Патенты автора Меркулов Анатолий Васильевич (RU)

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при разработке газоконденсатных месторождений для обеспечения максимального текущего и потенциально возможного конечного коэффициентов конденсатоотдачи благодаря оперативной оптимизации технологического режима эксплуатации каждой скважины индивидуально. Технический результат заключается в максимизации текущего выхода конденсата и потенциально возможного конечного коэффициента его извлечения на основе оперативного регулирования процесса разработки залежи с индивидуальным подходом к управлению режимом работы каждой скважины и назначению проведения исследования скважин по состоянию залежи. Регулирование осуществляется с использованием автоматизированной системы управления технологическими процессами (АСУ ТП), интегрированной с программным комплексом по работе с геологической информацией (ПКГИ), включающим геолого-технологическую модель «пласт-скважина-система сбора газа-система подготовки продукции» и численный алгоритм расчета технологического режима работы скважин. Технический результат достигается благодаря тому, что проводят специальные исследования скважин по определению зависимости удельного содержания конденсата в добываемом газе от дебита и депрессии на пласт при различном пластовом давлении. Осуществляют ранжирование скважин по соотношению газа сепарации и нестабильного конденсата в объеме добываемой продукции. Полученные рассчитанные характеристики вводят в базу данных (БД) АСУ ТП. Далее АСУ ТП совместно с ПКГИ, используя технологическую модель «пласт-скважина-система сбора газа-система подготовки продукции», определяет интегральные показатели работы промысла для обеспечения стабильной работы системы сбора и подготовки продукции, вычисляет минимально и максимально возможные режимы работы для каждой скважины. Далее с заданным шагом дискретизации система последовательно перераспределяет добычу газа между скважинами с учетом соотношения добычи газа и газового конденсата, индивидуального для каждой скважины, добиваясь максимизации объема добычи газового конденсата в целом по промыслу. При этом на каждом шаге АСУ ТП повторяет расчеты и получает корреляционную зависимость величины извлекаемого конденсата от общего объема добываемого газа, которую выдает на экран операторам вместе с информацией о степени соблюдения технологических ограничений. На основе этих данных система и/или операторы принимают оперативное решение об установлении текущего уровня добычи газа, конденсата и соответствующих параметров технологического режима индивидуально для каждого управляемого объекта системы «пласт-скважина-система сбора газа-система подготовки продукции». 1 з.п. ф-лы.

Изобретение относится к способу адаптации гидродинамической модели с учетом неопределенности геологического строения. Техническим результатом является минимизация погрешности расчета технологических показателей разработки месторождения с применением гидродинамических моделей. Способ включает проведение геофизических, газодинамических, гидродинамических исследований скважин, отбор керна, проведение петрофизических исследований, обобщение материалов по изучению геологического строения, построение геологической модели месторождения, определение распределения фаций по площади месторождения по данным петрофизических и геофизических исследований, определение минимального, максимального и наиболее вероятного значений коэффициентов песчанистости, пористости, нефтегазонасыщенности, проницаемости, эффективных нефтегазонасыщенных толщин для каждой ячейки (блока) трехмерной модели месторождения, оценку геологических показателей в межскважинном пространстве, расчет показателей разработки на гидродинамической модели. В базу данных автоматической системы управления технологическими процессами (АСУ ТП) и/или информационно-управляющей системы (ИУС) вводят рассчитанные на гидродинамической модели показатели разработки и допустимые отклонения. Осуществляют контроль фактических показателей разработки по приборам, установленным на скважинах, и записывают результаты этих измерений в свою базу данных. Проводят проверку отклонения расчетных показателей от фактически измеренных. Формируют блок информации о фактических текущих и исторических показателях разработки, которые передаются по каналам связи на дополнительную обработку. Строят трехмерное распределение погрешности расчета адаптируемого показателя разработки по гидродинамической модели. Определяют аналитическую зависимость между геологическими параметрами, участвующими в адаптации, и адаптируемым показателем разработки. Определяют значения геологических параметров для каждой ячейки (блока) трехмерной модели. Для каждой ячейки проверяют соответствие значений заданных параметров. Если величина геологического параметра выходит за границы вероятностных отклонений, ему присваивают соответственно максимальное или минимальное вероятное значение. Продолжают процесс адаптации для других ячеек (блоков) модели до достижения заданной погрешности. Передают уточненные расчетные данные в базу данных АСУ ТП и/или ИУС для дальнейшего контроля за разработкой месторождения. В случае невозможности обеспечения заданной точности расчета показателей определяют геологические параметры с наибольшей степенью неопределенности и высоким влиянием на показатели разработки. Определяют зоны месторождения с максимальной погрешностью расчета показателей разработки и в выявленных зонах месторождения проводят дополнительные геофизические, петрофизические, гидродинамические исследования для локального уточнения геологических параметров, и по результатам дополнительных исследований проводят повторную процедуру адаптации гидродинамической модели, после чего соответствующие параметры загружают в базу данных для дальнейшего контроля за разработкой месторождения. 1 з.п. ф-лы, 2 ил., 1 табл.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при построении карт изобар для разрабатываемых нефтегазоконденсатных месторождений. Техническим результатом является повышение точности оперативного построения карты изобар месторождения ИУС промысла в автоматическом режиме по требованию обслуживающего персонала. Способ включает использование результатов газогидродинамических исследований (ГДИ) и промысловых данных по всем скважинам, которые занесены в базу данных (БД) информационно-управляющей системы (ИУС) добывающего промысла. ИУС контролирует средствами систем телеметрии кустов газовых скважин устьевое давление Ру, устьевую температуру Ту, расход газа Q и записывает их в свою БД. Используя записанные данные, ИУС определяет значения забойного Рз.р. и пластового давления Рпр.. Для повышения точности построения карты изобар, перед проведением ГДИ любой из скважин, ИУС подает команду в систему телеметрии на прекращение контроля этой скважины. После чего обслуживающий персонал промысла проводит ГДИ этой скважины. По окончании исследований обслуживающий персонал промысла осуществляет загрузку в БД ИУС результатов проведенных ГДИ скважины, включающих и измерение пластового давления Рп.ман. с помощью глубинного манометра. По окончании загрузки данных система производит расчет абсолютного отклонения последнего расчетного значения пластового давления от фактически измеренного для данной скважины по математической формуле и его относительного отклонения по математической формуле. Закончив указанные вычисления, ИУС подает команду системе телеметрии осуществлять контроль параметров скважины с заданным шагом дискретизации и передавать их ей. Получив эти данные, ИУС вычисляет уточненное значение пластового давления по математической формуле и вносит их в свою БД.

Изобретение относится к газодобывающей отрасли и может быть использовано для контроля герметичности муфтовых соединений эксплуатационных колонн (ЭК) в действующих газовых скважинах, а также для выявления интервалов скоплений газа за ЭК с использованием многозондового нейтронного каротажа. Технический результат заключается в расширении аналитические возможности нейтронных методов, позволяющих решить задачи контроля муфтовых соединений ЭК на герметичность и выявления скоплений газа за ЭК действующих газовых скважинах. Способ предусматривает регистрацию текущих интенсивностей потоков надтепловых нейтронов на малом - и большом - зондах нейтронного каротажа по надтепловым нейтронам, и текущую интенсивносить потоков тепловых нейтронов на малом зонде - . Нормируют текущие показания указанных зондов на показания их в воде (Jннк.нт.мз.в., Jннк.нт.бз.в., Jннк.т.мз.в.) и в процессе построения диаграмм изменения указанных нормированных показаний по глубине газовой скважины, выделяют интервалы нахождения муфтовых соединений ЭК, где наблюдаются отрицательные аномальные значения - , а скопления газа за выделенными муфтовыми соединениями определяют по приращению показаний относительно показаний указанного зонда, зарегистрированных по глубине выше и ниже муфтовых соединений ЭК. При этом полное замещение цементного заполнения заколонного пространства газовым скоплением устанавливают по увеличению показаний в 2,0-2,2 раза и увеличению показаний не более чем в в 1,3-1,5 раза относительно фоновых значений. По зарегистрированным превышениям в 1,4-1,5 раза нормированных показаний интенсивности потоков надтепловых нейтронов на малом зонде метода 2ННКнт - над зарегистрированными нормированными показаниями интенсивности потоков надтепловых нейтронов на большом зонде метода 2ННКнт - судят о скоплении газа в цементном камне за эксплуатационной колонной. 2 з.п. ф-лы, 4 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, к методам нейтронного каротажа для определения минерализации скважинной жидкости по химическим элементам с аномальным поглощением нейтронов, с целью определения геологических параметров разрезов обсаженных нефтегазовых скважин. Техническим результатом является повышение достоверности определения минерализации и плотности скважинной жидкости. В способе, включающем измерение интенсивностей потоков надтепловых и тепловых нейтронов, проходящих от источника нейтронов через скважинную жидкость, осуществляют вычисление функции минерализации как отношения интенсивности потока надтепловых нейтронов к интенсивности потока тепловых нейтронов, нормированных на отношение интенсивности потока тепловых нейтронов к интенсивности потока надтепловых нейтронов в пресной воде, по прилагаемой формуле, затем по калибровочной зависимости, полученной в результате измерений указанных интенсивностей потоков нейтронов, проходящих от источника нейтронов через водный раствор различной минерализации, и вычисления отношения интенсивности потока надтепловых нейтронов к интенсивности потока тепловых нейтронов в минерализованном водном растворе, нормированных на отношение интенсивности потока тепловых нейтронов к интенсивности потока надтепловых нейтронов в пресной воде, по прилагаемой формуле определяют величину минерализации скважинной жидкости. 3 з.п. ф-лы, 4 ил.

Использование: для геофизических исследований нейтронными методами обсаженных нефтегазоконденсатных скважин (НГКС), а именно для оценки фазового состояния легких углеводородов в поровом пространстве коллекторов. Сущность изобретения заключается в том, что применяют нейтрон-нейтронный каротаж по надтепловым нейтронам (ННКнт) в комплексе с СНГК - спектрометрическим нейтронным гамма-каротажем, позволяющим определять фазовое состояние углеводородов в поровом пространстве коллекторов на разном радиальном удалении от стенки эксплуатационной колонны (ЭК) - «дальняя», «средняя», «ближняя», «скважина». По результатам измерения интенсивностей потоков надтепловых нейтронов на малом и большом зондах 2ННКнт и спектральной интенсивности ГИРЗ метода СНГК в поровом пространстве коллектора производят вычисление функции пористости коллектора - функции насыщения «дальней» зоны , функции насыщения «средней» зоны F(Hcp), функции насыщения «ближней» зоны F(Hб), функции насыщения «скважина» F(Hc) и осуществляют построение на кросс-плотах зависимостей от F(Hcp) от F(Hб) от F(Hc) от с помощью которых осуществляют определение геологических параметров насыщения порового пространства на каждой заданной глубине коллектора: - коэффициента газонасыщенности, КОГн - коэффициента объемной газонасыщенности по прилагаемым формулам. Технический результат: расширение функциональных возможностей нейтронных методов и повышение информативности исследований. 2 з.п. ф-лы, 2 ил.
Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано для контроля, оптимизации и повышения безопасности разработки месторождений углеводородов на акваториях Арктики и других морей. Предложен способ оперативного мониторинга образования техногенных залежей углеводородов в процессе эксплуатации акваториальных месторождений углеводородов в Арктике, включающий проведение трехмерной сейсморазведки на стадии разведки месторождения. По результатам ее данных осуществляют построение модели резервуара, прогнозируют ориентацию систем субвертикальных трещин и потенциальных слоев-коллекторов техногенных залежей углеводородов, которые могут образовываться в процессе эксплуатации месторождения. Исходя из этого и условия регистрации в первых вступлениях преломленных волн от сейсмического горизонта, расположенного ниже потенциальной техногенной залежи, рассчитывают удаление от источников упругих колебаний, расположение стационарных сейсмокос и минимально необходимое число сейсмоприемников в них. В процессе обустройства месторождения размещают стационарные сейсмокосы на дне акватории над месторождением в местах, определенных при проектировании, с заглублением ниже уровня дна на глубину не менее максимально возможного уровня экзарации ледовыми торосами и стамухами. В процессе эксплуатации месторождения с заданной периодичностью производят регистрацию сейсмотрасс с упругими колебаниями, возбуждаемыми искусственными источниками или группами источников. Эти источники размещают на буровых или эксплуатационных платформах, а также искусственных островах. При необходимости, с соответствующим обоснованием, источники упругих колебаний размещают и в специально пробуренных неглубоких скважинах, помещаемых, например, в контрольные точки геодезического полигона разрабатываемого месторождения. Контроль флюидозамещений в месторождении углеводородов и окружающей среде осуществляют по динамическим и кинематическим изменениям регистрируемых колебаний при обработке сейсмотрасс в условиях, близких к реальному времени. При этом определяют пространственную миграцию углеводородных флюидов и положение формирующихся техногенных залежей. В случае если месторождение разрабатывается одновременно с нескольких добычных установок (ледостойких платформ и блок-кондукторов), группы сейсмокос и источники упругих колебаний размещают около каждой добычной установки. При этом в процессе эксплуатации месторождения, в каждом цикле испытаний осуществляют поочередное возбуждение упругих колебаний на добычных установках и регистрируют упругие колебания, которые передают в единый центр комплексной обработки данных. Технический результат - повышение эффективности и безопасности разработки месторождения углеводородов на акваториях, а так же исключение потенциальных безвозвратных потерь добываемых углеводородов за счет заколонных перетоков и образования техногенных залежей. 1 з.п. ф-лы.

Использование: для диагностики прискважинной зоны коллекторов с целью оценки их фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) и степени подвижности углеводородов комплексом разноглубинных нейтронных методов на этапе строительства нефтегазовых скважин. Сущность изобретения заключается в том, что осуществляют измерение интенсивностей потоков тепловых нейтронов на зондах нейтрон-нейтронного каротажа по тепловым нейтронам 2ННКт и на зондах по надтепловым нейтронам - 2ННКнт, и спектральной интенсивности ГИРЗ (гамма-излучение радиационного захвата нейтронов) спектрометрического нейтронного гамма каротажа СНГК, вычисление функции пористости F(Kпт) и вычисление функции по хлору F(С1), производят построение на кросс-плотах функции хлора «жесткая» F(С1жт) от F(Kпт), функции хлора «мягкая» F(С1мт) от F(Kпт), F(С1ннкт) от F(Kпт) зависимостей и вычисляют функции насыщения по хлору F(С1ннкт) и F(С1ннкнт), а геологические параметры (ГП) насыщения пластов вычисляют по функциям насыщения: F(С1ннкт) и F(С1ннкнт) отдельно для комплекса СНГК+2ННКнт и СНГК+2ННКт по прилагаемым формулам, при этом в зависимости от изменения ГП насыщения пластов устанавливают ФЕС коллекторов и степень подвижности углеводородов в продуктивных отложениях нефтегазовых скважин. Технический результат: расширение функциональных возможностей нейтронных методов по зондированию прискважинной зоны с вычислением геологических параметров (ГП) насыщения пластов с последующим определением ФЕС и степени подвижности углеводородов. 3 з.п. ф-лы, 4 ил.

Изобретение относится к нефтегазовой отрасли промышленности и предназначено для диагностики прискважинной зоны коллекторов с целью определения насыщения и фазового состояния углеводородов в пластах-коллекторах газовых и нефтегазовых скважин комплексом разноглубинных нейтронных методов. Технический результат заключается в расширении функциональных возможностей нейтронных методов для определения фазового состояния углеводородов и оценки параметров насыщения (ПН) пластов-коллекторов углеводородами на различном удалении от стенки эксплуатационной колонны нефтегазовых скважин путем применения многозондового нейтронного каротажа. В способе, включающем измерение интенсивностей потоков тепловых нейтронов на двух зондах нейтрон-нейтронного каротажа по тепловым нейтронам 2ННКт и на двух зондах по надтепловым нейтронам - 2ННКнт, и спектральной интенсивности ГИРЗ (гамма-излучение радиационного захвата нейтронов) спектрометрического нейтронного гамма каротажа СНГК, вычисление функции пористости F(Kпт) и F(Kпнт), вычисление функции по хлору F(Cl), производят построение на кросс-плотах F(Cl_жт) от F(Kпт), F(Cl_мт) от F(Kпт), F(Cl_ннкт) от F(Kпт) зависимостей и вычисляют функции насыщения по хлору F(CI_ннкт) и F(CI_ннкнт), а ПН пластов вычисляют по указанным функциям отдельно для комплекса СНГК+2ННКнт и СНГК+2ННКт по прилагаемым формулам. 7 з.п. ф-лы, 4 ил.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано для оптимизации периодичности газодинамических исследований (ГДИ) скважин на нефтегазоконденсатных месторождениях Крайнего Севера. Автоматизированная система управления технологическими процессами (АСУ ТП) выдает команду системе телемеханики кустов скважин (СТКС) на проведение испытаний. Получив команду, ее контролируемый пункт (КП) фиксирует на выбранной скважине значения забойного, устьевого и затрубного (если датчик установлен) давления, температуру газа на устье и дебит. Значение забойного давления КП определяют расчетным путем по соответствующей формуле. Затем КП останавливает работу выбранной скважины и заданным шагом дискретизации контролирует давление на устье и/или за колонной до полной его стабилизации. Далее КП во время сеансов связи эту информацию, сформированную в виде пакета, передает через ДП в АСУ ТП, которая на основе этой полученной информации от СТКС формирует кривую восстановления давления КВД скважины и сохраняет ее в своей базе данных (БД). После стабилизации давления по команде, поступивший из АСУ ТП в СТКС, КП осуществляет пуск скважины в работу с минимальным предварительно заданным дебитом Q и регистрирует с заданным шагом дискретизации во времени фактический дебит, устьевое и/или затрубное давление скважины. По окончании этого цикла система переключается на проведение испытаний скважины обратным ходом, с больших дебитов скважин к меньшим. Расчетным путем определяет значения забойного давления рз скважины и коэффициенты фильтрационного сопротивления а и b. Эти параметры система использует для обработки результатов ГДИ на основе уравнения , описывающего приток газа к забою скважины, где рпл - пластовое давление, рз - забойное давление. Когда изменение параметров а, b и рпл после предыдущих испытаний укладывается в рамки допусков утвержденной модели разработки месторождения, на этом процесс ГДИ скважины заканчивается. Технический результат заключается в повышении эффективности способа оптимизации газодинамических исследований скважины, улучшении экологической безопасности.

Изобретение относится к области добычи природного газа, а именно к способу контроля за разработкой многопластовых месторождений газа, при расчете пластового давления, как по отдельным пластам, так и по месторождению в целом. Техническим результатом является повышение точности прогноза пластового давления в каждой точке многопластового месторождения. Способ построения карты изобар для многопластовых месторождений, с одновременной эксплуатацией скважинами нескольких пластов и неравномерностью отборов по разрезу, включающий газодинамические исследования скважин, уточнение трехмерного распределения пластового давления, полученного по результатам гидродинамического моделирования, замерами пластового давления. При этом построение карты изобар проводят по результатам расчета гидродинамической модели, которые объединяют с результатами исследований скважин, используя детерминистическую интерполяцию.

Изобретение относится к области добычи газа, а именно к химическим реагентам для удаления жидкости из скважин газовых месторождений, в продукции которых содержится конденсационная жидкость. Технический результат - обеспечение эффективного удаления конденсационной жидкости из газовых скважин технологией использования поверхностно-активного вещества (ПАВ). Реагент для удаления конденсационной жидкости из газовых скважин, содержащий неионогенное поверхностно-активное вещество - препарат ОС-20, дополнительно содержит анионоактивное поверхностно-активное вещество лаурилсульфат натрия при следующем соотношении компонентов, масс.%: ОС-20 80-85, лаурилсульфат натрия 15-20. 1 табл.

Изобретение относится к области добычи природного газа и, в частности, к оперативному контролю за разработкой газовых и газоконденсатных месторождений Крайнего Севера. Технический результат - повышение эффективности разработки газовых и газоконденсатных месторождений за счет обеспечения максимального уровня газо- и конденсатоотдачи. По способу повышают достоверность результатов гидродинамического моделирования и его оперативность за счет уточнения параметров геологической модели по оперативным данным контроля и регистрации базовых параметров эксплуатации залежи в режиме нестационарной фильтрации. Для этого планируют остановку промысла на заданный период и в последующем запускают его в эксплуатацию. Непосредственно после пуска промысла в эксплуатацию проводят исследования скважин методом гидропрослушивания для получения дополнительной информации, характеризующей функционирование разрабатываемой залежи. Используют все полученные данные и, в частности, пластовое давление, устьевое давление, температуру, расход газа или газоконденсатной смеси по каждой скважине или кусту скважин. Вносят соответствующие изменения в трехмерные геологическую и гидродинамическую модели залежи. Изобретение позволяет исключить неопределенность при определении направления перетоков пластовых флюидов и влияние скважин друг на друга при их работе в единую систему внутрипромыслового сбора газа. 2 з.п. ф-лы, 2 ил., 1 табл.

Изобретение относится к газовой промышленности и может быть использовано для исследования проницаемости пластов газовых и газоконденсатных месторождений Крайнего Севера, оценки газогидродинамической взаимосвязи между отдельными скважинами. Техническим результатом является повышение оперативности получения информации о состоянии разработки месторождения и информативности прослушивания куста скважин в реальном масштабе времени на газовых и газоконденсатных месторождениях. По данным стандартных газодинамических исследований (ГДИ) определяют коэффициенты фильтрационного сопротивления уравнения притока газа к забою скважин и производят сравнение указанных коэффициентов с их величинами, определенными расчетным путем на основе секторной модели куста скважин, построенной по данным геофизических исследований и лабораторных исследований керна, и если коэффициенты не совпадают, уточняют фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) секторной модели куста скважин используя фактические данные по притоку газа к забою скважин, полученные по результатам ГДИ, добиваясь совпадения расчетных и фактических коэффициентов уравнения притока газа к забою скважин, и после этого уточнения, используя ФЕС определяют радиус дренирования каждой скважины куста и выполняют ранжирование скважин по степени наложения контуров питания, определяют скважину, имеющую максимальную степень наложения площадей дренирования с остальными скважинами куста, после чего с помощью автоматизированной системы управления технологическими процессами установки комплексной/предварительной подготовки газа (АСУ ТП УКПГ/УППГ) производят остановку указанной скважины средствами систем телемеханики для кустов скважин (СТКС), и с этого момента АСУ ТП УКПГ/УППГ средствами СТКС с заданной дискретностью синхронно фиксирует изменение забойного давления прямым измерением забойного давления или расчетным методом, которое определяется по измеряемому заколонному давлению на устье на всех скважинах куста до его полной стабилизации, а остальные скважины, подключенные к газосборному шлейфу с помощью АСУ ТП УКПГ/УППГ, одновременно отключают от него средства СТКС для исключения искажения результатов измерений из-за их связи через газосборный шлейф. При этом фиксацию изменения забойного давления АСУ ТП УКПГ/УППГ также осуществляет средствами СТКС путем синхронного измерения кривых восстановления давления на всех скважинах с заданным шагом дискретизации и заносит их в свою базу данных (БД) для последующего сравнения и анализа разницы в поведении скважин, а также использования этих данных для уточнения модели разработки месторождения, после чего назначают порядок последовательности запуска скважин куста в эксплуатацию и индивидуальные временные интервалы между пусками скважин для вывода куста на заданный режим эксплуатации с учетом результатов всех предыдущих испытаний с момента ввода месторождения в эксплуатацию, при этом АСУ ТП УКПГ/УППГ средствами СТКС осуществляет запуск скважин в назначенной последовательности и выполняет синхронное измерение кривых изменения заколонного давления на устьях всех скважин куста и их дебит, и заносит их в свою БД для последующего анализа функционирования скважин и комплексного анализа работы газоносного пласта с определением его параметров по результатам остановки-запуска куста газовых скважин для выбора режимов его оптимальной эксплуатации до следующих испытаний. После чего с использованием секторной модели куста на основании данных стабилизации дебитов и забойных давлений возмущающих скважин и данных стабилизации пластового давления в зоне реагирующих скважин производят уточнение эквивалентной проницаемости пласта в межскважинном пространстве. 2 з.п. ф-лы, 3 ил., 1 табл.

Изобретение относится к области добычи природного газа. Автоматизированная система управления технологическими процессами (АСУ ТП) газового промысла в реальном масштабе времени контролирует устьевое давление Ру.и, устьевую температуру Ту.и, расход газа каждой скважины Qи, а также давления газа Рнгсш в начале газосборного шлейфа и следит за соблюдением условия Pу.и>Pнгсш для всех скважин куста. При поступлении команды на изменение режима эксплуатации скважин, АСУ ТП вычисляет по имеющимся в базу данных (БД) параметрам ожидаемое устьевое давление для нового режима эксплуатации, а также осуществляет проверку выполнения условия и выводит куст на новый режим работы только при условии соблюдения всех базовых ограничений. Способ позволяет существенно повысить оперативность принятия решений по выбору рационального технологического режима работы скважин, оперативно контролируя и корректируя их технологический режим, набирать и систематизировать данные для оперативной корректировки модели работы пласта в районе куста газовых скважин, а также улучшить условия работы обслуживающего персонала на установке комплексной подготовки газа. 1 ил.

Изобретение относится к области добычи газа, а именно к химическим реагентам для удаления жидкости из скважин газовых месторождений, в продукции которых содержится конденсационная жидкость с примесью пластовой. Технический результат - обеспечение эффективного удаления конденсационной жидкости с примесью пластовой из газовых скважин технологией использования поверхностно-активного вещества (ПАВ). Реагент для удаления конденсационной жидкости с примесью пластовой из газовых скважин, содержащий неионогенное поверхностно-активное вещество - препарат ПЭГ-4000, дополнительно содержит анионоактивное поверхностно-активное вещество лаурилсульфат натрия и склеивающее вещество - Камцелл-700 при следующем соотношении компонентов, мас.%: ПЭГ-4000 65÷85, лаурилсульфат натрия 7÷22, Камцелл-700 5÷13. 1 табл.

Изобретение относится к области добычи природного газа и, в частности, к построению карт изобар для разрабатываемых нефтегазоконденсатных месторождений. Используют результаты гидродинамических исследований и промысловых данных по всем скважинам, которые занесены в соответствующие базы данных. В дополнение к ним средствами систем телеметрии кустов газовых скважин, в реальном масштабе времени, производят с заданным шагом дискретизации измерения: устьевого давления Ру.и, устьевой температуры Ту.и, расхода газа Qи, и записывают их в базу данных системы управления добывающим промыслом (АСУ ТП или Информационно-Управляющей Системы). По всем этим данным система ежедневно определяет среднесуточные значения измеряемых параметров и также заносит их в свою базу данных, а также ежедневно, используя среднесуточные значения параметров Ру.и, Ту.и, Qи и паспортные данные скважин, расчетным путем определяет значения забойного давления Рз.р и пластового давления Рп.р, которые также записывают в базу данных АСУ ТП или ИУС. По выданной команде на построение карты изобар система управления добывающим промыслом, используя хранящиеся в ее базе указанные выше данные, производит построение карты изобар для любой указанной в задании даты в автоматическом режиме. Использование изобретения повышает оперативность и точность построения карт изобар с уменьшением трудоемкости процесса за счет максимальной автоматизации всех его операций.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при разработке газовых и газоконденсатных месторождений для контроля технического состояния скважин и оперативного изменения технологического режима их эксплуатации. Техническим результатом является повышение эффективности промышленной безопасности эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин и снижение риска возникновения аварийных ситуаций. Способ включает: считывание данных с серверов автоматизированной системы управления технологическими процессами (АСУ ТП) датчиками телеметрии и телемеханики, загрузку и хранение их в базе данных, конструкции скважин и результатов исследований скважин, конструкции газосборной сети, моделирование пластового давления в зонах расположения скважин с использованием гидродинамической модели месторождения или аппроксимационных моделей кустов скважин, которое осуществляют по данным планируемых и фактических отборов газа (по данным телеметрии), загрузку получаемых результатов в базу данных, которые используют для проведения адаптации модели системы внутрипромыслового сбора газа по фактическим данным эксплуатации, на основе которой оптимизируют параметры работы скважин и шлейфов, обеспечивая выполнение заданных целевых условий и соблюдение технологических ограничений, и, учитывая их, проводят установку указанных параметров методом ручного регулирования или с использованием средств телемеханики. АСУ ТП интегрируют с программным комплексом, который имеет в своем составе модели пластовой системы, системы внутрипромыслового сбора газа и численный алгоритм расчета технологического режима работы скважин, обеспечивающий определение оптимального распределения отборов по фонду скважин. АСУ ТП с помощью этого программного комплекса периодически, с шагом квантования, который задается с учетом истории эксплуатации промысла, проводит проверку совпадения фактических измеряемых параметров функционирования промысла с их расчетными значениями. В случае выявления расхождения при сравнении контролируемых параметров с их расчетными значениями на величину, превышающую предельно допустимые значения, АСУ ТП осуществляет регулирующие воздействия на промысел с одновременным запуском интегрированного программного комплекса. Используя его, АСУ ТП методом итераций приводит промысел в состояние, при котором разность фактических и расчетных значений параметров его эксплуатации укладывается в допустимые технологическими ограничениями пределы. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к газовой промышленности и может быть использовано при разработке месторождений природного газа, преимущественно на стадии падающей добычи и на завершающей стадии разработки. Технический результат – повышение эффективности разработки месторождений природного газа. По способу осуществляют выборочную, в период сезонного снижения потребительского спроса на газ, остановку газовых скважин в эксплуатационных зонах, расположенных в сводовой части структуры с пониженным, относительно среднего по залежи, пластовым давлением и наиболее близких к центру депрессионной воронки. Остановку осуществляют на срок, необходимый для компенсации потерь пластового давления за счет притока газа из периферийных зон с продолжительностью, определяемой по результатам предыдущей остановки. Учитывают точку пересечения первой производной по времени функции интенсивности притока газа в эксплуатационную зону остановленных скважин, и первой производной функции интенсивности потенциальной добычи газа, определяемой как первая производная зависимости максимального уровня добычи от величины текущего пластового давления в зоне при заданной постоянной величине давления на входе газового промысла. После остановки осуществляют контроль величины пластового давления в зонах до его стабилизации после пуска скважин в эксплуатацию. При этом количество действующих скважин и технологические режимы их работы подбирают таким образом, чтобы объемы отбираемого газа максимально компенсировались за счет его притока из смежных зон. 1 пр., 1 табл., 5 ил.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при разработке газовых и газоконденсатных месторождений. Способ включает проведение стандартных газодинамических исследований скважин на стандартных режимах фильтрации с построением зависимости устьевых параметров (давления и температуры) и давления на забое скважины от расхода газа, контроль соответствия величины фиксируемых в процессе эксплуатации устьевых параметров величине параметров, определяемой зависимостью, построенной по результатам газодинамических исследований (ГДИ) при текущем расходе газа. Осуществляют контроль давления в затрубном пространстве скважины с помощью датчика давления, установленного на скважине и по показаниям которого с заданным шагом квантования, по барометрической формуле автоматизированная система управления технологическими процессами оперативно моделирует давление на забое скважины и сравнивает его с величиной забойного давления, определяемой зависимостью, построенной по результатам ГДИ при текущем расходе газа. Оперативное моделирование давления на забое скважины и его динамики осуществляют, используя результаты фактических измерений расхода газа, производимых с заданным шагом квантования. Оперативное моделирование потерь давления в стволе скважины определяют из результатов фактических измерений давления на забое скважины, ее характеристик и текущих параметров добываемого флюида. Предложенное изобретение позволяет оперативно контролировать техническое состояние скважин, что повышает эффективность промышленной безопасности при эксплуатации. 2 з.п. ф-лы.

Изобретение относится к газонефтедобыче и может быть использовано на стадии эксплуатации скважин газовых и газоконденсатных месторождений для определения природы воды, поступающей в продукцию скважин. Техническим результатом изобретения является определение природы воды в продукции скважин газоконденсатных месторождений путем анализа, характеризующего непосредственно природу молекул воды изотопного состава водорода и кислорода, который не зависит от химического состава и содержания растворенных в воде компонентов. Способ характеризуется тем, что на изучаемом месторождении осуществляют отбор эталонных проб технической воды, эталонных проб конденсационной и пластовой воды из газодобывающего горизонта, осуществляют отбор проб жидкости из продукции скважин данного горизонта, в указанных пробах проводят химический анализ и анализ изотопного состава водорода и кислорода, определяют границы значений изотопного состава водорода и кислорода для эталонных проб воды и проб жидкости из продукции скважин, таблично и/или графически отображают области значений изотопного состава для эталонных проб и проб из продукции скважин, по степени сходства или совпадений указанных областей или отдельных точек судят о природе каждого типа воды в продукции скважины. 1 ил., 2 табл.

 


© Патентный поиск, поиск патентов на изобретения - FindPatent.RU 2012-2024
Политика конфиденциальности
Наверх