабелем, который имеет возможность взаимодействия с оптоэлектронным блоком, который в свою очередь имеет возможность взаимодействия посредством беспроводной связи с автоматическим рабочим местом оператора, при этом устьевой оптоволоконный кабель, оптоэлектронный блок, автоматическое рабочее место оператора образуют наземную систему обработки и хранения информации постоянного мониторинга параметров скважины в месте установки внутрискважинного оптического датчика измерения температуры и давления, размещенную на устье скважины, при этом погружной оптоволоконный кабель расположен внутри герметичной нержавеющей трубки, которая защищена оплеткой, а оптоэлектронный блок наземной системы установлен в защитный корпус, оборудованный системами отопления и кондиционирования и автономными источниками питания.

2. Способ монтажа интеллектуальной газовой и газоконденсатной скважины, включающей подземное оборудование и наземную систему обработки и хранения информации постоянного мониторинга параметров скважины по п. 1, заключающийся в сборке и испытании на герметичность в стационарных условиях функциональных модулей, в транспортировании функциональных модулей в собранном виде, в последовательной установке модулей в скважину при наличии в них функционального и вспомогательного оборудования, соответственно, в зависимости от эксплуатационных функций, отличающийся тем, что измерительный модуль устанавливают над модулем организации движения жидкости в затрубном и трубном пространстве в надпакерной зоне, фиксируют погружной оптоволоконный кабель до прохождения фонтанной арматуры на колонне насосно-компрессорных труб и на протекторах каждой муфты колонны насосно-компрессорных труб в зоне его крепления посредством металлических бандажных лент, протекторы устанавливают таким образом, чтобы увеличение диаметра насосно-компрессорной трубы в месте установки протектора было минимальным, а именно не более диаметра погружного оптоволоконного кабеля, погружной оптоволоконный кабель при прохождении фонтанной арматуры герметизируют и соединяют посредством герметичной муфты с устьевым оптоволоконным кабелем, который укладывают в кабель - канал до соединения с оптоэлектронным блоком.