Патенты автора Вить Геннадий Евгеньевич (RU)
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 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 области добычи природного газа и, в частности, к обеспечению регулирования производительности газодобывающих предприятий - ГДП, расположенных в районах Крайнего Севера. Технический результат – обеспечение непрерывного контроля динамики производительности предприятия в реальном масштабе времени и оперативного управления производительностью этого предприятия с учетом возможностей всех промыслов в автоматическом режиме. По способу с помощью информационно-управляющей системы - ИУС каждой установки комплексной подготовки газа - УКПГ предприятия с заданным шагом дискретизации измеряют текущую производительность и давление товарного газа на выходе сеноманских и валанжинских УКПГ. Эти измеренные значения параметров каждой ИУС УКПГ передают на верхний уровень управления - в ИУС ГДП, с помощью которой контролируют соответствие текущей производительности добычи газового конденсата валанжинскими промыслами ГДП плановому заданию и фактическую производительность по добываемому ими при этом товарного газа. Одновременно с помощью ИУС ГДП определяют суммарную производительность сеноманских УКПГ. После этого с помощью ИУС сравнивают текущую суммарную производительность ГДП с директивно заданной производительностью на условие их соответствия. Если это условие выполняется, то производительность всех УКПГ ГДП сохраняют до следующего цикла измерений. Если это условие не выполняется, то с помощью ИУС ГДП определяет величину и знак рассогласования между этими величинами из соотношения. В случае выявления изменения текущей производительности по сравнению с заданной производят анализ на выполнение задания по производительности за счет имеющегося резерва производительности сеноманских УКПГ. Резерв производительности сеноманской УКПГ определяют как разность между минимально возможной производительностью и максимально возможной производительностью для каждого промысла. Если выявляют возможность компенсировать поправку за счет резерва производительности сеноманских УКПГ с помощью ИУС ГДП подают нижестоящим ИУС сеноманских УКПГ команду на компенсацию поправки согласно их технологическим возможностям. Эти резервы заведомо известны. Но если выявленную разность будет невозможно компенсировать, то ту часть поправки, которую можно компенсировать за счет имеющегося резерва производительности сеноманских УКПГ, компенсируют, а о недостающей части поправки с помощью ИУС ГДП выдают сообщение оператору для принятия решения на более высоком уровне управления. 1 з.п. ф-лы.
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 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 области добычи природного газа и, в частности, к устранению взаимопродавливания скважин, работающих на общий коллектор в реальном масштабе времени. Техническим результатом является повышение точности определения правильности выбора режима работ ГСШ с общим коллектором в реальном масштабе времени. Способ включает назначение режимов его эксплуатации в рамках технологических ограничений, которые определяются расчетным методом по результатам газогидродинамических исследований скважин. При этом в процессе эксплуатации месторождения, используя средства телеметрии и АСУ ТП установки комплексной подготовки газа (УКПГ), с заданным шагом квантования измеряют фактические давления газа на коллекторе каждого куста скважин и в конце газосборного шлейфа (ГСШ), а также расход газа каждого куста скважин, и, используя измеренные данные и паспортные характеристики ГСШ в реальном масштабе времени, вычисляют давление газа в точках подкачки и строят синхронизированные во времени графики пар давлений: измеренного на коллекторе куста и рассчитанного для точки подкачки, к которой он подключен, а также измеренного давления в конце ГСШ и рассчитанного для последней точки подкачки перед УКПГ, и, как только будет выявлено, что разность одной из пар давлений стала меньше заданного порога, значение которого назначают по результатам последних газогидродинамических испытаний скважин и заданному режиму работы УКПГ, оператору УКПГ выдается сообщение о выявлении проблем в работе ГСШ и (или) соответствующего куста газовых скважин, а также рекомендуемый перечень индивидуальной последовательности операций по парированию возникшей ситуации на проблемном участке, и, используя этот перечень, оператор установки принимает окончательное управляющее решение по устранению проблемы. 2 ил.
Изобретение относится к области добычи природного газа, в частности к определению коэффициента фактического гидравлического сопротивления газовых скважин в реальном масштабе времени. Техническим результатом является повышение точности определения коэффициента гидравлического сопротивления λф в стволе газовых скважин и контроль его динамики в реальном масштабе времени. Способ включает измерение во время газогидродинамических исследований скважины глубинными манометрами и термометрами и/или глубинными измерительными комплексами давления Рз.гис и температуры газа TL на забое скважины глубиной L, а также расхода газа (дебит) скважины Qгис, давления Ру.гис и температуры газа Гу.гис на устье скважины с последующим определением коэффициента гидравлического сопротивления по полученным экспериментальным данным аналитическим путем. После окончания газогидродинамических исследований скважины и ввода ее в эксплуатацию, используя телеметрию кустов газовых скважин, производят с заданным шагом дискретизации во времени измерения на устье скважины давления Ру, температуры Ту и расхода газа Q скважины и передают эти значения в автоматизированную систему управления технологическими процессами установки комплексной/предварительной подготовки газа, которая, используя эти значения, определяет текущее значение коэффициента гидравлического сопротивления λф ствола газовой скважины по математической формуле. 1 ил.
Изобретение относится к области добычи природного газа и, в частности, к оперативному контролю выноса воды и песка из скважины в автоматизированной системе управления технологическими процессами (АСУ ТП) нефтегазоконденсатных месторождений Крайнего Севера. Способ включает измерение расхода, давления и температуры газа на устье скважины с параллельным контролем в реальном масштабе времени фактического давления и температуры газа в конце шлейфа-газопровода, по которому газ поступает на вход установки комплексной подготовки газа (УКПГ). Использование текущих значений контролируемых параметров для вычисления расчетного значения давления газа в конце шлейфа-газопровода в реальном масштабе времени средствами АСУ ТП. Сравнение динамики его изменения во времени с динамикой изменения фактического давления газа в конце шлейфа-газопровода. Начало процесса выноса песка и воды из скважины определяют по появлению разности в динамике поведения давлений расчетного и фактического. Фактические параметры газа измеряют на устье каждой скважины, подключенной к газосборному шлейфу (ГСШ) по схеме с путевой подкачкой газа, и по этим параметрам производят расчет давления в конце ГСШ на входе УКПГ, которое используют в качестве оперативной модели для контроля функционирования шлейфа, при непрерывном контроле фактического давления и температуры в конце ГСШ. При появлении разности в динамике поведения давлений расчетного и фактического АСУ ТП начинает анализировать динамику поведения давления на устьях всех скважин и выбирает ближайшую к УКПГ из всех, у которых выявлен подъем давления на устье скважины. После чего, в рамках технологических ограничений, регулирует работу этой скважины. 1 ил.
Изобретение относится к области добычи природного газа и, в частности, к оперативному контролю выноса воды и песка из скважины в автоматизированных системах управления технологическими процессами (АСУ ТП) нефтегазоконденсатных месторождений Крайнего Севера. Способ оперативного контроля включает измерение расхода, давления и температуры газа на устье скважины с параллельным контролем в реальном масштабе времени фактического давления и температуры газа в конце шлейфа-газопровода, по которому газ поступает на вход установки комплексной подготовки газа (УКПГ); использование текущих значений контролируемых параметров для вычисления расчетного значения давления газа в конце шлейфа-газопровода в реальном масштабе времени средствами АСУ ТП; сравнение динамики его изменения во времени с динамикой изменения фактического давления газа в конце шлейфа-газопровода. Начало процесса выноса песка и воды из скважины определяют по появлению разности в динамике поведения давлений расчетного и фактического. В АСУ ТП дополнительно вводят базу знаний (БЗ), в которую регулярно вносят результаты очередных газодинамических испытаний скважин для каждого контура «скважина-газосборный шлейф (ГСШ)», данные о специфических особенностях каждой скважины и каждого ГСШ, а также алгоритмы управления на базе продукционных моделей представления знаний операторов и диагностики работы контура. При выявлении выноса воды и песка с добываемым продуктом, поступающим из какой-либо скважины, АСУ ТП выбирает соответствующие данные о контуре этой скважины и автоматически формирует управляющие решения для ликвидации возникающих нештатных ситуаций в контуре «скважина-ГСШ» с одновременной выдачей соответствующего сообщения на пульт оператора. Технический результат заключается в эффективном управлении режимом работы контура «скважина–ГСШ» и в том числе всем газовым промыслом в целом.
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 области добычи природного газа и, в частности, к предупреждению процесса гидратообразования и разрушению гидратов в системах сбора газа в условиях Крайнего Севера. Технический результат - повышение эффективности способа за счет обеспечения возможности подачи ингибитора гидратообразования в необходимое место газосборного шлейфа. В способе управления процессом предупреждения гидратообразования в газосборных шлейфах, подключенных к общему коллектору на газовых и газоконденсатных месторождениях Крайнего Севера, включающем определение начала процесса гидратообразования в шлейфе путем контроля температуры газа, поступающего на вход установки комплексной подготовки газа - УКПГ из шлейфа, и сравнения динамики ее поведения с динамикой расчетного значения этой температуры, а также подачу ингибитора на кусты скважин по отдельному трубопроводу, согласно изобретению в базу данных АСУ технологического процесса - АСУ ТП УКПГ регулярно вводят значения максимального возможного давления на устье каждой скважины, которое определяют по результатам газогидродинамических исследований скважин, а с использованием телеметрии производят непрерывное или с заданным шагом квантования измерение базовых параметров кустов скважин, их шлейфов и газосборного коллектора и для каждой скважины строят график временной функции по результатам контроля значений давления газа на их устье и, как только с помощью АСУ ТП УКПГ обнаруживают начало процесса гидратообразования в газосборном шлейфе, сопровождаемом повышением давления на всех скважинах, подают ингибитор либо на куст скважин, либо в точку подачи ингибитора с меньшим расстоянием от УКПГ, а если давление повышается на отдельных скважинах, с помощью АСУ ТП переходят в режим анализа изменения давления на устье каждой из скважин и выявляют, на какой из них давление повышается и приближается к своему максимально возможному значению на устье, и по этому параметру определяют, на каком участке системы «шлейф - газосборный коллектор» происходит образование гидратов, после чего подают ингибитор на ту скважину, которая расположена непосредственно перед участком, в котором начался процесс гидратообразования. 2 ил.
Изобретение относится к области добычи природного газа и, в частности, к определению коэффициента фактического гидравлического сопротивления газосборного шлейфа. Автоматизированная система управления технологическими процессами газового промысла в реальном масштабе времени контролирует значение коэффициента эффективности эксплуатации газопромыслового шлейфа Е по паспортным параметрам шлейфа, данным по его эксплуатации и контролируемым технологическим параметрам. Если значение коэффициента Е вышло за допустимые границы, то констатируют: нормальный режим работы скважин и шлейфа нарушены (в шлейфе кроме газа присутствует выше допустимой нормы иной фактор: газовый гидрат, пластовая вода, механические примеси). Способ позволяет оперативно выявлять потенциальную возможность отказа газосборного шлейфа.
Изобретение относится к области добычи природного газа и, в частности, к предупреждению гидратообразования и разрушению гидратов в системах сбора газа - газосборных шлейфах газовых и газоконденсатных месторождений Крайнего Севера. Технический результат - повышение качества эксплуатации газового промысла за счет снижения расхода ингибитора гидратообразования и снижения себестоимости добываемого и подготавливаемого к транспорту газа. По способу определяют начало процесса гидратообразования в шлейфе путем измерения температуры газа, поступающего на вход установки комплексной подготовки газа - УКПГ из шлейфа. Сравнивают динамику поведения температуры газа с динамикой расчетного значения этой температуры. При этом начало процесса гидратообразования в газосборном шлейфе определяют с помощью автоматической системы управления технологическим процессом УКПГ - АСУ ТП УКПГ. С помощью этой же системы снижают давление газа на выходе шлейфа в рамках технологических ограничений. Одновременно измеряют температуру газа на выходе газосборного шлейфа. При снижении этой температуры в упомянутый шлейф подают ингибитор гидратообразования. Если при этом продолжается снижение температуры газа, то газосборный шлейф продувают. При стабилизации или повышении температуры газа на выходе газосборного шлейфа ингибитор гидратообразования в этот шлейф не подают.
Изобретение относится к области добычи природного газа, в частности к определению коэффициента теплопередачи газа в газосборном шлейфе в окружающую среду в автоматизированных системах управления технологическими процессами (АСУ ТП) установок комплексной подготовки газа (УКПГ) газоконденсатных месторождений Крайнего Севера
Изобретение относится к области добычи природного газа и, в частности, к обеспечению оптимального ведения комплекса технологических процессов сбора и подготовки газа к дальнему транспорту с использованием автоматизированной системы управления технологическими процессами (АСУ ТП)
Изобретение относится к области добычи природного газа, и в частности к обеспечению оптимального ведения комплекса технологических процессов сбора и подготовки газа к дальнему транспорту с использованием АСУ ТП
Изобретение относится к области эксплуатации высокотехнологичного оборудования преимущественно роторного типа и может быть использовано для формирования систем управления эксплуатацией оборудования по его техническому состоянию
Изобретение относится к области добычи природного газа и, в частности, к предупреждению гидратообразования и разрушению гидратов в системах сбора газа в условиях Крайнего Севера
