Патенты автора Кожухарь Руслан Леонидович (RU)
Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при построении карты изобар для разрабатываемых нефтегазоконденсатных месторождений (НГКМ). Техническим результатом является повышение точности оперативного построения в автоматическом режиме карты изобар месторождения с использованием информационно-управляющей системы (ИУС НГКМ) на любую заданную дату по требованию обслуживающего персонала. Способ включает использование паспортных данных скважин, которые занесены в базу данных (БД) ИУС НГКМ. Одновременно ИУС НГКМ контролирует средствами системы телеметрии кустов газовых скважин устьевое давление Ру, устьевую температуру Ту, расхода газа Qи, и записывает их в свою БД. По результатам этих измерений ИУС НГКМ осуществляет проверку каждой эксплуатируемой скважины на отсутствие нештатных ситуаций в ее работе. В случае выявления нештатной ситуации в работе скважины ИУС НГКМ исключает результаты сделанных измерений для построения карты изобар на эту дату и использует среднесуточное расчетное значение пластового давления, которое было определено на этой скважине непосредственно перед выявлением нештатной ситуации. Одновременно ИУС НГКМ выдает соответствующее сообщение обслуживающему персоналу для немедленного принятия мер по устранению нештатной ситуации.
СПОСОБ ПОВЫШЕНИЯ ОТДАЧИ КОНДЕНСАТА ЭКСПЛУАТИРУЕМЫМ ОБЪЕКТОМ НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ // 2713553
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.
СПОСОБ ПОСТРОЕНИЯ КАРТ ИЗОБАР // 2709046
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 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.
