Способ оперативного контроля выноса воды и песка с добываемым продуктом из скважины в автоматизированных системах управления технологическими процессами газопромысловых объектов нефтегазоконденсатных месторождений крайнего севера



Владельцы патента RU 2608141:

Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" (RU)

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 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.

Известен способ контроля выноса песка из газовой скважины (патент РФ №2285909 G01N 15/06 Е21В 47/00), включающий ввод в поток газа стержня, покрытого клееобразным веществом. Стержень выдерживают в потоке некоторое время, затем извлекают, растворителем обильно смывают клееобразное вещество с застрявшими в нем песчинками и полученный раствор фильтруют. По наличию и количеству осадка судят о факте и интенсивности выноса песка.

Существенным недостатком указанного способа является высокая трудоемкость проведения работ и низкая оперативность получения необходимых результатов.

Наиболее близким по технической сущности к заявляемому изобретению является способ оперативного контроля выноса воды и песка с добываемым продуктом из скважины в АСУ ТП газопромысловых объектов нефтегазоконденсатных месторождений Крайнего Севера (РФ №2474685, Е21В 47/00, 05.05.2011). Способ включает измерение давления газа на устье скважины средствами АСУ ТП и телеметрии в реальном масштабе времени с одновременным контролем на устье скважины температуры газа. Параллельно указанным измерениям в реальном масштабе времени осуществляют контроль фактического давления и температуры газа в конце газосборного шлейфа (ГСШ), по которому газ поступает на вход установки комплексной подготовки газа (УКПГ), а также расход газа скважины. Используя текущие значения контролируемых параметров, в реальном масштабе времени средствами АСУ ТП, вычисляют расчетное значение давления газа в конце шлейфа, сравнивают динамику его изменения во времени с динамикой изменения фактического давления газа в конце ГСШ. Появление разности в динамике поведения давлений расчетного и фактического определяет начало процесса выноса песка и воды из скважины, что влечет необходимость регулирования режима ее работы.

Существенным недостатком указанного способа является то, что он только фиксирует начало процесса выноса песка и воды из скважины, но не позволяет АСУ ТП принимать управляющие решения, адекватные возникшей ситуации.

Причинами появления факторов воды и песка в контуре «скважина-ГСШ» с поступающим газом являются:

- интенсивное снижение давлений и отборов газа вследствие истощения месторождения, ухудшения фильтрационных свойств призабойной зоны скважин;

- рост влагосодержания газа в связи с падением рабочего давления в пласте и, как следствие, в скважине и в газосборном шлейфе (ГСШ);

- несоблюдение технологических режимов работы скважин в процессе эксплуатации и т.д.

При обнаружении начала процесса выноса песка и воды из скважины, как правило, принимают решение по изменению режима работы контура «скважина-ГСШ», позволяющего исключить эти факторы. Такое решение, даже при наличии работающей АСУ ТП, как привило, принимает оператор установки комплексной подготовки газа (УКПГ). Однако в случае форс-мажорных обстоятельств, которые характерны для условий Крайнего Севера, и цейтнота, выбор правильного управляющего решения, соответствующего реальной ситуации, затруднен. Действительно, УКПГ - как объект управления, представляет собой достаточно крупное и сложное сооружение с ГСШ и кустами газовых скважин. Их количество, как правило, несколько десятков, и они распределены по территории, превышающей сотни квадратных километров. Именно поэтому, как показывает опыт эксплуатации, оператор установки может принять неадекватное возникшей ситуации управляющее решение по выбору режима работы системы «скважина-ГСШ». А это ведет к нарушению режима эксплуатации скважин, ГСШ, в том числе и газового промысла в целом, с соответствующей потерей извлекаемых объемов сырья из месторождения и значительному увеличению себестоимости добываемого и подготавливаемого к дальнему транспорту газа на УКПГ.

Задачей, на решение которой направлено настоящее изобретение, является реализация в АСУ ТП принятия адекватного возникшей ситуации управляющего решения по выбору технологического режима работ контура «скважина-ГСШ», обеспечивающего эффективную работу УКПГ.

Техническим результатом, достигаемым от реализации изобретения, является эффективное управление режимом работы контура «скважина-ГСШ», в том числе и всего газового промысла в целом.

Указанная задача решается, а технический результат достигается в способе оперативного контроля выноса воды и песка с добываемым продуктом из скважины в АСУ ТП газопромысловых объектов нефтегазоконденсатных месторождений Крайнего Севера, включающем 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), и 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, при этом начало процесса выноса песка и воды из скважины определяют по появлению разности в динамике поведения давлений расчетного и фактического, СОГЛАСНО ИЗОБРЕТЕНИЮ, в АСУ ТП дополнительно вводят базу знаний (БЗ), в которую регулярно вносят результаты очередных газодинамических испытаний скважин для каждого контура «скважина-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, из которых 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.

Для реализации способа в АСУ ТП УКПГ вводят БЗ, содержащую алгоритмы управления и диагностики работы контура «скважина-ГСШ», а также информацию об их характеристиках: о рельефе трассы каждого ГСШ, о специфических особенностях каждой скважины, каждого ГСШ и т.д.

В БЗ такой АСУ ТП (интеллектуальной АСУ ТП) хранится информация о свойствах и закономерностях протекания каждого технологического процесса на объекте и правилах использования этой информации для принятия необходимых решений. Наличие БЗ в составе систем управления позволяет учитывать накопленные годами знания высококлассных операторов-профессионалов и компенсировать ими ту часть недостающей информации, которую невозможно строго формализовать и, соответственно, принимать правильные решения для управления технологическим процессом в каждой конкретной ситуации. Содержание БЗ все время дополняется и расширяется в интерактивном режиме с учетом опыта эксплуатации системы.

Алгоритмы БЗ позволяют автоматически формировать управляющие решения для ликвидации возникающих нештатных ситуаций в контуре «скважина-ГСШ».

БЗ интеллектуальной АСУ ТП установки содержит алгоритмы на базе продукционных моделей представления знаний, отличающихся своей наглядностью, высокой модульностью, легкостью внесения дополнений и изменений и простотой механизма логического вывода.

БЗ для каждого контура «скважина-ГСШ» включает следующую информацию:

- номер скважины и ГСШ;

- топология ГСШ (прямолинейный, количество изгибов, форма изгибов и т.д.);

- тип скважины (вертикальный, наклонный);

- информация о специфических особенностях скважин (степень способности к выносу пластовой воды и механических примесей, длительность эксплуатации);

- информация о предполагаемом оптимальном режиме эксплуатации скважин (возможные границы технологических режимов) и т.д.

В качестве примера ниже приведена информация по ГСШ 1, составляющая основу БЗ интеллектуальной АСУ ТП УКПГ.

ГСШ №1:

1. Рельеф ГСШ - ПРЯМОЛИНЕЙНЫЙ.

2. Длина ГСШ - НЕБОЛЬШОЙ (до 5 км).

3. Наличие изгибов - НЕТ.

4. Наличие спусков-подъемов - НЕТ.

5. Длительность эксплуатации скважины после проведения планово-предупредительных работ - БОЛЬШОЙ (достиг конца предусмотренного срока).

6. Возможность регулировки технологическими режимами скважин куста ЕСТЬ.

7. Возможные границы технологических режимов - Мах=А; Min=B.

8. Степень способности к выносу пластовой воды - НЕ СКЛОНЕН.

9. Тип скважин - НАКЛОННЫЙ.

В указанной информации часть данных по указанным пунктам заносят в БЗ из проектной документации газового промысла, а другую часть заносят по результатам планово-предупредительных работ и газогидродинамических исследований скважин, которые, как правило, проводятся ежегодно. По результатам испытаний и опыта эксплуатации этот перечень регулярно уточняется и дополняется.

Способ осуществляют следующим образом: используя средства АСУ ТП и телеметрию, производят с заданным шагом квантования измерение базовых параметров работы скважины. В том числе, измеряют фактическое давление и температуру газа на устье скважины и в конце ГСШ. И используют текущие значения контролируемых параметров для вычисления расчетного значения давления газа в конце шлейфа-газопровода в реальном масштабе времени средствами АСУ ТП. Сравнивают динамику их изменений во времени, по результатам которого судят о начале процесса выброса песка и воды из скважины с добываемыми продуктами. В случае выявления выноса воды и песка с добываемым продуктом из какой-либо скважины АСУ ТП обращается к своей БЗ и с учетом конкретной ситуации выбирает из нее соответствующие сложившейся ситуации данные о контуре этой скважины и ГСШ, а также правило принятия решения, которое реализует в системе управления газовым промыслом с одновременной выдачей соответствующего сообщения на пульт оператора.

Ниже приведены некоторые продукционные правила, формируемые интеллектуальной АСУ ТП УКПГ, для принятия управляющих решений при выносе воды и песка из скважины.

Допустим, АСУ ТП УКПГ обнаружила начало процесса выноса песка и воды в контуре «скважина-ГСШ 1». Для этого случая последовательность продукционных правил, предназначенных для восстановления режима работы контура «скважина-ГСШ» для ГСШ 1, будет выглядеть следующим образом:

П1. ЕСЛИ обнаружено начало выноса песка и воды в контуре «скважина-ГСШ 1»,

ТО максимально снизить давление газа в ГСШ 1 в рамках технологических ограничений, держать этот режим в течение времени t1 и контролировать рф.к - фактическое (измеряемое) давление газа на выходе ГСШ 1.

П2. ЕСЛИ максимально снижено давление газа в ГСШ 1 в рамках технологических ограничений на время t1 и значение рф.к - фактического (измеряемого) давления газа на выходе ГСШ 1 пришло в норму,

ТО нет необходимости в продувке ГСШ 1 и необходимо установить значение давления на выходе ГСШ 1 согласно текущему технологическому режиму работы установки.

П3. ЕСЛИ максимально снижено давление газа в ГСШ 1 в рамках технологических ограничений на время t1 и значение рф.к - фактического (измеряемого) давления газа на выходе ГСШ 1 продолжает уменьшаться,

ТО необходимо продуть ГСШ 1 за время t2.

Время t1 и t2 определяют индивидуально для каждого контура «скважина-ГСШ» во время газогидродинамических исследований скважин, которые, как правило, проводятся ежегодно.

Очевидно, что в других ситуациях будут другие правила. Например, при появлении фактора выноса песка и воды можно изменить режимы работ и скважины. Для каждого контура «скважина-ГСШ» эти правила формируются экспертом. С учетом эксплуатации эти правила уточняются и дополняются.

Данный способ позволяет оперативно, в режиме «on-line» устранить фактор воды и песка из контура «скважина-ГСШ» во время работы с учетом индивидуальных особенностей каждой скважины и ГСШ в автоматическом режиме с помощью интеллектуальной АСУ ТП.

Применение данного способа позволяет:

- оперативно корректировать технологический режим работы скважины с учетом выявленных нарушений без участия оператора-технолога;

- значительно улучшить качество работ по газогидродинамическому исследованию скважин, так как в этом случае система получает не только информацию о факторе выноса воды и песка со скважин, она через обратную связь, т.е. путем воздействия на контур «скважина-ГСШ», имеет возможность получать более полную информацию об этом контуре. А это позволяет снизить количество проводимых газогидродинамических исследований скважины, а также повысить их качество благодаря собираемой за время эксплуатации истории ее функционирования;

- более эффективно организовать режим работы контура «скважина-ГСШ», что ведет к увеличению жизненного цикла эксплуатации скважины и, соответственно, сказывается на конечной производительности нефтегазоконденсатного месторождения.

Способ оперативного контроля выноса воды и песка с добываемым продуктом из скважины в автоматизированных системах управления технологическими процессами газопромысловых объектов нефтегазоконденсатных месторождений Крайнего Севера, включающий 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, и использование текущих значений контролируемых параметров для вычисления расчетного значения давления газа в конце шлейфа-газопровода в реальном масштабе времени средствами автоматизированной системы управления технологическими процессами, сравнение динамики его изменения во времени с динамикой изменения фактического давления газа в конце шлейфа-газопровода, при этом начало процесса выноса песка и воды из скважины определяют по появлению разности в динамике поведения давлений расчетного и фактического, отличающийся тем, что в автоматизированную систему управления технологическими процессами дополнительно вводят базу знаний, в которую регулярно вносят результаты очередных газодинамических испытаний скважин для каждого контура «скважина - газосборный шлейф», данные о специфических особенностях каждой скважины и каждого газосборного шлейфа, а также алгоритмы управления на базе продукционных моделей представления знаний операторов и диагностики работы контура, из которых при выявлении выноса воды и песка с добываемым продуктом, поступающим из какой-либо скважины, автоматизированная система управления технологическими процессами выбирает соответствующие данные о контуре этой скважины и автоматически формирует управляющие решения для ликвидации возникающих нештатных ситуаций в контуре «скважина - газосборный шлейф» с одновременной выдачей соответствующего сообщения на пульт оператора.



 

Похожие патенты:

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.

Изобретение относится к области исследования характеристик скважин. Техническим результатом является обеспечение возможности проведения оперативного контроля скважины одновременно с этапом ее освоения.

Изобретение относится к газодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке и эксплуатации газовых месторождений. Техническим результатом является диагностирование начала обводнения газовых скважин в режиме реального времени и предотвращение их самозадавливания.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к методам поиска скважин с заколонными перетоками (ЗКЦ) воды. Техническим результатом настоящего изобретения являются повышение эффективности способа выявления скважин, обводняющихся посредством заколонных перетоков воды, за счет повышения надежности исследования скважин путем увеличения длительности анализируемого начального периода их эксплуатации и за счет значительного сокращения затрат времени на исследование.

Изобретение относится к области нефтегазовой промышленности, может быть использовано при измерении и контроле дебита газоконденсатных скважин и позволяет повысить точность измерения дебита газоконденсатных скважин.

Изобретение относится к системе и способу динамической визуализации скорости текучей среды в подземных пластах путем отображения частицы в различных местах расположения на линии тока, которая представляет путь текучей среды в подземном пласте.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при определении обводненности продукции нефтяной скважины. Способ включает подачу непрерывного потока нефтегазоводяной смеси поочередно в одинаковые мерные камеры счетчика жидкости и их циклическую разгрузку путем опрокидывания в выкидную линию, причем первая камера снабжена постоянным грузом, который подбирают таким образом, чтобы емкости второй камеры хватило для набора пороговой массы опрокидывания, фиксацию времени трех последовательных моментов срабатывания бесконтактного датчика опорожнения, соответствующих трем последовательным моментам опорожнения мерных камер счетчика, определение времени наполнения мерных камер счетчика жидкости, принятых за фазу цикла, вычисление величины асимметрии фаз циклов, определение плотности жидкости, поступающей в мерные камеры счетчика: ρЖ=0,577m3(1-FS 1,5)2/{dm2Lm2W(1+FS)3}, где m - масса мерной камеры, dm - масса груза, Lm - плечо груза относительно центра поворота мерной камеры, W - ширина мерной камеры, значения которых предварительно вносят в вычислительный блок, в который также подают сигнал с датчика опорожнения.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для измерения дебита скважин. Технический результат направлен на повышение точности измерения дебита нефтяных скважин.

Изобретение относится к газовой промышленности и может быть использовано для увеличения коэффициента извлекаемости газа путем пошагового регулирования режимов добычи.

Изобретение относится к оценке моментов прорыва флюида в местонахождении добывающей скважины. Более конкретно данное изобретение относится к оценке моментов прорыва флюида в местонахождении добывающей скважины на основании моделирования распространения флюида.

Изобретение относится к нефтедобыче, а именно к измерению дебита скважины в процессе ее эксплуатации. Технический результат заключается в упрощении и повышении точности определения дебита. Способ включает измерение разности объемов скважинной жидкости в пространстве между насосно-компрессорной и обсадной трубами, измеряемой в процессе спуска полированного штока насоса. Разность объемов жидкости в пространстве между насосно-компрессорной и обсадной трубами определяют по объему вытесняемого скважинной жидкостью газа, находящегося в обсадной трубе. Причем объем вытесняемого газа измеряют путем вытеснения жидкости из резервуара в мерный цилиндр, при этом фиксируют максимальный уровень жидкости в мерном цилиндре, достигнутый в период спуска полированного штока насоса от предельного верхнего до предельного нижнего положений. 1 ил.

Изобретение относится к технике, используемой в нефтедобывающей промышленности, и предназначено для замера и учета продукции нефтяных скважин. Технический результат заключается в повышении качества и эффективности измерения дебита нефтяных скважин. Способ измерения дебита нефтяных скважин включает постоянный процесс разделения нефтеводогазовой смеси на компоненты и содержит вначале отделения газовой фазы от жидкой дисперсией потока смеси и инерционным воздействием на поток газа, затем разделение жидкой фазы на нефть и воду методом отстоя в гравитационном поле и повторяющийся цикл измерения, включающий последовательно: сброс газовой фазы в общую линию с одновременным измерением ее расхода, накопление жидкой фазы до заданного уровня и, как следствие этого, перекрытие сброса газовой фазы, накопление газовой фазы до заданного перепада давлений ее и среды в общей линии и, как следствие этого, сброс жидкой фазы порцией заданной величины в общую линию с одновременным измерением ее расхода и открытием сброса газовой фазы, а также поддержание давления газовой фазы в заданных пределах сбросом ее в общую линию и сброс порции газовой фазы, дополнительно поступившей из скважин с газовым «пузырем», вне зависимости от уровня накопления жидкой фазы. При этом определение дебита продукции нефтяных скважин производят поочередным заполнением жидкостью, с учетом времени заполнения, и вытеснением жидкости, с учетом времени вытеснения, фиксированного объема газосепаратора, заданного с помощью датчиков фиксированными положениями заслонки «открыто» и «закрыто» и верхнего и нижнего положений поплавка, с поочередным раздельным измерением контроллером дебита газа по счетчику газа, и дебита жидкости по счетчику жидкости либо измерением дебита газа по счетчику жидкости, либо измерением дебита жидкости по счетчику газа. В реализующем способ устройстве на газовой линии установлены датчики давления и температуры, связанные с контроллером, причем газовая заслонка на газовой линии и поплавок газосепаратора связаны рычажно-пружинным механизмом с возможностью фиксации положения газовой заслонки «открыто» или «закрыто», при этом газовая заслонка снабжена соединенными с контроллером датчиками положения «открыто» или «закрыто» фиксированного объема газосепаратора жидкой фазы, ограниченного нижним и верхним уровнями, определяемыми положениями поплавка. 2 н.п. ф-лы, 2 ил.

Предлагаемое изобретение относится к области нефтегазовой промышленности и может быть использовано для контроля технического состояния нефтегазовых скважин. Предлагаемый способ включает регистрацию по стволу скважин амплитуды электромагнитного поля в низкочастотном диапазоне, вызванном вибрацией потока жидкости в заколонном пространстве обсадной колонны с остаточной намагниченностью. По наличию аномалий производят определение интервалов заколонных перетоков пластовой жидкости. При этом дополнительно регистрируют сигналы магнитоимпульсной дефектоскопии-толщинометрии и по аномалиям повышенной намагниченности выделяют границы интервалов заколонных перетоков пластовой жидкости и зон коррозии с наружной стороны обсадных колонн. Технический результат заключается в одновременном выделении заколонных перетоков и зон коррозии на наружной стороне обсадных колонн в эксплуатационных скважинах, повышении надежности оценки технического состояния скважин. 2 ил.

Изобретение относится к способу измерения обводненности скважинной продукции. В скважине, оборудованной глубинным электроцентробежным насосом (ЭЦН) и частотным регулятором тока электропитания погружного электродвигателя, в интервале от забоя скважины (зона нефтяного пласта) до глубинного насоса стационарно располагают не менее двух датчиков давления (манометров) с определенным расстоянием между ними по вертикали. Датчики с заданной периодичностью передают информацию по давлению на контроллер станции управления работы скважины, находящийся на поверхности земли. При этом выбирают такой режим работы ЭЦН, который обеспечивает давление в зоне измерительных датчиков (манометров) выше, чем давление насыщения нефти газом. Обводненность скважинной продукции определяется по математической формуле, в которой плотность нефти и воды закладываются как известные величины при давлении, равном средней величине давлений по двум ближайшим датчикам. Данные по плотностям пластовых флюидов получаются по предварительным исследованиям глубинных проб нефти и воды нефтедобывающих скважин. 1 ил., 2 табл.

Изобретение относится к способу определения границы вода/цемент в кольцевом зазоре между двумя коаксиальными трубами в углеводородной скважине. Технический результат заключается в улучшении определения границы вода/цемент в кольцевом зазоре между двумя коаксиальными трубами в углеводородной скважине. Способ включает запуск скважинного прибора в центральной трубе скважины, причем скважинный прибор содержит корпус и установленные в корпусе прибора генератор импульсов и регистратор сигнала; генерирование, посредством генератора импульсов, электромагнитного импульса и возбуждение тем самым физических вибраций в центральной трубе скважины; регистрацию, посредством регистратора сигнала, акустических сигналов, отраженных от скважины; повторение операций генерирования и регистрации для различных положений генератора импульсов по глубине скважины; обеспечение организации зарегистрированных сигналов в виде двумерного представления; фильтрацию зарегистрированных сигналов, прошедших организацию, с целью идентифицировать в двумерном представлении гиперболу и принятие вершины гиперболы в качестве определяющей положение границы вода/цемент. 6 з.п. ф-лы, 11 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, оценку влияния добывающих и нагнетательных скважин. При этом для определения оптимальных значений приемистости нагнетательных скважин используют математическую модель месторождения, а в качестве первоначальных данных для каждой добывающей скважины и потенциально влияющих на нее нагнетательных скважин принимают показатели в виде даты замера, значение приемистости, дебита жидкости и доли нефти. В качестве математической модели используют функции, отражающие изменение дебита жидкости и доли нефти добывающих скважин при изменении приемистости нагнетательных скважин, при этом производят адаптацию математической модели путем получения минимального расхождения фактических и расчетных данных дебита жидкости и доли нефти каждой работы добывающей скважины. Определяют оптимальные значения настроечных параметров функций дебита жидкости и доли нефти, и составляют смешанную функцию суточной добычи нефти добывающей скважины в зависимости от приемистости окружающих ее нагнетательных скважин. Затем производят максимизацию суммарной добычи нефти по месторождению в целом путем перераспределения приемистости нагнетательных 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. 4 ил., 11 табл.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к проведению работ по длительному исследованию скважин в условиях автономии, и может быть использовано в процессах изучения новых месторождений в отсутствии сопутствующей инфраструктуры. Модульный комплекс содержит модуль тестового сепаратора и учета продукции скважины, подключенный к трубопроводной линии продукции скважин, поступающей с устья исследуемой скважины, модуль накопительной емкости с насосами откачки, модуль распределения газа, блок факельного хозяйства, состоящий из факельной совмещенной установки для утилизации газа и факельной установки утилизации нефти с воздушным компрессором подачи воздуха. Между собой указанные модули и блоки обвязаны технологическими линиями продукции скважины, нефти, газа, сжатого воздуха, оборудованными запорной и запорно-регулирующей арматурой. Вход мерной емкости в модуль тестового сепаратора и учета продукции скважины соединен жидкостной транспортной линией нефти с выходом тестового сепаратора, а выход соединен с линией подачи нефти в накопительную емкость и линией замера дебита нефти, связанной линией подачи отсепарированной нефти с факельной установкой утилизации нефти, на которой расположен массовый расходомер, и трубопроводной линией продукции скважин для подачи ее в модуль накопительной емкости. Обеспечивается расширение функциональных возможностей мобильного комплекса. 7 з.п. ф-лы, 2 ил.
Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена для осуществления гидравлического разрыва множества продуктивных интервалов подземного пласта и количественного мониторинга количества флюидов, добываемых во множестве продуктивных интервалов подземного пласта. Можно осуществлять мониторинг флюидов, добываемых из подвергнутого гидравлическому разрыву пласта, путем закачивания в скважину жидкости для гидравлического разрыва, которая содержит индикатор. Способ может применяться для мониторинга как добытых углеводородов, так и добытой воды. Индикатор также можно использовать при борьбе с поступлением в скважину песка, при гидравлическом разрыве, совмещенном с установкой гравийного фильтра, или при осуществлении операции кислотного гидравлического разрыва пласта. Индикатор является компонентом композита, в котором он может быть иммобилизован внутри матрицы (такой как эмульсия), или пористых частиц, на носителе, или прессован со связующим веществом в твердые частицы. Индикатор может медленно высвобождаться из композита. Технический результат заключается в повышении эффективности количественного мониторинга количества флюидов, добываемых во множестве продуктивных интервалов, подвергнутых гидравлическому разрыву. 3 н. и 29 з.п. ф-лы.

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 исследованию скважин, а именно к выбору скважин с закольматированной призабойной зоной пласта (ПЗП). Способ включает геофизические исследования скважин, а также лабораторные исследования керна, систематический замер дебита нефти, жидкости. В скважинах проводят гидродинамические исследования с выявлением скважин с повышенным скин-фактором. При этом для поиска проблемных скважин с закольматированной ПЗП используется графическая корреляция текущих значений фактического дебита жидкости скважины (ось Y) и показателя ее потенциала (ось X), рассматривающая сразу все добывающие скважины залежи, запущенные в работу за один период времени. При этом показатель потенциала скважины рассчитывается как произведение величин вскрытой начальной нефтенасыщенной толщины пласта, средней проницаемости ПЗП, разности между текущими пластовым давлением и забойным давлением в скважине, деленное на вязкость добываемой жидкости в пластовых условиях, а вязкость добываемой жидкости рассчитывается как среднее арифметическое от вязкости нефти и воды в пластовых условиях с учетом их содержания в продукции. Проблемными скважинами с вероятной кольматацией ПЗП признаются скважины, точки которых расположены на корреляции заметно ниже прямой, интерполирующей точки, подчиняющиеся прямой зависимости дебита жидкости скважины от ее показателя потенциала. При этом для отмеченных проблемных скважин строятся динамики дебита жидкости, нефти и воды за последний период эксплуатации и для проведения обработки призабойной зоны (ОПЗ) отбираются лишь те проблемные скважины, для которых падение дебита жидкости сопровождается падением дебита нефти. 1 з.п. ф-лы, 3 ил.
© Патентный поиск, поиск патентов на изобретения - FindPatent.RU 2012-2024
Политика конфиденциальности 2015-11-13 2017-01-30T09:05:52
Наверх