Патенты автора Усманов Сергей Анатольевич (RU)
Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений, а именно к способу автоматического определения причины неполадки работы глубинно-насосного оборудования добывающей скважины на основе машинного обучения. Способ заключается в том, что скважину оснащают динамографами, передающими информацию в виде рабочих динамограмм по телеметрии. Создают вновь или используют уже существующую базу с точно определённым типом неисправных динамограмм в заданном формате с возможностью непрерывного пополнения. Программа для ЭВМ выполняет параметризацию координат динамограмм в единый формат. Выполняется обучение программы на данной выборке. В базу данных программы загружают файл с рабочими динамограммами с дальнейшей параметризацией координат динамограмм в единый формат. Программа выполняет сравнение рабочих динамограмм с файлом обучения со скважин и выводит прогноз «Рабочая»/«Неполадка», вероятность рабочей и три наиболее вероятных типа неполадки установки штангового глубинного насоса с соответствующими вероятностями. Технолог выбирает максимально достоверный тип неполадки и принимает оперативное решение по её устранению. Изобретение направлено на обеспечение высокой эффективности при использовании по назначению. 24 ил.
Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений с применением закачки в пласт перегретого водяного пара, более подробно - к лабораторным методам совместного исследования керна и собственно нефти, нахождению зависимостей соотношения изомеров метилдибензотиофена, содержащихся в керне и нефти, построению двухмерных и трёхмерных геохимических моделей, может быть использовано при разработке залежей преимущественно сверхвязкой нефти и битума. Способ заключается в том, что: отбирают не менее трёх образцов керна из различных участков месторождения через одинаковые пространственные интервалы; измельчают образцы керна, экстрагируют измельченные образцы керна растворителем, отгоняют растворитель с получением битумоида, из битумоида выделяют углеводородную фракцию. С использованием жидкостно-адсорбционной хроматографии выполняют качественную идентификацию хромато-масс-спектрометрических пиков по масс-спектрам полученной углеводородной фракции с использованием хромато-масс-спектрометрического анализа. При этом определяют интенсивность пика 1-метилдибензотиофена, интенсивность пика 4-метилдибензотиофена и соотношение пиков 1-метилдибензотиофена и 4-метилдибензотиофена. По результатам полученных соотношений в образцах керна строят 2D и 3D модели месторождения с применением программного обеспечения, разработанного под заявленный способ, отбирают пробы нефти из добывающих скважин, определяют соотношения 1-метилдибензотиофена и 4-метилдибензотиофена, идентичные исследованиям керна, вносят полученные соотношения 1-метилдибензотиофена и 4-метилдибензотиофена, определённые в образцах нефти, в предварительно построенную геохимическую модель месторождения и выполняют построение 2D и 3D модели месторождения. Формируют 2D и 3D модели месторождения и формулируют выводы по оценке направлений вероятных притоков нефти. Технический результат заключается в создании способа мониторинга разработки мелкозалегающих залежей сверхвязких нефтей за счет обеспечения возможности контролирования развития паровой камеры. 9 ил.
