Патенты автора Данько Михаил Юрьевич (RU)
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано как способ отбора жидких углеводородов и закачки вытесняющих агентов, например воды, углекислого газа, водогазовых смесей, теплоносителей и др., при организации гидродинамического воздействии на пласт с целью достижения максимального эффекта от изменения кинематики потоков в системе скважин. Технический результат заключается в эффективной организации системы поддержания пластового давления (ППД) и повышении нефтеотдачи пласта (КИН). Способ включает отбор воды и жидких углеводородов через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, регистрацию промысловых данных по работе каждой скважины, на основе которых методами машинного обучения воспроизводятся исторические замеры добычи воды и углеводородов, в процессе многовариантных расчетов подбирают оптимальные режимы закачки вытесняющего флюида и режимы работы добывающих скважин, обеспечивающие наибольшую накопленную добычу углеводородов, оптимальные режимы закладывают в трехмерный гидродинамический симулятор, в котором проводится прогнозный расчет и выдаются окончательные команды для управления скважинами в ручном либо автоматическом режиме. При этом для окончательного задания оптимальных режимов работы скважин используют объединение нейронной сети и геолого-гидродинамической модели, позволяющее сформировать оптимальные значения приемистостей и дебитов жидкости для регулирования перераспределения закачки воды, на основе геолого-гидродинамической модели и заданных оптимальных приемистостей и дебитов жидкости рассчитывается прогнозная добыча нефти и дополнительно добытая нефть за счет применения гидродинамических методов увеличения нефтеотдачи пласта. 4 табл., 8 ил.
Изобретение относится к прогнозированию и управлению дебитом жидкости по скважинам нефтяного месторождения. Для осуществления способа управления работой нагнетательных и добывающих скважин нефтяного месторождения, основанного на устройстве управления, имеющем искусственную нейронную сеть с циклической связью, создают прогноз дебита жидкости во времени. Для создания прогноза, при переходе на следующий расчетный временной шаг результаты расчета, полученные на выходном нейроне за предыдущий временной шаг, подают на входной слой нейронов текущего шага. После обучения нейронной сети решают оптимизационную задачу по определению оптимальной приемистости нагнетательных скважин и дебита жидкости добывающих, обеспечивающей увеличение дебита нефти. Полученные значения дебитов жидкости и приемистостей устанавливают на скважинах автоматически или вручную. Устройство управления режимами работы скважин на основе нейронной сети содержит многослойную циклическую нейронную сеть, включающую: первый входной слой, количество нейронов которого равняется количеству входных данных. Несколько скрытых слоев, общее количество которых и количество содержащихся на них нейронов подбирается экспериментально. Третий выходной слой, содержащий один нейрон, отвечающий за предсказание дебита жидкости на текущем временном шаге. Для учета временных эффектов дополнительно введена циклическая связь между выходным нейроном, отвечающим за дебит жидкости на предыдущем временном шаге, и входным нейроном на текущем временном шаге. Достигается технический результат – повышение точности прогноза, возможность предсказания изменения дебита жидкости во времени, подбор оптимальных режимов работы добывающих и нагнетательных скважин, обеспечивающих повышение добычи нефти. 2 н. и 1 з.п. ф-лы, 4 ил.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к управлению заводнением нефтяных пластов. Способ включает отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, при этом для определения оптимальных значений приемистостей нагнетательных скважин и дебита жидкости добывающих скважин используют математическую модель месторождения, в которой в качестве первоначальных данных для каждой добывающей скважины и потенциально влияющих на нее нагнетательных скважин принимают показатели в виде даты замера, значения приемистости, дебита жидкости и доли нефти в добываемой продукции, давления на забое нагнетательной и добывающей скважины, динамического уровня жидкости в затрубном пространстве добывающей скважины. В качестве математической модели используют объединенный с искусственной нейронной сетью объемно-резистивный метод CRM (Capacitance-Resistive Models), позволяющий получить зависимость дебита жидкости, забойного давления, динамического уровня и доли нефти добывающих скважин от текущего значения приемистости нагнетательных скважин, при этом производят адаптацию математической модели путем получения минимального расхождения фактических и расчетных данных дебита жидкости, доли нефти, забойного давления и динамического уровня каждой работающей добывающей скважины, при помощи нейронной сети определяют значения коэффициентов гидродинамического сопротивления между скважинами в модели CRM, восстанавливают поле насыщенности нефтью пласта и получают функциональную зависимость суточной добычи жидкости и нефти добывающей скважины в зависимости от приемистостей окружающих ее нагнетательных скважин и добычи жидкости окружающих ее добывающих скважин, затем производят максимизацию суммарной добычи нефти по месторождению в целом путем перераспределения приемистости нагнетательных скважин и регулирования отборов жидкости добывающих скважин с наложением ограничений на объемы закачки для эффективной организации системы вытеснения нефти водой и поддержания пластового давления. Технический результат заключается в обеспечении эффективной организации системы вытеснения нефти водой и системы поддержания пластового давления. 5 ил., 2 табл.
Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, а именно к проблеме повышения эффективности разработки нефтяных оторочек и подгазовых зон газонефтяных, нефтегазовых и нефтегазоконденсатных залежей, с предшествовавшим периодом добычи газа из газовой или газоконденсатной шапки или без такового. Технический результат - повышение эффективности извлечения продукции скважин. По способу отбирают пробы нефти и/или газа. Определяют компонентный состав отобранных проб и значение критического давления, при котором происходит испарение нефти в газ. Затем для рассматриваемой залежи создают трехмерную геологическую и многокомпонентную фильтрационную модель продуктивного пласта. На основе ее размещают добывающие и газо-нагнетательные скважины. Проводку их осуществляют в зависимости от водонефтяного контакта и газонефтяного контакта. При этом нефтяную оторочку между уровнями водонефтяного и газонефтяного контактов разбуривают нагнетательными скважинами. В них закачивают сухой газ. Закачивание сухого газа осуществляют с забойным давлением, превышающим критическое давление испарения нефти, определенное по результатам эксперимента. Газонасыщенную зону выше уровня газонефтяного контакта разбуривают добывающими скважинами. Через них добывают испаренную нефть совместно с газом и конденсатом. 4 пр., 2 табл., 2 ил.
СПОСОБ УТИЛИЗАЦИИ ПОПУТНОГО НЕФТЯНОГО ГАЗА // 2488625
Изобретение относится к процессу утилизации попутного нефтяного газа в газогидратной форме с одновременной сепарацией нефти и воды и может быть использовано в нефтедобывающей, нефтеперерабатывающей промышленности и в энергетике
