RU101731U1 - AUTOMATED SYSTEM OF GAS-DYNAMIC RESEARCHES OF WELLS - Google Patents
AUTOMATED SYSTEM OF GAS-DYNAMIC RESEARCHES OF WELLS Download PDFInfo
- Publication number
- RU101731U1 RU101731U1 RU2010132059/03U RU2010132059U RU101731U1 RU 101731 U1 RU101731 U1 RU 101731U1 RU 2010132059/03 U RU2010132059/03 U RU 2010132059/03U RU 2010132059 U RU2010132059 U RU 2010132059U RU 101731 U1 RU101731 U1 RU 101731U1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- unit
- input
- calculating
- output
- block
- Prior art date
Links
Landscapes
- Control Of Non-Electrical Variables (AREA)
- Feedback Control In General (AREA)
Abstract
1. Автоматизированная система газодинамических исследований скважин, содержащая скважины, каждая из которых снабжена линией приема газожидкостной смеси, оборудованной клапаном-отсекателем, датчиком давления на устье и датчиком температуры на устье, подогревателем, датчиком давления на выходе подогревателя и датчиком температуры на выходе подогревателя, расходомером пластовой смеси, а также блоком входных мани-фольдов, выходы которого подключены соответственно к линии подачи пластовой смеси на переработку и входу трехфазного сепаратора, снабженного датчиком давления на сепараторе, датчиком температуры на сепараторе, а также расходомером газа сепарации, расходомером пластовой воды и расходомером нестабильного конденсата, продуктовые выходы которых объединены и подключены к линии подачи пластовой смеси на переработку, блок управления фонтанной арматурой, соединенный с управляющим входом клапана-отсекателя, автоматизированную систему управления технологическим процессом промысловых объектов, первый выход которой соединен с входом блока управления фонтанной арматурой, а также блок параметров скважин, отличающаяся тем, что в нее введены блок расчета среднего и приведенного давления пластовой смеси на устье, блок расчета средней и приведенной температуры на устье, блок расчета фактора сверхсжимаемости, первый блок расчета дебита пластовой смеси, блок расчета гидравлического сопротивления, блок расчета дебита газа сепарации, блок расчета среднего дебита газа сепарации, блок расчета дебита пластовой воды, блок расчета среднего дебита пластовой воды, блок расчета дебита нестабильного конденсата, � 1. An automated system for gas-dynamic research of wells, containing wells, each of which is equipped with a line for receiving a gas-liquid mixture, equipped with a shut-off valve, a pressure sensor at the wellhead and a temperature sensor at the wellhead, a heater, a pressure sensor at the heater outlet and a temperature sensor at the heater outlet, a flow meter formation mixture, as well as a block of input mani-fields, the outputs of which are connected respectively to the supply line of the formation mixture for processing and the input of a three-phase separat ora equipped with a pressure sensor on the separator, a temperature sensor on the separator, as well as a gas meter for separation, a flow meter for flow water and a flow meter for unstable condensate, the product outputs of which are combined and connected to the supply line of the reservoir mixture for processing, the control unit of the fountain fittings connected to the control input shutoff valve, an automated process control system for fishing facilities, the first output of which is connected to the input of the control unit of the fountain arm atura, as well as a block of well parameters, characterized in that it includes a unit for calculating the average and reduced pressure of the formation mixture at the wellhead, a unit for calculating the average and reduced temperature at the wellhead, a unit for calculating the supercompressibility factor, a first unit for calculating the flow rate of the formation mixture, and a unit for calculating the hydraulic resistance, unit for calculating the production rate of separation gas, unit for calculating the average production rate of separation gas, unit for calculating the production rate of formation water, unit for calculating the average production rate of formation water, unit for calculating the production rate of unstable condensate,
Description
Полезная модель относится к вычислительной, информационно-измерительной технике и может быть использована в газодобывающей, нефтедобывающей и других областях промышленности для автоматизированного комплексного газодинамического исследования скважин с целью повышения точности определения технологических режимов эксплуатации скважин и рациональной разработки газоконденсатного месторождения.The utility model relates to computing, information-measuring equipment and can be used in gas production, oil production and other industries for automated integrated gas-dynamic study of wells in order to improve the accuracy of determining technological modes of operation of wells and the rational development of a gas condensate field.
Известна информационно-аналитическая система мониторинга объектов промысла (полезная модель №62720), содержащая датчики промысловых объектов, главную ЭВМ промысла, штатные инженерные станции, сервер базы данных, а также автоматизированное рабочее место оператора. Недостатком этой системы является отсутствие возможности управления промысловыми объектами в автоматическом режиме с целью комплексного газодинамического исследования скважин.A well-known information-analytical system for monitoring fishing facilities (utility model No. 62720) containing sensors of fishing facilities, the main computer of the field, full-time engineering stations, a database server, as well as an automated workstation of the operator. The disadvantage of this system is the lack of the ability to control production facilities in automatic mode with the aim of integrated gas-dynamic study of wells.
Наиболее близкой к заявляемой полезной модели по совокупности существенных признаков и достигаемому положительному результату является установка исследования скважин (полезная модель №47966), принятая авторами за прототип, включающая линию приема газоконденсатной смеси, оборудованную клапаном-отсекателем, подогревателем, датчиками давления и температуры, а также трехфазным сепаратором, соединенным с линиями отвода конденсата, газа и воды, снабженными измерителями расхода, а также система управления.The closest to the claimed utility model in terms of the set of essential features and the achieved positive result is a well survey installation (utility model No. 47966), adopted by the authors as a prototype, including a gas condensate mixture receiving line equipped with a shut-off valve, heater, pressure and temperature sensors, and a three-phase separator connected to condensate, gas and water discharge lines equipped with flow meters, as well as a control system.
Установка исследования скважин по прототипу не позволяет автоматизировать процесс исследования скважин и определять в автоматическом режиме по устьевым параметрам забойное давление, осуществлять контроль параметров скважин и формировать оптимальные технологические режимы эксплуатации скважин в режиме реального времени. Кроме того эта установка обладает низкой производительностью исследований, ей присущи субъективные факторы оператора, приводящие в ряде случаев к потерям результатов исследований и дополнительным затратам на восстановление утраченных результатов.The well research installation based on the prototype does not allow automating the well research process and automatically determining bottomhole pressure from wellhead parameters, monitoring well parameters and generating optimal technological modes of well operation in real time. In addition, this installation has low research productivity, subjective factors of the operator are inherent in it, leading in some cases to the loss of research results and additional costs for restoring lost results.
При исследованиях по прототипу возможны также аварийные ситуации, когда значение давления на скважинах может достигать критического значения, что недопустимо для опасных производственных процессов.When researching the prototype, emergency situations are also possible when the pressure value at the wells can reach a critical value, which is unacceptable for hazardous production processes.
Технический результат, на достижение которого направлена полезная модель, заключается в автоматизации процесса исследования скважин, повышении производительности и точности определения оптимальных технологических режимов эксплуатации скважин, а также сокращении непроизводительных затрат на исследования и осуществлении рациональной разработки газоконденсатного месторождения.The technical result, which the utility model aims to achieve, is to automate the well research process, increase productivity and determine the optimal technological modes of well operation, as well as reduce unproductive research costs and rational development of the gas condensate field.
Для достижения указанного технического результата в автоматизированную систему газодинамических исследований скважин, содержащую, скважины, каждая из которых снабжена линией приема газожидкостной смеси, оборудованной клапаном-отсекателем, датчиком давления на устье и датчиком температуры на устье, подогревателем, датчиком давления на выходе подогревателя и датчиком температуры на выходе подогревателя, расходомером пластовой смеси, а также блоком входных манифольдов, выходы которого подключены соответственно к линии подачи пластовой смеси на переработку и входу трехфазного сепаратора, снабженного датчиком давления на сепараторе, датчиком температуры на сепараторе, а также расходомером газа сепарации, расходомером пластовой воды и расходомером нестабильного конденсата, продуктовые выходы которых объединены и подключены к линии подачи пластовой смеси на переработку, блок управления фонтанной арматурой, соединенный с управляющим входом клапана-отсекателя, автоматизированную систему управления технологическим процессом промысловых объектов, первый выход которой соединен с входом блока управления фонтанной арматурой, а также блок параметров скважин, дополнительно введены, блок расчета среднего и приведенного давления пластовой смеси на устье, блок расчета средней и приведенной температуры на устье, блок расчета фактора сверхсжимаемости, первый блок расчета дебита пластовой смеси, блок расчета гидравлического сопротивления, блок расчета дебита газа сепарации, блок расчета среднего дебита газа сепарации, блок расчета дебита пластовой воды, блок расчета среднего дебита пластовой воды, блок расчета дебита нестабильного конденсата, блок расчета среднего дебита нестабильного конденсата, второй блок расчета дебита пластовой смеси, блок расчета водно-газового фактора, блок расчета комплексного параметра, блок расчета эквивалентного диаметра колонны, блок расчета забойного давления, блок расчета конденсато-газового фактора, блок памяти, блок обработки результатов стационарных исследований, блок обработки результатов не стационарных исследований, блок формирования оптимальных технологических режимов скважин, блок программного управления, а также автоматизированное рабочее место промысловых исследований и автоматизированное рабочее место геолога, при этом выход датчика давления на устье связан с первым входом блока расчета среднего и приведенного давления пластовой смеси на устье и параллельно подключенным к нему первым входом блока расчета забойного давления, второй вход которого связан с первым входом блока расчета комплексного параметра и параллельно подключенным к нему выходом блока расчета фактора сверхсжимаемости, первый вход которого связан с первым выходом блока расчета средней и приведенной температуры на устье, первый вход которого связан с первым выходом блока параметров скважин, второй выход которого связан с вторым входом блока расчета среднего и приведенного давления пластовой смеси на устье, входы первого блока расчета дебита пластовой смеси подключены соответственно к выходу датчика давления на выходе подогревателя, выходу датчика температуры на выходе подогревателя и выходу расходомера пластовой смеси, выход первого блока расчета дебита пластовой смеси связан с третьим входом блока расчета забойного давления и параллельно подключенными к нему первым входом блока обработки результатов нестационарных исследований и входом блока расчета гидравлического сопротивления, выход которого связан с четвертым входом блока расчета забойного давления, пятый вход которого связан с параллельно подключенными вторым входом блока расчета комплексного параметра и вторым выходом блока расчета средней и приведенной температуры на устье, второй вход которого подключен к выходу датчика температуры на устье, второй вход блока расчета фактора сверхсжимаемости связан с первым выходом блока расчета среднего и приведенного давления пластовой смеси на устье, второй выход которого связан с третьим входом блока расчета комплексного параметра, четвертый и пятый входы которого связаны соответственно с третьим и четвертым выходами блока параметров скважин, пятый выход которого связан с входом блока расчета эквивалентного диаметра колонны, выход которого связан с шестым входом блока расчета забойного давления, седьмой вход которого связан с выходом блока расчета комплексного параметра, расходомер газа сепарации последовательно соединен с блоком расчета дебита газа сепарации и блоком расчета среднего дебита газа сепарации, выход которого параллельно подключен к первому входу блока расчета водно-газового фактора, к первому входу блока расчета конденсато-газового фактора и к первому входу второго блока расчета дебита пластовой смеси, выход датчика давления на сепараторе и выход датчика температуры на сепараторе связаны с соответствующими входами блока расчета дебита газа сепарации, расходомер пластовой воды последовательно соединен с блоком расчета дебита пластовой воды и блоком расчета среднего дебита пластовой воды, выход которого параллельно подключен к второму входу второго блока расчета дебита пластовой смеси и к второму входу блока расчета водно-газового фактора, выход которого подключен к шестому входу блока расчета комплексного параметра, расходомер нестабильного конденсата последовательно соединен с блоком расчета дебита нестабильного конденсата и блоком расчета среднего дебита нестабильного конденсата, выход которого параллельно подключен к второму входу блока расчета конденсато-газового фактора и к третьему входу второго блока расчета дебита пластовой смеси, выход которого связан с соответствующим входом блока памяти, выход блока формирования оптимальных технологических режимов скважин, связан с входом автоматизированной системы управления технологическим процессом промысловых объектов, выходы блока памяти связаны соответственно с входом автоматизированного рабочего места геолога, с первым входом автоматизированного рабочего места промысловых исследований, с параллельно соединенными первым входом блока обработки результатов стационарных исследований и вторым входом блока обработки результатов нестационарных исследований, а также с вторым входом блока обработки результатов стационарных исследований, третий вход блока обработки результатов нестационарных исследований связан с шестым выходом блока параметров скважин, входы бока памяти связаны соответственно с выходом блока расчета забойного давления, с первым выходом блока обработки результатов стационарных исследований, параллельно подключенным к первому входу блока формирования оптимальных технологических режимов скважин, а также с выходом блока обработки результатов нестационарных исследований, параллельно подключенным к третьему входу блока обработки результатов стационарных исследований, второй выход автоматизированной системы управления технологическим процессом связан с входом блока программного управления, первый выход которого параллельно подключен к управляющему входу блока расчета дебита газа сепарации, к управляющему входу блока расчета среднего дебита газа сепарации, к управляющему входу блока расчета дебита пластовой воды, к управляющему входу блока расчета среднего дебита пластовой воды, к управляющему входу блока расчета дебита нестабильного конденсата и к управляющему входу блока расчета среднего дебита нестабильного конденсата, второй выход блока программного управления связан с четвертым входом блока обработки результатов нестационарных исследований, выходы автоматизированного рабочего места геолога связаны соответственно с входом блока параметров скважин и с вторым входом блока формирования оптимальных технологических режимов скважин, второй выход блока обработки результатов стационарных исследований связан с пятым входом блока обработки результатов нестационарных исследований, выход блока расчета конденсато-газового фактора связан с вторым входом автоматизированного рабочего места промысловых исследований, первый, второй и третий выходы которого связаны соответственно с четвертым входом блока обработки результатов стационарных исследований, шестым входом блока обработки результатов нестационарных исследований и третьим входом блока формирования оптимальных технологических режимов скважин.To achieve the specified technical result, an automated system for gas-dynamic research of wells, comprising wells, each of which is equipped with a gas-liquid mixture receiving line equipped with a shut-off valve, a pressure sensor at the wellhead and a temperature sensor at the wellhead, a heater, a pressure sensor at the outlet of the heater and a temperature sensor at the outlet of the heater, by the flowmeter of the reservoir mixture, and also by the block of input manifolds, the outputs of which are connected respectively to the supply line of the reservoirs of the mixture for processing and the inlet of the three-phase separator, equipped with a pressure sensor on the separator, a temperature sensor on the separator, as well as a gas meter for separation, a flow meter for reservoir water and a flow meter for unstable condensate, the product outlets of which are combined and connected to the supply line of the reservoir mixture for processing, control unit fountain fittings connected to the control input of the shut-off valve, an automated process control system for fishing facilities, the first output of which the ohm is connected to the input of the control unit of the fountain valve, as well as a block of well parameters, a unit for calculating the average and reduced pressure of the reservoir mixture at the wellhead, a unit for calculating the average and reduced temperature at the wellhead, a unit for calculating the supercompressibility factor, a first unit for calculating the flow rate of the reservoir mixture, unit for calculating hydraulic resistance, unit for calculating the production rate of separation gas, unit for calculating the average production rate of separation gas, unit for calculating the production rate of formation water, unit for calculating the average production rate of formation water, unit for calculating coupled flow rate of unstable condensate, unit for calculating the average flow rate of unstable condensate, the second unit for calculating the flow rate of the reservoir mixture, the unit for calculating the water-gas factor, the unit for calculating the complex parameter, the unit for calculating the equivalent diameter of the column, the unit for calculating the bottomhole pressure, the unit for calculating the gas-condensate factor, unit memory, processing unit for stationary research results, processing unit for non-stationary research results, unit for generating optimal technological regimes of wells, programming unit control, as well as an automated workplace for field research and an automated workplace for a geologist, while the output of the pressure sensor at the mouth is connected to the first input of the unit for calculating the average and reduced pressure of the reservoir mixture at the mouth and is connected to it by the first input of the unit for calculating bottomhole pressure, the second input which is connected to the first input of the complex parameter calculation unit and the output of the supercompressibility factor calculation unit connected to it in parallel, the first input of which is connected to the output of the unit for calculating the average and reduced temperature at the wellhead, the first input of which is connected to the first output of the unit of well parameters, the second output of which is connected to the second input of the unit for calculating the average and reduced pressure of the reservoir mixture at the mouth, the inputs of the first unit for calculating the flow rate of the formation mixture are connected respectively to the output of the pressure sensor at the outlet of the heater, the output of the temperature sensor at the outlet of the heater and the output of the flowmeter of the reservoir mixture, the output of the first block for calculating the flow rate of the reservoir mixture is connected to the input of the bottomhole pressure calculation unit and the first input of the non-stationary research processing unit parallel to it and the input of the hydraulic resistance calculation unit, the output of which is connected to the fourth input of the bottomhole pressure calculation unit, the fifth input of which is connected to the second input of the complex parameter calculation unit in parallel and the second output of the unit for calculating the average and reduced temperature at the mouth, the second input of which is connected to the output of the temperature sensor at the mouth, the second the input of the unit for calculating the supercompressibility factor is connected with the first output of the unit for calculating the average and reduced pressure of the reservoir mixture at the wellhead, the second output of which is connected with the third input of the unit for calculating the complex parameter, the fourth and fifth inputs of which are associated with the third and fourth outputs of the unit of well parameters, the fifth output which is connected to the input of the unit for calculating the equivalent diameter of the column, the output of which is connected to the sixth input of the unit for calculating the bottomhole pressure, the seventh input of which is connected to the output of the unit for calculating the complex parameter, the gas meter for separating gas is connected in series with the block for calculating the flow rate of the gas of separation and the block for calculating the average flow rate of the gas of separation, the output of which is connected in parallel to the first input of the block for calculating the water-gas factor, to the first input of the block for calculating the gas-condensate factor and to the first input the second unit for calculating the flow rate of the reservoir mixture, the output of the pressure sensor on the separator and the output of the temperature sensor on the separator are connected to the corresponding inputs of the unit for calculating the flow rate of separation gas, the formation water flow meter is connected in series with the unit for calculating the rate of formation water and the unit for calculating the average rate of formation water, the output of which is connected in parallel to the second input of the second unit for calculating the rate of formation mixture and the second input of the unit for calculating the water-gas factor, the output of which is connected to the sixth input of the unit of calculating the complex parameter, the flowmeter of unstable condensate is connected in series with the flow rate calculation unit of the unstable condensate and the calculation unit of the average flow rate of the unstable condensate a, the output of which is connected in parallel to the second input of the condensate-gas factor calculation unit and to the third input of the second formation mixture production calculation unit, the output of which is connected to the corresponding input of the memory unit, the output of the formation of the optimal technological modes of the wells, is connected to the input of the automated technological control system the process of fishing facilities, the outputs of the memory unit are associated respectively with the input of the geologist's workstation, with the first input of the automated work about the field research site, with the first input of the stationary research results processing unit and the second input of the non-stationary research results processing unit parallelly connected, as well as the second input of the stationary research results processing unit, the third input of the non-stationary research results processing unit is connected to the sixth output of the well parameters block, the inputs of the memory side are connected respectively with the output of the block for calculating the bottomhole pressure, with the first output of the processing unit on-line research, parallel connected to the first input of the unit for generating optimal technological regimes of wells, as well as with the output of the processing unit for non-stationary research results, parallel to the third input of the processing unit for stationary research results, the second output of the automated process control system is connected to the input of the program control unit, the first output of which is connected in parallel to the control input of the unit for calculating the flow rate of separation gas, to the control to the input of the unit for calculating the average flow rate of the separation gas, to the control input of the unit for calculating the rate of formation water, to the control input of the unit for calculating the average rate of formation water, to the control input of the unit for calculating the production rate of unstable condensate, the second output of the unit program control is connected with the fourth input of the processing unit of the results of non-stationary studies, the outputs of the geologist's workstation are associated with inputs the house of the block of well parameters and with the second input of the unit for generating optimal technological regimes of wells, the second output of the processing unit for stationary research results is connected to the fifth input of the processing unit for non-stationary research results, the output of the condensate-gas factor calculation unit is connected to the second input of the workstation of field research, the first , the second and third outputs of which are connected respectively with the fourth input of the processing unit of stationary research results, the sixth stroke evaluation unit transient studies and the third input unit of the optimal technology wells modes.
Кроме того, в частном случае реализации полезной модели, автоматизированная система газодинамических исследований скважин характеризуется также тем, что блок обработки результатов стационарных исследований содержит блок аппроксимации квадратичной функцией, блок аппроксимации степенной функцией, блок оценки погрешности аппроксимации квадратичной функцией, блок оценки погрешности аппроксимации степенной функцией, а также блок сравнения погрешностей аппроксимации и выбора аппроксимирующей функции, при этом первый вход блока аппроксимации квадратичной функцией, первый вход блока аппроксимации степенной функцией, первый вход блока оценки погрешности аппроксимации квадратичной функцией и первый вход блока оценки погрешности аппроксимации степенной функцией соединены параллельно и подключены к первому входу блока обработки результатов стационарных исследований, второй вход блока аппроксимации квадратичной функцией и второй вход блока аппроксимации степенной функцией соединены параллельно и подключены к второму входу блока обработки результатов стационарных исследований, третий вход которого связан с третьим входом блока аппроксимации степенной функцией, первый выход блока аппроксимации квадратичной функцией связан с вторым входом блока оценки погрешности аппроксимации квадратичной функцией, выход которого связан с первым входом блока сравнения погрешностей аппроксимации и выбора аппроксимирующей функции, первый выход блока аппроксимации степенной функцией соединен с вторым входом блока оценки погрешности аппроксимации степенной функцией, выход которого связан с вторым входом блока сравнения погрешностей аппроксимации и выбора аппроксимирующей функции, выход которого подключен к первому выходу блока обработки результатов стационарных исследований, третий и четвертый входы блока сравнения погрешностей аппроксимации и выбора аппроксимирующей функции, соединены соответственно с вторым выходом блока аппроксимации квадратичной функцией и с вторым выходом блока аппроксимации степенной функцией, третий выход блока аппроксимации квадратичной функцией связан с вторым выходом блока обработки результатов стационарных исследований, а третий вход блока сравнения погрешностей аппроксимации и выбора аппроксимирующей функции связан с четвертым входом блока обработки результатов стационарных исследований.In addition, in the particular case of the implementation of the utility model, the automated system for gas-dynamic research of wells is also characterized by the fact that the processing unit for stationary research results contains an approximation unit with a quadratic function, an approximation unit with a power function, a unit for estimating the approximation error with a quadratic function, a unit for estimating the approximation error with a power function, as well as a block for comparing approximation errors and choosing an approximating function, while the first input of the approximation block simulations by a quadratic function, the first input of the approximation error unit by a quadratic function, the first input of the approximation error estimation block by a quadratic function and the first input of the approximation error estimation block by a power function are connected in parallel and connected to the first input of the stationary research results processing unit, the second input of the quadratic function approximation block and the second input the approximation block by a power function are connected in parallel and connected to the second input of the stationary result processing block studies, the third input of which is connected to the third input of the approximation unit by a power function, the first output of the approximation unit by a quadratic function is connected to the second input of the approximation error estimation unit by a quadratic function, the output of which is connected to the first input of the approximation error comparison unit and the choice of the approximating function, the first output of the approximation unit a power function is connected to the second input of the approximation error estimation unit by a power function whose output is connected to the second input of the block comparing the approximation errors and choosing an approximating function, the output of which is connected to the first output of the stationary research results processing unit, the third and fourth inputs of the approximating error comparing unit and choosing the approximating function are connected respectively to the second output of the approximating unit by a quadratic function and to the second output of the approximating unit by a power function , the third output of the quadratic function approximation block is connected with the second output of the stationary result processing block s studies, and the third input of the comparator approximation errors and selection of the approximating function block is connected with fourth input of stationary studies processing unit.
На фиг.1 приведена структурная схема автоматизированной системы газодинамических исследований скважин.Figure 1 shows the structural diagram of an automated system for gas-dynamic research of wells.
На фиг.2 приведена структурная схема блока обработки результатов стационарных исследований автоматизированной системы газодинамических исследований скважин.Figure 2 shows the structural diagram of a processing unit for stationary research results of an automated system for gas-dynamic research of wells.
1. Автоматизированная система газодинамических исследований скважин, содержащая, скважины, каждая из которых снабжена линией приема газожидкостной смеси 1, оборудованной клапаном-отсекателем 2, датчиком давления на устье 3 и датчиком температуры на устье 4, подогревателем 5, датчиком давления на выходе подогревателя 6 и датчиком температуры на выходе подогревателя 7, расходомером пластовой смеси 8, а также блоком входных манифольдов 9, выходы которого подключены соответственно к линии подачи пластовой смеси на переработку 10 и входу трехфазного сепаратора 11, снабженного датчиком давления на сепараторе 12, датчиком температуры на сепараторе 13, а также расходомером газа сепарации 14, расходомером пластовой воды 15 и расходомером нестабильного конденсата 16, продуктовые выходы которых объединены и подключены к линии подачи пластовой смеси на переработку 10, блок управления фонтанной арматурой 17, соединенный с управляющим входом клапана-отсекателя 2, автоматизированную систему управления технологическим процессом промысловых объектов 18, первый выход которой соединен с входом блока управления фонтанной арматурой 17, а также блок параметров скважин 19, отличающаяся тем, что в нее введены, блок расчета среднего и приведенного давления пластовой смеси на устье 20, блок расчета средней и приведенной температуры на устье 21, блок расчета фактора сверхсжимаемости 22, первый блок расчета дебита пластовой смеси 23, блок расчета гидравлического сопротивления 24, блок расчета дебита газа сепарации 25, блок расчета среднего дебита газа сепарации 26, блок расчета дебита пластовой воды 27, блок расчета среднего дебита пластовой воды 28, блок расчета дебита нестабильного конденсата 29, блок расчета среднего дебита нестабильного конденсата 30, второй блок расчета дебита пластовой смеси 31, блок расчета водно-газового фактора 32, блок расчета комплексного параметра 33, блок расчета эквивалентного диаметра колонны 34, блок расчета забойного давления 35, блок расчета конденсато-газового фактора 36, блок памяти 37, блок обработки результатов стационарных исследований 38, блок обработки результатов нестационарных исследований 39, блок формирования оптимальных технологических режимов скважин 40, блок программного управления 41, а также автоматизированное рабочее место промысловых исследований 42 и автоматизированное рабочее место геолога 43, при этом выход датчика давления на устье 3 связан с первым входом блока расчета среднего и приведенного давления пластовой смеси на устье 20 и параллельно подключенным к нему первым входом блока расчета забойного давления 35, второй вход которого связан с первым входом блока расчета комплексного параметра 33 и параллельно подключенным к нему выходом блока расчета фактора сверхсжимаемости 22, первый вход которого связан с первым выходом блока расчета средней и приведенной температуры на устье 21, первый вход которого связан с первым выходом блока параметров скважин 19, второй выход которого связан с вторым входом блока расчета среднего и приведенного давления пластовой смеси на устье 20, входы первого блока расчета дебита пластовой смеси 23 подключены соответственно к выходу датчика давления на выходе подогревателя 6, выходу датчика температуры на выходе подогревателя 7 и выходу расходомера пластовой смеси 8, выход первого блока расчета дебита пластовой смеси 23 связан с третьим входом блока расчета забойного давления 35 и параллельно подключенными к нему первым входом блока обработки результатов нестационарных исследований 38 и входом блока расчета гидравлического сопротивления 24, выход которого связан с четвертым входом блока расчета забойного давления 35, пятый вход которого связан с параллельно подключенными вторым входом блока расчета комплексного параметра 33 и вторым выходом блока расчета средней и приведенной температуры на устье 21, второй вход которого подключен к выходу датчика температуры на устье 4, второй вход блока расчета фактора сверхсжимаемости 22 связан с первым выходом блока расчета среднего и приведенного давления пластовой смеси на устье 20, второй выход которого связан с третьим входом блока расчета комплексного параметра 33, четвертый и пятый входы которого связаны соответственно с третьим и четвертым входами блока параметров скважин 19, пятый выход которого связан с входом блока расчета эквивалентного диаметра колонны 34, выход которого связан с шестым входом блока расчета забойного давления 35, седьмой вход которого связан с выходом блока расчета комплексного параметра 33, расходомер газа сепарации 14 последовательно соединен с блоком расчета дебита газа сепарации 25 и блоком расчета среднего дебита газа сепарации 26, выход которого параллельно подключен к первому входу блока расчета водно-газового фактора 32, к первому входу блока расчета конденсато-газового фактора 36 и к первому входу второго блока расчета дебита пластовой смеси 31, выход датчика давления на сепараторе 12 и выход датчика температуры на сепараторе 13 связаны с соответствующими входами блока расчета дебита газа сепарации 25, расходомер пластовой воды 15 последовательно соединен с блоком расчета дебита пластовой воды 27 и блоком расчета среднего дебита пластовой воды 28, выход которого параллельно подключен к второму входу второго блока расчета дебита пластовой смеси 31 и к второму входу блока расчета водно-газового фактора 32, выход которого подключен к шестому входу блока расчета комплексного параметра 33, расходомер нестабильного конденсата 16 последовательно соединен с блоком расчета дебита нестабильного конденсата 29 и блоком расчета среднего дебита нестабильного конденсата 30, выход которого параллельно подключен к второму входу блока расчета конденсато-газового фактора 36 и к третьему входу второго блока расчета дебита пластовой смеси 31, выход которого связан с соответствующим входом блока памяти 37, выход блока формирования оптимальных технологических режимов скважин 40, связан с входом автоматизированной системы управления технологическим процессом промысловых объектов 18, выходы блока памяти 37 связаны соответственно с входом автоматизированного рабочего места геолога 43, с первым входом автоматизированного рабочего места промысловых исследований 42, с параллельно соединенными первым входом блока обработки результатов стационарных исследований 38 и вторым входом блока обработки результатов нестационарных исследований 39, а также с вторым входом блока обработки результатов стационарных исследований 38, третий вход блока обработки результатов нестационарных исследований 39 связан с шестым выходом блока параметров скважин 19, входы бока памяти 37 связаны соответственно с выходом блока расчета забойного давления 35, с первым выходом блока обработки результатов стационарных исследований 38, параллельно подключенным к первому входу блока формирования оптимальных технологических режимов скважин 40, а также с выходом блока обработки результатов нестационарных исследований 39, параллельно подключенным к третьему входу блока обработки результатов стационарных исследований 38, второй выход автоматизированной системы управления технологическим процессом 18 связан с входом блока программного управления 41, первый выход которого параллельно подключен к управляющему входу блока расчета дебита газа сепарации 25, к управляющему входу блока расчета среднего дебита газа сепарации 26, к управляющему входу блока расчета дебита пластовой воды 27, к управляющему входу блока расчета среднего дебита пластовой воды 28, к управляющему входу блока расчета дебита нестабильного конденсата 29 и к управляющему входу блока расчета среднего дебита нестабильного конденсата 30, второй выход блока программного управления 41 связан с четвертым входом блока обработки результатов нестационарных исследований 39, выходы автоматизированного рабочего места геолога 43 связаны соответственно с входом блока параметров скважин 19 и с вторым входом блока формирования оптимальных технологических режимов скважин 40, второй выход блока обработки результатов стационарных исследований 38 связан с пятым входом блока обработки результатов нестационарных исследований 39, выход блока расчета конденсато-газового фактора 36 связан с вторым входом автоматизированного рабочего места промысловых исследований 42, первый, второй и третий выходы которого связаны соответственно с четвертым входом блока обработки результатов стационарных исследований 38, шестым входом блока обработки результатов нестационарных исследований 39 и третьим входом блока формирования оптимальных технологических режимов скважин 40.1. An automated system for gas-dynamic research of wells, comprising wells, each of which is equipped with a line for receiving a gas-liquid mixture 1, equipped with a shutoff valve 2, a pressure sensor at the wellhead 3 and a temperature sensor at the wellhead 4, heater 5, a pressure sensor at the outlet of heater 6 and a temperature sensor at the outlet of the heater 7, a flowmeter of the formation mixture 8, and also a block of input manifolds 9, the outputs of which are connected respectively to the supply line of the formation mixture for processing 10 and the input of three-phase the second separator 11, equipped with a pressure sensor on the separator 12, a temperature sensor on the separator 13, as well as a separation gas flow meter 14, formation water flow meter 15 and unstable condensate flow meter 16, the product outputs of which are combined and connected to the formation mixture supply line for processing 10, block control fountain valves 17 connected to the control input of the valve-cutter 2, an automated process control system for fishing facilities 18, the first output of which is connected to the inlet of the unit and control of the fountain valve 17, as well as a block of well parameters 19, characterized in that it is introduced into it, a block for calculating the average and reduced pressure of the formation mixture at the wellhead 20, a unit for calculating the average and reduced temperature at the wellhead 21, a unit for calculating the compressibility factor 22, the first unit for calculating the rate of formation mixture 23, unit for calculating the hydraulic resistance 24, unit for calculating the rate of gas of separation 25, block for calculating the average rate of gas of separation 26, block for calculating the rate of formation water 27, block for calculating the average rate of formation water 28, bl ok calculation of the flow rate of unstable condensate 29, the unit for calculating the average flow rate of unstable condensate 30, the second unit for calculating the flow rate of the reservoir mixture 31, the unit for calculating the water-gas factor 32, the unit for calculating the complex parameter 33, the unit for calculating the equivalent diameter of the column 34, the unit for calculating the bottomhole pressure 35, condensate gas factor calculation unit 36, memory unit 37, processing unit for stationary research results 38, processing unit for non-stationary research results 39, unit for generating optimal technological modes of azhin 40, program control unit 41, as well as an automated workstation for field research 42 and an automated workstation for a geologist 43, while the output of the pressure sensor at the mouth 3 is connected to the first input of the unit for calculating the average and reduced pressure of the reservoir mixture at the mouth 20 and is connected in parallel to the first input of the bottomhole pressure calculation block 35, the second input of which is connected to the first input of the complex parameter calculation block 33 and the output of the supercompressibility factor calculation block connected to it and 22, the first input of which is connected to the first output of the average and reduced temperature calculation unit at the wellhead 21, the first input of which is connected to the first output of the well parameters block 19, the second output of which is connected to the second input of the average and reduced mixture pressure calculation unit at the wellhead 20 , the inputs of the first unit for calculating the flow rate of the formation mixture 23 are connected respectively to the output of the pressure sensor at the output of the heater 6, the output of the temperature sensor at the output of the heater 7 and the output of the flowmeter of the formation mixture 8, the output of the first bl ka for calculating the flow rate of the formation mixture 23 is connected with the third input of the unit for calculating the bottomhole pressure 35 and parallelly connected to it by the first input of the unit for processing the results of non-stationary studies 38 and the input of the unit for calculating the hydraulic resistance 24, the output of which is connected to the fourth input of the unit for calculating the bottomhole pressure 35, the fifth input which is connected to the second input of the complex parameter calculation unit 33 and the second output of the average and reduced temperature calculation unit at the mouth 21, the second input of which is connected in parallel connected to the output of the temperature sensor at the mouth 4, the second input of the unit for calculating the supercompressibility factor 22 is connected to the first output of the unit for calculating the average and reduced pressure of the reservoir mixture at the mouth 20, the second output of which is connected to the third input of the unit for calculating complex parameter 33, the fourth and fifth inputs which are connected respectively with the third and fourth inputs of the well parameters block 19, the fifth output of which is connected to the input of the calculation unit of the equivalent diameter of the column 34, the output of which is connected with the sixth input of the calculation block and bottomhole pressure 35, the seventh inlet of which is connected with the output of the complex parameter calculation block 33, the separation gas flow meter 14 is connected in series with the separation gas flow rate calculation unit 25 and the separation gas average flow rate calculation unit 26, the output of which is parallelly connected to the first input of the water-calculation unit of the gas factor 32, to the first input of the condensate-gas factor calculation unit 36 and to the first input of the second production mixture calculation unit 31, the output of the pressure sensor on the separator 12 and the output of the temperature sensor to sep the torus 13 is connected with the corresponding inputs of the unit for calculating the rate of gas separation 25, the flow meter 15 is connected in series with the unit for calculating the rate of formation water 27 and the unit for calculating the average rate of formation water 28, the output of which is connected in parallel to the second input of the second block for calculating the rate of formation mixture 31 and to the second input of the unit for calculating the water-gas factor 32, the output of which is connected to the sixth input of the unit for calculating the complex parameter 33, the flowmeter of unstable condensate 16 is connected in series with the unit the flow rate of unstable condensate 29 and the average flow rate calculation unit of unstable condensate 30, the output of which is connected in parallel to the second input of the condensate-gas factor calculation unit 36 and to the third input of the second formation flow rate calculation unit 31, the output of which is connected to the corresponding input of the memory unit 37, the output of the block for the formation of optimal technological modes of the wells 40 is connected to the input of the automated process control system of the production facilities 18, the outputs of the memory unit 37 are connected respectively Accordingly, with the entrance of the geologist’s workstation 43, with the first entrance of the field research workstation 42, with the first input of the stationary research results processing unit 38 and the second input of the non-stationary research results processing unit 39, as well as with the second input of the stationary research results processing unit 38, the third input of the non-stationary research results processing unit 39 is connected to the sixth output of the well parameters block 19, the memory side inputs and 37 are associated respectively with the output of the bottomhole pressure calculating unit 35, with the first output of the stationary research results processing unit 38 connected in parallel to the first input of the optimal technological regimes formation wells 40, and also with the output of the non-stationary research results processing unit 39, parallel connected to the third the input of the processing unit for stationary research results 38, the second output of the automated process control system 18 is connected to the input of the block frame control 41, the first output of which is connected in parallel to the control input of the unit for calculating the flow rate of separation gas 25, to the control input of the unit for calculating the average flow rate of separation gas 26, to the control input of the unit for calculating the rate of formation water 27, to the control input of the unit for calculating the average rate of production water 28 to the control input of the unit for calculating the flow rate of unstable condensate 29 and to the control input of the unit for calculating the average flow rate of unstable condensate 30, the second output of the program control unit 41 is connected to the fourth the course of the processing unit for the results of non-stationary studies 39, the outputs of the automated workplace of the geologist 43 are connected respectively to the input of the block of parameters of the wells 19 and to the second input of the unit for generating optimal technological modes of the wells 40, the second output of the block for processing the results of stationary studies 38 is connected to the fifth input of the block for processing the results of non-stationary studies 39, the output of the condensate-gas factor calculation unit 36 is connected to the second input of the field workstation 42, the first, second and third outputs of which are connected respectively with the fourth input of the stationary research results processing unit 38, the sixth input of the non-stationary research results processing unit 39 and the third input of the formation of optimal technological modes of wells 40.
2. Автоматизированная система газодинамических исследований скважин по п.1, отличающаяся тем, что блок обработки результатов стационарных исследований 38 содержит блок аппроксимации квадратичной функцией 44, блок аппроксимации степенной функцией 45, блок оценки погрешности аппроксимации квадратичной функцией 46, блок оценки погрешности аппроксимации степенной функцией 47, а также блок сравнения погрешностей аппроксимации и выбора аппроксимирующей функции 48, при этом первый вход блока аппроксимации квадратичной функцией 44, первый вход блока аппроксимации степенной функцией 45, первый вход блока оценки погрешности аппроксимации квадратичной функцией 46 и первый вход блока оценки погрешности аппроксимации степенной функцией 47 соединены параллельно и подключены к первому входу 49 блока обработки результатов стационарных исследований 38, второй вход блока аппроксимации квадратичной функцией 44 и второй вход блока аппроксимации степенной функцией 45 соединены параллельно и подключены к второму входу 50 блока обработки результатов стационарных исследований 38, третий вход 51 которого связан с третьим входом блока аппроксимации степенной функцией 45, первый выход блока аппроксимации квадратичной функцией 44 связан с вторым входом блока оценки погрешности аппроксимации квадратичной функцией 46, выход которого связан с первым входом блока сравнения погрешностей аппроксимации и выбора аппроксимирующей функции 48, первый выход блока аппроксимации степенной функцией 45 соединен с вторым входом блока оценки погрешности аппроксимации степенной функцией 47, выход которого связан с вторым входом блока сравнения погрешностей аппроксимации и выбора аппроксимирующей функции 48, выход которого подключен к первому выходу 52 блока обработки результатов стационарных исследований 38, третий и четвертый входы блока сравнения погрешностей аппроксимации и выбора аппроксимирующей функции 48, соединены соответственно с вторым выходом блока аппроксимации квадратичной функцией 44 и с вторым выходом блока аппроксимации степенной функцией 45, третий выход блока аппроксимации квадратичной функцией 44 связан с вторым выходом 53 блока обработки результатов стационарных исследований 38, а третий вход блока сравнения погрешностей аппроксимации и выбора аппроксимирующей функции 48 связан с четвертым входом 54 блока обработки результатов стационарных исследований 38.2. The automated system for gas-dynamic research of wells according to claim 1, characterized in that the stationary research results processing unit 38 comprises an approximation unit by a quadratic function 44, an approximation unit by a power function 45, an approximation error estimation unit by a quadratic function 46, and an approximation error estimation unit by a power function 47 , as well as a unit for comparing approximation errors and choosing an approximating function 48, while the first input of the approximation unit is a quadratic function 44, the first input is approximation by a power function 45, the first input of the approximation error estimation unit by a quadratic function 46 and the first input of the approximation error estimation unit by a power function 47 are connected in parallel and connected to the first input 49 of the stationary research results processing unit 38, the second input of the approximation unit by a quadratic function 44 and the second input of the approximation block by a power function 45 are connected in parallel and connected to the second input 50 of the stationary research results processing unit 38, the third input is 51 cat It is connected to the third input of the approximation unit by a power function 45, the first output of the approximation unit by a quadratic function 44 is connected to the second input of the approximation error estimation unit by a quadratic function 46, the output of which is connected to the first input of the approximation error comparison unit and the choice of the approximating function 48, the first output of the approximation unit a power function 45 is connected to the second input of the approximation error estimation unit by a power function 47, the output of which is associated with the second input of the error comparison unit The approximation function and selection of the approximating function 48, the output of which is connected to the first output 52 of the stationary research results processing unit 38, the third and fourth inputs of the approximation error comparison unit and the approximating function selection 48, are connected respectively to the second output of the approximation unit by the quadratic function 44 and with the second output of the approximation block by a power function 45, the third output of the approximation block by the quadratic function 44 is connected to the second output 53 of the stationary results processing unit 38, and the third input of the unit for comparing the errors of approximation and the choice of the approximating function 48 is connected with the fourth input 54 of the processing unit for stationary research results 38.
Устройство работает следующим образом.The device operates as follows.
Автоматизированная система позволяет производить газодинамические исследования скважин, как при стационарных, так и при нестационарных режимах фильтрации.The automated system allows gas-dynamic studies of wells, both in stationary and non-stationary filtration modes.
Пластовая смесь от каждой скважины, снабженной линией приема газожидкостной смеси 1, оборудованной клапаном-отсекателем 2, через последовательно соединенные подогреватель 5 пластовой смеси и расходомер пластовой смеси 8 поступает на вход блока входных манифольдов 9, с помощью которого пластовую смесь от исследуемой скважины подают на вход трехфазного сепаратора 11, а от остальных скважин, минуя сепаратор 11, подают в линию подачи пластовой смеси на переработку 10. Линия приема газожидкостной смеси 1 оборудована датчиком давления на устье 3 и датчиком температуры на устье 4, а также датчиком давления на выходе подогревателя 6 и датчиком температуры на выходе подогревателя 7.The reservoir mixture from each well equipped with a gas-liquid mixture intake line 1, equipped with a shutoff valve 2, through a series-connected heater mixture heater 5 and a reservoir mixture flow meter 8 is fed to the input of the manifold input manifolds 9, with which the reservoir mixture is fed from the studied well to the input three-phase separator 11, and from the remaining wells, bypassing the separator 11, is fed to the line for supplying the formation mixture for processing 10. The line for receiving the gas-liquid mixture 1 is equipped with a pressure sensor at the wellhead 3 and Occupancy temperature at the mouth 4 and at the output of the pressure sensor heater 6 and temperature sensor 7 at the output of the heater.
Газодинамические исследования скважин начинают с режима эксплуатации скважины при стабильных устьевых параметрах. Не изменяя устьевые параметры исследуемую скважину, с помощью блока входных манифольдов 9, переводят на вход трехфазного сепаратора 11.Gas-dynamic studies of wells begin with a well operating mode with stable wellhead parameters. Without changing the wellhead parameters of the investigated well, using the block input manifolds 9, transfer to the input of a three-phase separator 11.
На каждой исследуемой скважине производят 4-5 режимов измерений устанавливая поочередно с помощью клапана-отсекателя 2, управляемого от блока управления фонтанной арматурой 17, несколько значений дебита - минимальный (максимальное давление на устье), средний (среднее давление) и максимальный дебит (минимальное давление на устье). Синхронизацию работы блока управления фонтанной арматурой 17 осуществляют по сигналам с соответствующего выхода автоматизированной системы управления технологическим процессом 18.At each well under investigation, 4-5 measurement modes are made by setting several flow rates — minimum (maximum pressure at the wellhead), average (average pressure) and maximum flow rate (minimum pressure) using the shutoff valve 2 controlled from the control unit of the fountain valve 17 at the mouth). The synchronization of the control unit of the fountain valve 17 is carried out according to the signals from the corresponding output of the automated process control system 18.
На время стабилизации параметров скважину переводят в линию подачи пластовой смеси на переработку 10, а после стабилизации очередного режима исследований скважину с помощью блока входных манифольдов 9, переводят на вход трехфазного сепаратора 11.At the time of stabilization of the parameters, the well is transferred to the supply line of the formation mixture for processing 10, and after the stabilization of the next mode of research, the well using the block of input manifolds 9 is transferred to the input of a three-phase separator 11.
В трехфазном сепараторе 11 за счет сил гравитации происходит непрерывное разделение газожидкостной смеси на газовую фазу, нестабильный конденсат и пластовую воду и после измерения их расходов соответственно газа сепарации - расходомером 14, пластовой воды - расходомером 15 и нестабильного конденсата - расходомером 16 эти потоки объединяют и подают в линию подачи пластовой смеси на переработку 10.In the three-phase separator 11, due to gravitational forces, the gas-liquid mixture is continuously separated into the gas phase, unstable condensate and produced water, and after measuring their flow rates, respectively, of the separation gas, by flowmeter 14, formation water by flowmeter 15 and unstable condensate by flowmeter 16, these flows are combined and fed in the supply line of the reservoir mixture for processing 10.
Расчет дебита газа сепарации каждой скважины при различных режимах исследований осуществляют в блоке 25 с учетом рабочего давления и рабочей температуры, измеренных с помощью датчика давления на сепараторе 12 и датчика температуры на сепараторе 13.The calculation of the gas flow rate of separation of each well at various research modes is carried out in block 25, taking into account the operating pressure and operating temperature, measured using a pressure sensor on the separator 12 and a temperature sensor on the separator 13.
В блоке 25 также производят вычисление интегральных значений накопленного дебита газа сепарации за время t1 и время t2, величины которых поступают в блок 26. В блоке 26 вычисляют разницу интегральных значений накопленного дебита газа сепарации за время t1 и за время t2 и эту разницу делят на интервал времени Δt=t2-t1, результат которого является средним дебитом газа сепарации.In block 25, the integral values of the cumulative production rate of the separation gas for time t 1 and time t 2 are also calculated, the values of which arrive at block 26. In block 26, the difference between the integral values of the cumulative production rate of separation gas for time t 1 and for time t 2 and this the difference is divided by the time interval Δt = t 2 -t 1 , the result of which is the average flow rate of the separation gas.
В блоке расчета дебита пластовой воды 27 производят вычисление (для каждой исследуемой скважины при различных режимах исследований интегрального значения накопленного дебита пластовой воды за время t1 и время t2, величины которых поступают в блок расчета среднего дебита пластовой воды 28. В блоке 28 вычисляют разницу накопленного значения дебита пластовой воды конденсата за время t1 и за время t2, эти разницы делят на интервал времени Δt=t2-t1, результат которого является средним дебитом пластовой воды.In the unit for calculating the flow rate of produced water 27, a calculation is made (for each well under various modes of research, the integral value of the accumulated flow rate of the produced water over time t 1 and time t 2 , the values of which are supplied to the unit for calculating the average flow rate of produced water 28. In block 28, the difference the accumulated value of the condensate formation water production rate for the time t 1 and for the time t 2 , these differences are divided into the time interval Δt = t 2 -t 1 , the result of which is the average production water production rate.
Аналогично в блоке расчета дебита нестабильного конденсата 29 производят вычисление для каждой исследуемой скважины при различных режимах исследований интегрального значения накопленного дебита нестабильного конденсата за время t1 и время t2, величины которых поступают в блок расчета среднего дебита нестабильного конденсата 30.Similarly, in the unit for calculating the flow rate of unstable condensate 29, a calculation is made for each well under various modes of research of the integral value of the accumulated flow rate of unstable condensate for time t 1 and time t 2 , the values of which enter the block for calculating the average flow rate of unstable condensate 30.
В блоке 30 вычисляют разницу накопленного значения дебита нестабильного конденсата за время t1 и за время t2, эти разницы делят на интервал времени Δt=t2-t1, результат которого является средним дебитом нестабильного конденсата.In block 30, the difference in the accumulated production rate of the unstable condensate is calculated for the time t 1 and for the time t 2 , these differences are divided by the time interval Δt = t 2 -t 1 , the result of which is the average production rate of the unstable condensate.
Управление работой блоков 25, 26, 27, 28, 29 и 30 осуществляют по командам от блока программного управления 41, синхронизацию работы которого осуществляют от автоматизированной системы управления технологическим процессом 18.The operation of the blocks 25, 26, 27, 28, 29 and 30 is controlled by commands from the program control unit 41, the synchronization of which is carried out from an automated process control system 18.
Вычисленные средние значения дебита газа сепарации с выхода блока 26, среднего значения дебита пластовой воды с выхода блока 28 и среднего значения дебита нестабильного конденсата с выхода блока 30 поступают соответственно на первый, второй и третий входы второго блока расчета дебита пластовой смеси 31, в котором средние значения этих дебитов суммируют и в результате на выходе блока 31 получают среднее значение дебита пластовой смеси. Средние значения дебита пластовой смеси каждой исследуемой скважины и по каждому режиму исследований с выхода блока 31 поступают на соответствующий вход блока памяти 37.The calculated average values of the flow rate of separation gas from the output of block 26, the average flow rate of formation water from the output of block 28, and the average flow rate of unstable condensate from the output of block 30 are respectively supplied to the first, second, and third inputs of the second block for calculating the flow rate of the formation mixture 31, in which the values of these flow rates are summarized and as a result, at the output of block 31, the average flow rate of the formation mixture is obtained. The average values of the flow rate of the reservoir mixture of each investigated well and for each research mode from the output of block 31 go to the corresponding input of the memory block 37.
Вычисление среднего значения дебита газа сепарации, среднего значения дебита пластовой воды и среднего значения дебита нестабильного конденсата позволяет существенно снизить случайную составляющую погрешности их измерений, повысить точность расчета дебита пластовой смеси во втором блоке 31 и соответственно повысить точность газодинамических исследований.Calculation of the average value of the rate of separation gas, the average rate of formation water and the average rate of unstable condensate can significantly reduce the random component of the error in their measurements, increase the accuracy of calculation of the rate of formation mixture in the second block 31 and, accordingly, increase the accuracy of gas-dynamic studies.
Одновременно с этим вычисленное значение среднего дебита газа сепарации с выхода блока 26 и среднего дебита пластовой воды с выхода блока 28 поступают соответственно на первый и второй входы блока 32, в котором производят вычисление водно-газового фактора (ВГФ) по формуле:At the same time, the calculated value of the average production rate of separation gas from the output of block 26 and the average production rate of formation water from the output of block 28 are respectively supplied to the first and second inputs of block 32, in which the water-gas factor (VGF) is calculated by the formula:
где: Where:
Qводы - средний дебит пластовой воды;Q water - the average flow rate of produced water;
QГС - средний дебит газа сепарации.Q GS - the average flow rate of gas separation.
Водно-газовый фактор ВГФ является величиной характеризующей влагонасыщенность газа и по существу характеризует опасность обводнения скважины.The water-gas factor of the VGF is a value characterizing the moisture saturation of the gas and essentially characterizes the risk of well flooding.
Вычисленное значение ВГФ с выхода блока 32 поступает на шестой вход блока расчета комплексного параметра 33.The calculated VHF value from the output of block 32 goes to the sixth input of the block for calculating complex parameter 33.
Одновременно с этим вычисленные значения среднего дебита газа сепарации QГС с выхода блока 26 и среднего дебита нестабильного конденсата QНК с выхода блока 30 поступают соответственно на первый и второй входы блока 36, в котором производят вычисление конденсато-газового фактора КГФ.At the same time, the calculated values of the average flow rate of the separation gas Q HS from the output of block 26 and the average flow rate of unstable condensate Q NK from the output of block 30 are supplied to the first and second inputs of block 36, respectively, in which the condensate-gas factor of gas condensate is calculated.
Вычисление конденсато-газового фактора КГФ в блоке 36 осуществляют по формуле:The calculation of the condensate-gas factor KGF in block 36 is carried out according to the formula:
где:Where:
QНК - средний дебит нестабильного конденсата;Q NK - average flow rate of unstable condensate;
QГС - средний дебит газа сепарации.Q GS - the average flow rate of gas separation.
Вычисленное значение коденсато-газового фактора КГФ для каждого режима по каждой исследуемой скважине с выходов блока 36 поступает на второй вход автоматизированного рабочего места промысловых исследований 42, по величине которого оценивается добычная способность скважины.The calculated value of the KGF gas-gas factor for each mode for each well under study from the outputs of block 36 goes to the second input of the automated workstation of field research 42, by the value of which the production ability of the well is estimated.
Расчет дебита пластовой смеси до сепаратора для каждой скважины при различных режимах исследований осуществляют в первом блоке расчета дебита пластовой смеси 23 с учетом рабочего давления и рабочей температуры, измеренных с помощью датчика давления на выходе подогревателя 6 и датчика температуры на выходе подогревателя 7. Вычисленные значения дебита пластовой смеси с выхода первого блока расчета 23 поступает на третий вход блока расчета забойного давления 35, первый вход блока обработки результатов нестационарных исследований 39 и на вход блока расчета гидравлического сопротивления 24.The calculation of the flow rate of the reservoir mixture to the separator for each well under various research modes is carried out in the first block for calculating the flow rate of the reservoir mixture 23 taking into account the operating pressure and operating temperature, measured using a pressure sensor at the outlet of the heater 6 and a temperature sensor at the outlet of the heater 7. Calculated flow rates formation mixture from the output of the first calculation unit 23 enters the third input of the bottomhole pressure calculation unit 35, the first input of the non-stationary research results processing unit 39 and the input unit for calculating the hydraulic resistance 24.
В блоке расчета гидравлического сопротивления 24 осуществляется сравнение поступающего на его вход от блока 23 значения дебита пластовой смеси с опорными значениями дебита и выбор соответствующей формулы вычисления гидравлического сопротивления λ.In the unit for calculating the hydraulic resistance 24, a comparison is made of the flow rate of the formation mixture supplied to its input from the block 23 with the reference flow rates and the selection of the corresponding formula for calculating the hydraulic resistance λ.
В частном случае реализации полезной модели вычисление гидравлического сопротивления λ в блоке 24 при дебите пластовой смеси QПС1≤300 осуществляют по формуле:In the particular case of the utility model calculation of the flow resistor 24 in the λ block at production rate Q mixture formation MS1 ≤300 carried by the formula:
λ=0,10002896458*ехр(-0,0048989199*QПС1),λ = 0.10002896458 * exp (-0.0048989199 * Q PS1 ),
а при дебите пластовой смеси QПС1≤1360 вычисления гидравлического сопротивления λ в блоке 24 производят по формуле:and when formation fluid production rate Q MS1 ≤1360 λ calculating the hydraulic resistance in the block 24 according to the formula:
λ=0,0263699399*ехр(-0,0007116797*QПС1),λ = 0.0263699399 * exp (-0.0007116797 * Q PS1 ),
где QПС1 - дебит пластовой смеси, вычисленный в первом блоке расчета 23.where Q PS1 is the flow rate of the reservoir mixture calculated in the first block of calculation 23.
Вычисленное в блоке 24 значение гидравлического сопротивления X поступает на четвертый вход блока расчета забойного давления 35.The value of hydraulic resistance X calculated in block 24 is supplied to the fourth input of the bottomhole pressure calculation block 35.
В блоке 21 вычисляют среднюю и приведенную температуру на устье.In block 21 calculate the average and reduced temperature at the mouth.
Вычисление средней температуры Тср на устье осуществляют по формуле:The calculation of the average temperature T cf at the mouth is carried out according to the formula:
а вычисление приведенной температуры Тпр на устье осуществляют по формуле:and the calculation of the reduced temperature T CR at the mouth is carried out according to the formula:
где:Where:
ТЗ и Ткр - соответственно температура на забое и критическая температура, значения которых для каждой скважины, поступают с первого выхода блока параметров скважин 19 на первый вход блока расчета средней и приведенной температуры на устье 21;T H and T cr - respectively the downhole temperature and the critical temperature value which for each well, coming from the first output unit parameters wells 19 to a first input computation block middle and reduced temperature at the mouth 21;
Ткр - критическая (предельная) температура равновесного состояния газожидкостной смеси;T cr - critical (limiting) temperature of the equilibrium state of the gas-liquid mixture;
Туст - температура на устье скважины, значение которой поступает с выхода датчика температуры на устье 4 на второй вход блока расчета средней и приведенной температуры на устье 21.T mouth - the temperature at the wellhead, the value of which comes from the output of the temperature sensor at the wellhead 4 to the second input of the average and reduced temperature calculation unit at the wellhead 21.
Температура на забое ТЗ скважины измеряется глубинным термометром и заносится с автоматизированного рабочего места геолога 43 в блок параметров скважин 19.The temperature at the bottomhole T 3 of the well is measured by a depth thermometer and is entered from the workstation of the geologist 43 into the block of parameters of the wells 19.
Вычисленное значение средней температуры на устье с второго выхода блока 21 поступает на параллельно подключенные пятый вход блока расчета забойного давления 35 и второй вход блока расчета комплексного параметра 33.The calculated value of the average temperature at the mouth from the second output of block 21 is fed to the fifth input of the bottomhole pressure calculation block 35 and the second input of the complex parameter calculation block 33, connected in parallel.
Вычисленное значение приведенной температуры Тпр с первого выхода блока 21 поступает на первый вход блока расчета фактора сверхсжимаемости 22.The calculated value of the reduced temperature T CR from the first output of block 21 goes to the first input of the block for calculating the supercompressibility factor 22.
Значение давления с выхода датчика давления на устье 3 поступает на первый вход блока расчета забойного давления 35 и параллельно подключенный к нему первый вход блока расчета среднего и приведенного давления пластовой смеси на устье 20.The pressure value from the output of the pressure sensor at the mouth 3 is supplied to the first input of the bottomhole pressure calculating unit 35 and the first input of the unit for calculating the average and reduced pressure of the reservoir mixture at the mouth 20 is connected in parallel to it.
В блоке 20 вычисляют значение среднего и приведенного давления пластовой смеси на устье.In block 20, the value of the average and reduced pressure of the reservoir mixture at the mouth is calculated.
Вычисление в блоке 20 среднего значения давления пластовой смеси на устье Рср производят по формуле:The calculation in block 20 of the average value of the pressure of the reservoir mixture at the mouth P cf is performed according to the formula:
а вычисление в блоке 20 приведенного давления Рпр на устье осуществляют по формуле:and the calculation in block 20 of the reduced pressure P CR at the mouth is carried out according to the formula:
где:Where:
Руст - значение давления на устье скважины, поступающее от датчика давления на устье 3 на первый вход блока расчета 20;R mouth - the value of the pressure at the wellhead coming from the pressure sensor at the wellhead 3 to the first input of the calculation unit 20;
Ркр, - критическое (предельное) давление равновесного состояния газожидкостной смеси, на забое;P cr , is the critical (limiting) pressure of the equilibrium state of the gas-liquid mixture at the bottom;
и Ркр - давления, значения которых поступают с второго выхода блока параметров скважин 19 на второй вход блока расчета среднего и приведенного давления пластовой смеси на устье 20. and P cr - pressure, the values of which come from the second output of the well parameters block 19 to the second input of the average and reduced mixture pressure calculation unit at the wellhead 20.
Давление заносится с автоматизированного рабочего места геолога в блок параметров скважин 19 на основе сравнения тенденции изменений архивных значений забойного давления вычисленных в блоке 35, а также периодически измеренных глубинным манометром и хранящихся в блоке памяти 37.Pressure entered from the geologist’s workstation into the well parameters block 19 based on a comparison of the changes in the archival bottomhole pressure values calculated in block 35, as well as periodically measured by a depth gauge and stored in the memory block 37.
В блоке расчета 22 в частном случае реализации полезной модели вычисление фактора сверхсжимаемости Z осуществляется по формуле:In the calculation block 22 in the particular case of the implementation of the utility model, the calculation of the supercompressibility factor Z is carried out according to the formula:
Z=R0+R1*Рпр+R2*exp(R3*Рпр),Z = R0 + R1 * P ol + R2 * exp (R3 * P ol ),
при этом вычисление коэффициентов R0, R1, R2 и R3 производят по формулам:while the calculation of the coefficients R0, R1, R2 and R3 is performed according to the formulas:
R0=-0,72+0,86*Tпр-3,631*10-13*ехр(18,32*Tпр);R0 = -0,72 + 0,86 * T ave -3.631 * 10 -13 * exp (18,32 * T pr);
R1=0,206-0,1*Tпр+4,667*10-18*ехр(24,85*Tпр);R1 = 0,206-0,1 * T ave + 4.667 * 10 -18 * exp (24,85 * T pr);
R2=6,78483*10-6*ехр(-9,733*Tпр);R2 = 6,78483 * 10 -6 * exp (-9,733 * T pr);
R3=4,5*Tпр-7,65,R3 = 4,5 * T ave -7,65,
где Рпр - приведенное значение давления пластовой смеси на устье, вычисленное значение которого с первого выхода блока 20 поступает на второй вход блока расчета фактора сверхсжимаемости 22;where R CR is the reduced value of the pressure of the reservoir mixture at the wellhead, the calculated value of which from the first output of block 20 goes to the second input of the block for calculating the supercompressibility factor 22;
Tпр - приведенная температура на устье, вычисленное значение которой с первого выхода блока 21 поступает на первый вход блока расчета фактора сверхсжимаемости 22.T CR - the reduced temperature at the mouth, the calculated value of which from the first output of block 21 goes to the first input of the block for calculating the supercompressibility factor 22.
Вычисленное значение фактора сверхсжимаемости Z с выхода блока расчета 22 поступает на параллельно подключенные второй вход блока расчета забойного давления 35 и первый вход блока расчета комплексного параметра 33.The calculated value of the supercompressibility factor Z from the output of the calculation unit 22 is supplied to the second input of the downhole pressure calculation unit 35 and the first input of the complex parameter calculation unit 33 connected in parallel.
В блоке расчета 33 в частном случае реализации полезной модели вычисление комплексного параметра S осуществляют по формуле:In the block calculation 33 in the particular case of the implementation of the utility model, the calculation of the complex parameter S is carried out according to the formula:
где:Where:
L - общая длина конструкции, параметр скважины поступающий с третьего выхода блока параметров скважин на четвертый вход блока расчета комплексного параметра 33;L is the total length of the structure, the well parameter coming from the third output of the well parameters block to the fourth input of the complex parameter calculation block 33;
Тср - средняя температура на устье, значение которой поступает на второй вход блока расчета комплексного параметра 33 с второго выхода блока расчета средней и приведенной температуры на устье 21;T cf is the average temperature at the mouth, the value of which is supplied to the second input of the complex parameter calculation block 33 from the second output of the average and reduced temperature calculation block at the mouth 21;
Z - фактор сверхсжимаемости, значение которого с выхода блока 22 поступает на первый вход блока расчета комплексного параметра 33;Z is the factor of supercompressibility, the value of which from the output of block 22 is supplied to the first input of the block for calculating complex parameter 33;
- плотность пластовой смеси, вычисляемая по формуле: - the density of the reservoir mixture, calculated by the formula:
где ,Where ,
ρст - плотность пластовой смеси при стандартных условиях, значение которой поступает с четвертого выхода блока параметров скважин 19 на пятый вход блока расчета комплексного параметра, при этом коэффициенты K1, К2 и К3 вычисляют по формулам:ρ st is the density of the reservoir mixture under standard conditions, the value of which comes from the fourth output of the well parameters block 19 to the fifth input of the complex parameter calculation block, while the coefficients K1, K2 and K3 are calculated by the formulas:
где:Where:
ВГФ - водно-газовый фактор, значение которого поступает на шестой вход блока расчета комплексного параметра 33 с выхода блока расчета водно-газового фактора 32;VGF - water-gas factor, the value of which is supplied to the sixth input of the complex parameter calculation block 33 from the output of the water-gas factor calculation block 32;
Рср - среднее давление пластовой смеси на устье, значение которого с второго выхода блока расчета 20 поступает на третий вход блока расчета комплексного параметра 33.P cf - the average pressure of the reservoir mixture at the mouth, the value of which from the second output of the calculation unit 20 is supplied to the third input of the calculation unit of the complex parameter 33.
При этом значения коэффициентов С1…С7 определяют экспериментально.Moreover, the values of the coefficients C1 ... C7 are determined experimentally.
С выхода блока 33 вычисленное значение комплексного параметра S поступает на седьмой вход блока расчета забойного давления 35, на шестой вход которого поступает с выхода блока 34 значение эквивалентного диаметра колонны DЭKB.From the output of block 33, the calculated value of the complex parameter S is supplied to the seventh input of the bottomhole pressure calculating unit 35, the sixth input of which is supplied from the output of block 34 with the equivalent diameter of the column D EKB .
В блоке расчета 34 в частном случае реализации полезной модели вычисление эквивалентного диаметра колонны DЭKB осуществляют по формуле:In the block calculation 34 in the particular case of the implementation of the utility model, the calculation of the equivalent diameter of the column D EKB is carried out according to the formula:
где Vi - объем i-й секции насосно-компрессорных труб, вычисление которого осуществляют по формуле:where V i is the volume of the i-th section of tubing, the calculation of which is carried out according to the formula:
где i=1, 2, 3, 4 уровни спуска насосно-компрессорных труб (количество секций),where i = 1, 2, 3, 4 levels of descent of tubing (number of sections),
- общая длина конструкции насосно-компрессорных труб. - the total length of the design of the tubing.
Количество секций и длины секций насосно-компрессорных труб являются параметрами скважины и их значения с пятого выхода блока параметров скважин 19 поступают на вход блока расчета эквивалентного диаметра колонны 34.The number of sections and lengths of sections of tubing are well parameters and their values from the fifth output of the well parameters block 19 go to the input of the equivalent column diameter calculation block 34.
В блоке расчета забойного давления 35 в частном случае реализации полезной модели вычисление забойного давления осуществляют по формуле:In the block for calculating the bottomhole pressure 35 in the particular case of the implementation of the utility model, the calculation of the bottomhole pressure is carried out according to the formula:
где:Where:
Руст - давление на устье, значение которого поступает с выхода датчика давления на устье 3 на первый вход блока расчета забойного давления 35;R mouth - pressure at the mouth, the value of which comes from the output of the pressure sensor at the mouth 3 to the first input of the block bottomhole pressure calculation 35;
Z - фактор сверхсжимаемости газа, значение которого поступает с выхода блока 22 на второй вход блока расчета забойного давления;Z is the gas compressibility factor, the value of which comes from the output of block 22 to the second input of the bottomhole pressure calculation block;
QПС - дебит пластовой смеси, значение которого поступает с выхода первого блока расчета дебита пластовой смеси 23 на третий вход блока расчета забойного давления 35;Q PS - the rate of the reservoir mixture, the value of which comes from the output of the first block for calculating the flow rate of the reservoir mixture 23 to the third input of the block for calculating the bottomhole pressure 35;
λ - гидравлическое сопротивление, значение которого поступает с выхода блока 24 на четвертый вход блока расчета забойного давления 35;λ is the hydraulic resistance, the value of which comes from the output of block 24 to the fourth input of the block for calculating bottomhole pressure 35;
Tср - средняя температура на устье, значение которой поступает с выхода блока 21 на пятый вход блока расчета забойного давления 35;T cf - the average temperature at the mouth, the value of which comes from the output of block 21 to the fifth input of the block for calculating bottomhole pressure 35;
DЭKB - эквивалентный диаметр колонны, значение которого поступает с выхода блока 34 на шестой вход блока расчета забойного давления 35;D EKB is the equivalent diameter of the column, the value of which comes from the output of block 34 to the sixth input of the bottomhole pressure calculation block 35;
S - комплексный параметр, значение которого поступает с выхода блока 33 на седьмой вход блока расчета забойного давления 35.S is a complex parameter, the value of which comes from the output of block 33 to the seventh input of the bottomhole pressure calculation block 35.
Вычисленные значения забойного давления с выхода блока 35 и дебита пластовой смеси с выхода второго блока расчета 31 поступают на соответствующие входы блока памяти 37.The calculated bottomhole pressure values from the output of block 35 and the flow rate of the reservoir mixture from the output of the second calculation block 31 go to the corresponding inputs of the memory block 37.
В блоке памяти хранятся результаты исследований очередной скважины, а также результаты предыдущих многолетних газодинамических исследований скважин.The memory block stores the results of studies of the next well, as well as the results of previous long-term gas-dynamic studies of wells.
Значения забойных давлений по каждой исследованной скважине с соответствующего выхода блока памяти 37 поступает на первый вход 49 блока обработки результатов стационарных исследований 38 и на параллельно подключенный к нему второй вход блока обработки результатов нестационарных исследований 39, а соответствующие значения дебитов пластовой смеси с соответствующего выхода блока памяти 37 поступают на второй вход 50 блока обработки результатов стационарных исследований 38. В блоке обработки результатов стационарных исследований 38 для экспериментально полученной для каждой скважины функциональной зависимости дебита пластовой смеси от забойного давления осуществляется выбор аналитического выражения наиболее близко изображающего экспериментально полученную зависимость.The bottomhole pressure values for each well studied from the corresponding output of the memory unit 37 are supplied to the first input 49 of the stationary research results processing unit 38 and to the second input of the non-stationary research results processing unit 39 connected in parallel to it, and the corresponding formation flow rates from the corresponding output of the memory block 37 enter the second input 50 of the stationary research results processing unit 38. In the stationary research results processing unit 38 for the expert imentalno functional dependence of flow rate of formation fluid downhole pressure obtained for each well is used to select an analytical expression most closely depicting the experimentally obtained relationship.
В частном случае реализации полезной модели в блоке обработки результатов стационарных исследований выбор аналитического выражения осуществляют из числа квадратичной функции в блоке аппроксимации квадратичной функцией 44 и степенной функций в блоке аппроксимации степенной функцией 45.In the particular case of implementing the utility model in the stationary research results processing unit, the choice of the analytical expression is carried out from among the quadratic functions in the approximation unit by the quadratic function 44 and the power functions in the approximation block by the power function 45.
Аппроксимирующая квадратичная функция в блоке 44 имеет вид:The approximating quadratic function in block 44 has the form:
Решение уравнения кривой сводится к определению коэффициентов k, m и c по известным значениям Qсм и Рзаб.. Строится система алгебраических уравнений, решение матрицы которых (методом Крамера или Гаусса) дает искомые коэффициенты k, m и c, для которых приближение этого уравнения к экспериментально полученной для каждой скважины функциональной зависимости дебита пластовой смеси от забойного давления является наилучшим, а экспериментально полученные значения забойных давлений располагаются симметрично относительно аппроксимирующей функции.The solution of the equation of the curve reduces to determining the coefficients k, m and c from the known values of Q cm and P zab . A system of algebraic equations is constructed whose solution to the matrix (using the Cramer or Gauss method) gives the desired coefficients k, m and c for which the approximation of this equation the functional dependence of the production rate of the mixture on the bottomhole pressure experimentally obtained for each well is the best, and the experimentally obtained bottomhole pressure values are located symmetrically with respect to the approximating function and.
В блоке 44 из уравнения (А) находят коэффициент С, который при Qсм=0 равен пластовому динамическому давлению Рпл.дин. In block 44 from equation (A), a coefficient C is found, which at Q cm = 0 is equal to the reservoir dynamic pressure P pl.
После определения пластового динамического давления Рпл.дин. в блоке 44 осуществляют решение следующего квадратичного уравнению притокаAfter determining the reservoir dynamic pressure R pl.din. in block 44, the following quadratic flow equation is solved
где a и b - коэффициенты фильтрационного сопротивления, зависящие от параметров призабойной зоны пласта и конструкции забоя скважины;where a and b are the filtration resistance coefficients, depending on the parameters of the bottom-hole zone of the formation and the design of the bottom of the well;
Pпл.дин., Pзаб. - соответственно пластовое динамическое и забойное давление.P pl. , P zab. - respectively, reservoir dynamic and bottomhole pressure.
Qсм - дебит смеси.Q cm is the flow rate of the mixture.
Из уравнения (В) вычисляют коэффициент фильтрационного сопротивления b по формуле:From equation (B), the filtration resistance coefficient b is calculated by the formula:
Коэффициент a определяются по уравнению:The coefficient a is determined by the equation:
где:Where:
N - число режимов исследований скважины;N is the number of well exploration modes;
Вычисленное значение коэффициента b с третьего выхода блока аппроксимации квадратичной функцией 44 поступает на второй выход 53 блока обработки результатов стационарных исследований 38 и далее на пятый вход блока обработки результатов нестационарных исследований 39.The calculated value of the coefficient b from the third output of the approximation block by the quadratic function 44 goes to the second output 53 of the stationary research results processing unit 38 and then to the fifth input of the non-stationary research results processing unit 39.
Вычисленные значения забойного давления с первого выхода блока 44 поступают на второй вход блока оценки погрешности аппроксимации квадратичной функцией 46, на первый вход которого поступает значения этих давлений полученных в результате исследований.The calculated bottom-hole pressure values from the first output of block 44 go to the second input of the block for estimating the approximation error by a quadratic function 46, the first input of which receives the values of these pressures obtained as a result of research.
В блоке 46 вычисляют разницу вычисленных и экспериментально полученных значений забойного давления, величина которой является погрешностью приближения уравнения (А) к экспериментально полученной для каждой скважины функциональной зависимости дебита пластовой смеси от забойного давления. Эта разница поступает на первый вход блока сравнения погрешностей аппроксимации и выбора аппроксимирующей функции 48.In block 46, the difference between the calculated and experimentally obtained values of the bottomhole pressure is calculated, the value of which is the error in approximating equation (A) to the functional dependence of the production rate of the mixture on the bottomhole pressure experimentally obtained for each well. This difference is fed to the first input of the unit for comparing the approximation errors and choosing the approximating function 48.
Аппроксимирующая функция в блоке аппроксимации степенной функцией 45 имеет вид:The approximating function in the approximation block by the power function 45 has the form:
где Рпл - пластовое давление, значение которого поступает с выхода блока обработки результатов нестационарных исследований на третий вход 51 блока обработки результатов стационарных исследований и на параллельно подключенный соответствующий вход блока памяти 37.where R pl is the reservoir pressure, the value of which comes from the output of the non-stationary research results processing unit to the third input 51 of the stationary research results processing unit and the corresponding input of the memory unit 37 in parallel.
Решение уравнения кривой сводится к определению коэффициентов C и n для которых приближение этого уравнения к экспериментально полученной для каждой скважины функциональной зависимости дебита пластовой смеси от забойного давления является наилучшим, а экспериментально полученные значения забойных давлений располагаются симметрично относительно аппроксимирующей функции.The solution of the equation of the curve reduces to determining the coefficients C and n for which the approximation of this equation to the functional dependence of the production rate of the mixture on the bottom hole pressure experimentally obtained for each well is the best, and the experimentally obtained bottomhole pressure values are located symmetrically with respect to the approximating function.
Вычисленные значения забойных давлений из уравнения (В) с первого выхода блока 45 поступает на второй вход блока оценки погрешности аппроксимации степенной функцией 47, на первый вход которого поступает экспериментально полученные значения этих давлений.The calculated bottom-hole pressure values from equation (B) from the first output of block 45 are fed to the second input of the approximation error estimation block by a power function 47, the first input of which receives the experimentally obtained values of these pressures.
В блоке 47 вычисляют разницу вычисленных и экспериментально полученных значений забойного давления, величина которой является погрешностью приближения уравнения (В) к экспериментально полученной функциональной зависимости дебита пластовой смеси от забойного давления. Эта разница поступает на второй вход блока сравнения погрешностей аппроксимации и выбора аппроксимирующей функции 48. Разницы вычисленных и экспериментально полученных значений забойного давления сравниваются в блоке сравнения погрешностей 48 и наименьшее из них значение дает разрешение на выбор соответствующей аппроксимирующей функции поступающей соответственно с второго выхода блока аппроксимации квадратичной функцией 44 и с второго выхода блока аппроксимации степенной функцией 45 соответственно на третий и четвертый входы блока оценки погрешностей и выбора аппроксимирующей функции. Выбранная аппроксимирующая функция, наиболее точно отражающая экспериментально полученную зависимость с первого выхода блока 48 поступает на первый выход 52 блока обработки результатов стационарных исследований 38 и на параллельно подключенные соответствующий вход блока памяти 37 и первый вход блока формирования оптимальных технологических режимов скважин 40.In block 47, the difference between the calculated and experimentally obtained values of the bottomhole pressure is calculated, the value of which is the error in approximating equation (B) to the experimentally obtained functional dependence of the production rate of the reservoir mixture on the bottomhole pressure. This difference goes to the second input of the unit for comparing the approximation errors and choosing the approximating function 48. The differences of the calculated and experimentally obtained values of the bottomhole pressure are compared in the unit for comparing the errors 48 and the smallest of them gives permission to choose the corresponding approximating function from the second output of the quadratic approximation unit function 44 and from the second output of the approximation block by a power function 45, respectively, to the third and fourth inputs of the block o prices of errors and the choice of an approximating function. The selected approximating function that most accurately reflects the experimentally obtained dependence from the first output of block 48 goes to the first output 52 of the processing unit for stationary research results 38 and to the parallel input of the corresponding input of the memory block 37 and the first input of the block for generating optimal technological modes of the wells 40.
Нестационарные исследования скважин производят с целью определения параметров газоносного пласта путем построения во времени кривой восстановления давления после остановки скважины (клапан-отсекатель 2 закрывают), и построения кривой стабилизации давления после пуска скважины (клапан-отсекатель 2 открывают).Unsteady well surveys are carried out in order to determine the parameters of the gas-bearing formation by plotting a pressure recovery curve after stopping the well (shut-off valve 2 close), and constructing a pressure stabilization curve after starting the well (shut-off valve 2 open).
Вид аппроксимирующей функция в блоке обработки результатов нестационарных исследований 39 для условия «бесконечного» пласта зависит от продолжительности работы скважины до ее остановки. В случае, когда время работы скважины Т значительно больше времени восстановления давления t, то аппроксимирующая функция имеет вид:The type of approximating function in the unit for processing the results of non-stationary studies 39 for the condition of the “infinite” formation depends on the duration of the well operation until its shutdown. In the case when the well operating time T is significantly longer than the pressure recovery time t, then the approximating function has the form:
коэффициент α вычисляют по формуле:coefficient α is calculated by the formula:
а коэффициент β вычисляют по формуле:and the coefficient β is calculated by the formula:
При этом пластовое давление определяется путем экстраполяции прямолинейного участка функции до logt=logТ. В этой точке разница между и квадратом текущего забойного давления составляет 0,3β, т.е. для этого случая:In this case, the reservoir pressure is determined by extrapolating the rectilinear portion of the function to logt = logT. At this point, the difference between and the square of the current bottomhole pressure is 0.3β, i.e. ad hoc:
µпл - вязкость пластовой смеси;µ PL - viscosity of the reservoir mixture;
Pзаб.0 - забойное давление перед остановкой скважины при t=0;P zab 0 - bottomhole pressure before stopping the well at t = 0;
Pзаб. - забойное давление в процессе восстановления давление;P zab. - bottomhole pressure during pressure recovery;
Qсм.0 - дебит скважины перед закрытием клапана-отсекателя 2;Q cm 0 - well flow rate before closing the shutoff valve 2;
к - коэффициент пьезопроводимости;k is the piezoelectric conductivity coefficient;
b - коэффициент, значение которого поступает с второго выхода 53 блока обработки результатов стационарных исследований 38 на пятый вход блока обработки результатов нестационарных исследований;b - coefficient, the value of which comes from the second output 53 of the processing unit of the results of stationary studies 38 to the fifth input of the processing unit of the results of non-stationary studies;
Rпр. - приведенный радиус скважины, значение которого поступает с шестого выхода блока параметров скважин 19 на третий вход блока обработки нестационарных исследований 39;R Ave is the reduced radius of the well, the value of which comes from the sixth output of the well parameters block 19 to the third input of the non-stationary research processing unit 39;
t - время стабилизации давления, при котором забойное давление стабилизируется и скорость изменения этого давления равна нулю, при этом с второго выхода блока программного управления 41 тактовая частота поступает на четвертый вход блока 39, в котором производится отсчет времени до наступления стабилизации забойного давления.t is the pressure stabilization time at which the bottomhole pressure is stabilized and the rate of change of this pressure is zero, while from the second output of the program control unit 41, the clock frequency is supplied to the fourth input of the block 39, in which the time until the bottomhole pressure is stabilized is calculated.
Обработка кривой восстановления давления в случае соизмеримости времени работы скважины до остановки Т с временем стабилизации давления t проводится по формуле:Processing the pressure recovery curve in the case of a commensurability of the well operating time before stopping T with the pressure stabilization time t is carried out according to the formula:
В этом случае при экстраполяции прямолинейного участка до выражение для пластового давления имеет вид:In this case, when extrapolating a straight section to the expression for reservoir pressure is:
Когда имеет место влияние условий на границе дренажной области скважин, и применение в этом случаи метода определения Рпл по формулам бесконечного пласта приводит к значительному завышению Рпл, то происходит обработка данных для условия «конечный» пласт. Определение пластового давления в ограниченном пласте проводится в следующем порядке:When there is an influence of the conditions at the boundary of the drainage region of the wells, and the application in this case of the method of determining Ppl by the formulas of the infinite reservoir leads to a significant overestimation of Ppl , then data is processed for the condition of the “final” formation. The definition of reservoir pressure in a limited reservoir is carried out in the following order:
Определяется аппроксимирующая функция в координатах Определяется β и в точке , рассчитывается значение коэффициента U по формуле:The approximating function in the coordinates is determined Β and at the point , the value of the coefficient U is calculated by the formula:
где - последнее измеренное или определенное по кривой восстановления давления значение пластового давления.Where - the last measured or determined from the pressure recovery curve value of reservoir pressure.
По найденному значению коэффициента U пластовое давление вычисляется по формуле:According to the found value of the coefficient U, the reservoir pressure is calculated by the formula:
Вычисленное значение пластового давления Рпл по одному из уравнений (I) или (II) или (III) с выхода блока обработки результатов нестационарных исследований поступает на третий вход 51 блока обработки нестационарных исследований, которое в блоке стационарных исследований учитывает фильтрационные и емкостные свойства пласта исследуемой скважины.The calculated value of reservoir pressure P PL according to one of the equations (I) or (II) or (III) from the output of the processing unit of the results of non-stationary studies is fed to the third input 51 of the processing unit of non-stationary studies, which in the unit of stationary studies takes into account the filtration and reservoir properties of the reservoir under study wells.
В блоке формирования оптимальных технологических режимов 40 на основе полученной аппроксимирующей функции, наиболее точно отражающей экспериментально полученную зависимость, геолог со своего автоматизированного рабочего места на основе анализа архивных тенденций изменений технологических режимов параметров задает в блоке 40 для каждой скважины величину рабочего забойного давления, а также граничные и критические значения давлений, за пределами которых эксплуатация скважин не допустима.In the block for the formation of optimal technological regimes 40 based on the obtained approximating function that most accurately reflects the experimentally obtained dependence, the geologist from his automated workplace, based on the analysis of archive trends in technological regimes of parameters, sets the working bottomhole pressure in block 40 for each well, as well as the boundary and critical pressures beyond which well operation is not acceptable.
Величина конденсато-газового фактора с выхода блока 36 поступает на второй вход автоматизированного рабочего места промысловых исследований и, в частном случае реализации полезной модели если это значение больше 700 или меньше 400, выдает на третий выход блока 42 и далее на второй вход блока 40 сигнал запрета формирования оптимальных технологических режимов и скважина выводится из эксплуатации, и на основе исследования динамики изменения конденсато-газового фактора скважина выводится из эксплуатации или исследования по этой скважине повторяют.The value of the condensate-gas factor from the output of block 36 goes to the second input of the automated workstation of field research and, in the particular case of the implementation of the utility model, if this value is more than 700 or less than 400, it gives a ban signal to the third output of block 42 and then to the second input of block 40 the formation of optimal technological regimes and the well is decommissioned, and based on the study of the dynamics of changes in the condensate-gas factor, the well is decommissioned or the research on this well is repeated yayut.
Пример практического применения автоматизированной системе газодинамических исследований.An example of the practical application of an automated gas-dynamic research system.
Система имеет возможность подключения для газодинамических исследований до 200 скважин и оборудована горизонтальным сепаратором фирмы «Порта-Тест», который представляют собой горизонтальный сосуд из нержавеющей стали с внутренним диаметром 1372 мм. Сепаратор снабжен завихрителем, спиралевидным устройством «Порта-Тест» для обеспечения эффективного разделения газа, конденсата и воды в сосуде контрольного сепаратора. Каждая линия после сепаратора (газовая, конденсатная, водяная) оборудована измерительными приборами и устройствами отбора проб. После сепаратора потоки смешиваются и подаются напереработку. Технические характеристики «Порта-Тест»: объем 8 м3; рабочее давление 130 кгс/см2; рабочая температура 35÷ +80°С; производительность по газу 1200 тыс.м3/сут, по конденсату 1260 м3/сут, по воде 160 м3/сут.The system has the ability to connect up to 200 wells for gasdynamic studies and is equipped with a horizontal Porta Test separator, which is a horizontal stainless steel vessel with an internal diameter of 1372 mm. The separator is equipped with a swirl, Porta-Test spiral device to ensure effective separation of gas, condensate and water in the vessel of the control separator. Each line after the separator (gas, condensate, water) is equipped with measuring instruments and sampling devices. After the separator, the flows are mixed and recycled. Technical characteristics of “Porta-Test”: volume of 8 m 3 ; working pressure 130 kgf / cm 2 ; operating temperature 35 ÷ + 80 ° С; gas productivity 1200 thousand m 3 / day, condensate 1260 m 3 / day, water 160 m 3 / day.
Измерение расхода газа сепарации осуществляют, например, по перепаду давления на стандартном сужающем устройстве, а расхода пластовой воды и нестабильного конденсата с помощью кориолисовых расходомеров. Возможно также применение и других методов измерения этих расходов.The measurement of the gas flow rate of separation is carried out, for example, by the pressure drop on a standard constriction device, and the flow rate of produced water and unstable condensate using Coriolis flowmeters. Other methods for measuring these costs are also possible.
Локальные средства автоматики выполнены на промышленных контроллерах Quantum фирмы Schneider Electric, с резервируемыми процессорами с разветвленной системой ввода/вывода (64000 линий), объем памяти 2 Мбайт, усовершенствованными процессорными устройствами на основе микросхем Intel. Характеристика модулей контроллера: ЦПУ 5×86, тактовая частота 133 МГц, ОЗУ - 4 Мб, ПЗУ (flash) - 1 Мб, время обработки логики (не менее) 0.09 мс/к, поддержка сопроцессора. В контроллерах использованы модули аналогового ввода/вывода со стандартными сигналами 0-10V, ±10V, 0-5V, ±5V, а также модули дискретного ввода/вывода с 32 изолированными входами ~115V и 16 изолированными выходами ~24-48V.Local automation facilities are based on Schneider Electric's Quantum industrial controllers, with redundant processors with an extensive input / output system (64,000 lines), 2 MB memory, and advanced processor devices based on Intel chips. Characteristics of controller modules: CPU 5 × 86, clock frequency 133 MHz, RAM - 4 MB, ROM (flash) - 1 MB, logic processing time (at least) 0.09 ms / k, coprocessor support. The controllers used analog input / output modules with standard signals 0-10V, ± 10V, 0-5V, ± 5V, as well as discrete input / output modules with 32 isolated ~ 115V inputs and 16 isolated ~ 24-48V outputs.
Система функционирует на следующих технических средствах фирмы Sun Microsystems: серверы Sun Fire V240 (количество процессоров - 2; тип процессора - UltraSPARC IIIi; тактовая частота процессора - 1 ГГц; объем оперативной памяти - 1 ГБ RAM; жесткий диск - 80 ГБ; объем кеш-памяти 2-го уровня - 1 МБ; количество PCI слотов - 3; сетевые интерфейсы - 4×10/100/1000 BaseT Ethernet портов и 1×10 BaseT порт сетевого управления; порты ввода/вывода - 1 последовательный порт, 1 порт сетевого управления, 2 порт USB, 1 порт Ultra 160 SCSI; количество жестких дисков 2; удаленное управление - ALOM; количество источников питания - 2; дисковод - DVDLW; графическая карта - XVR100) и рабочие станции Sun Ultra 25 (частота процессора - 1.34 ГГц; тип процессора - UltraSPARC IIIi; объем оперативной памяти - 1 ГБ RAM; жесткий диск - 80 ГБ; сетевые интерфейсы - 2×1000 Ethernet; дисковод - DVDLW; графическая карта - XVR100).The system operates on the following Sun Microsystems hardware: Sun Fire V240 servers (number of processors - 2; processor type - UltraSPARC IIIi; processor clock speed - 1 GHz; RAM capacity - 1 GB RAM; hard drive - 80 GB; cache size - memory of the 2nd level - 1 MB; the number of PCI slots - 3; network interfaces - 4 × 10/100/1000 BaseT Ethernet ports and 1 × 10 BaseT network management port; input / output ports - 1 serial port, 1 network management port , 2 USB port, 1 Ultra 160 SCSI port; number of hard drives 2; remote control - ALOM; number of power sources i - 2; drive - DVDLW; graphics card - XVR100) and Sun Ultra 25 workstations (processor frequency - 1.34 GHz; processor type - UltraSPARC IIIi; RAM - 1 GB RAM; hard drive - 80 GB; network interfaces - 2 × 1000 Ethernet; drive - DVDLW; graphics card - XVR100).
На серверах и рабочих станциях используется операционная система Sun Solaris 10 64-bit. Программная часть системы реализована на языке программирования высокого уровня Java и языке программирования высокого уровня С. Хранение данных системы, конфигурационных параметров скважин и газоконденсатопроводов, ведение и формирование архивов событий реализовано на высокопроизводительном кластере Sybase.Servers and workstations use the Sun Solaris 10 64-bit operating system. The software part of the system is implemented in the high-level programming language Java and the high-level programming language C. Storage of system data, configuration parameters of wells and gas condensate pipelines, maintaining and creating event archives is implemented on the high-performance Sybase cluster.
Информация о событиях и состоянии технологического процесса хранится в течение эксплуатационного периода скважин.Information about events and the state of the technological process is stored during the operational period of the wells.
Для визуализации состояния технологического процесса и выдачи корректирующих коэффициентов и уставок используются АРМ геолога и АРМ промысловых исследований.To visualize the state of the technological process and issue corrective coefficients and settings, the workstation of a geologist and the workstation of a field study are used.
Функционирование системы обеспечивается следующими программами: программный модуль считывания конфигурационных данных и начального запуска системы dbConn.class; программный модуль визуализации для АРМ геолога fieldDataGeo.class; программный модуль визуализации для АРМ промысловых исследований fieldDataIs.class; программный модуль связи с контроллерами и считывания данных readData.class; программный модуль контроля устьевых параметров скважин dataUst.class; программный модуль контроля данных контрольного сепаратора dataCS.class; программный модуль редактирования параметров скважин masterData.class; программный модуль обработки и построения графических функций устьевых параметров скважин dlgChartUst.class; программный модуль обработки и построения графических функций данных с контрольного сепаратора dlgChartUst.class; программный модуль вычисления дебитов accountFlow.class; программный модуль расчета забойного давления clacPzab.class; программный модуль аппроксимаций и экстраполяции вычисляемых функций spline.class; программа вычислений стационарным методом calcStat.class; программа вычислений не стационарным методом calcKVD.class; программный модуль вычисления газовых факторов calcGF.class; программный модуль формирования технологических режимов скважин mainTechMode.class - который позволяет автоматически осуществлять комплексный анализ на основе исторических данных и формирует оптимальный технологический режим скважин.The functioning of the system is ensured by the following programs: software module for reading configuration data and initial startup of the dbConn.class system; visualization software module for the geologist workstation fieldDataGeo.class; visualization software module for field research workstation fieldDataIs.class; software module for communication with controllers and data reading readData.class; wellhead monitoring software module dataUst.class; software module for data control of the control separator dataCS.class; software module for editing well parameters masterData.class; software module for processing and constructing graphic functions of wellhead well parameters dlgChartUst.class; software module for processing and constructing graphical data functions from the control separator dlgChartUst.class; software module for calculating flow rates accountFlow.class; bottomhole pressure calculation software module clacPzab.class; software module for approximation and extrapolation of calculated functions spline.class; stationary calculation program calcStat.class; non-stationary calculation program calcKVD.class; software module for calculating gas factors calcGF.class; mainTechMode.class software module for the formation of technological modes of wells - which allows you to automatically perform a comprehensive analysis based on historical data and generates the optimal technological mode of the wells.
Преимущество автоматизированной системе газодинамических исследований по полезной модели заключается в том, что осуществляется комплексное автоматическое исследование скважин на основе прямых методов измерений устьевых и забойных параметров скважин, а также на основе косвенных методов устанавливающих зависимость этих параметров от свойств пласта - фактора сверхсжимаемости, гидравлического сопротивления, комплексного параметра, конденсато-газового фактора, водно-газового фактора, а также расхода пластовой смеси до и после сепаратора, что позволяет повысить надежность определения параметров скважин и сформировать для автоматизированной системы управления технологическим процессом оптимальные технологические режимы эксплуатации скважин, обеспечить высокую надежность исследований, повысить производительность и точность определения технологических режимов эксплуатации скважин, а также снизить затрат на исследования, и осуществлять рациональную разработку газоконденсатного месторождения.The advantage of an automated gasdynamic research system according to a utility model is that a comprehensive automatic well study is carried out based on direct methods for measuring wellhead and bottomhole parameters of wells, as well as on the basis of indirect methods that establish the dependence of these parameters on the properties of the formation - the factor of supercompressibility, hydraulic resistance, integrated parameter, condensate-gas factor, water-gas factor, as well as the flow rate of the formation mixture before and after the separat RA, which allows to increase the reliability of determining parameters of wells and to form optimal technological modes of well operation for an automated process control system, to ensure high reliability of research, to increase productivity and accuracy of determining technological modes of well operation, as well as reduce research costs, and to rationally develop gas condensate Place of Birth.
Автоматизированная система газодинамических исследований скважин внедрена в газопромысловом управлении ООО «Газпром добыча Астрахань» и обеспечивает в автоматическом режиме газо-динамические исследования с высокой точностью не менее 500 скважин, архивирование этих данных за весь период их эксплуатации и обеспечивает оптимальную с обеспечением требований безопасности эксплуатацию газо-конденсатного месторождения, что позволяет существенно сократить непроизводительные затраты.An automated system for gas-dynamic research of wells was introduced in the gas production department of Gazprom dobycha Astrakhan LLC and provides automatic gas-dynamic studies with high accuracy of at least 500 wells, archiving these data for the entire period of their operation and ensures optimal operation of gas condensate field, which can significantly reduce unproductive costs.
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2010132059/03U RU101731U1 (en) | 2010-07-29 | 2010-07-29 | AUTOMATED SYSTEM OF GAS-DYNAMIC RESEARCHES OF WELLS |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2010132059/03U RU101731U1 (en) | 2010-07-29 | 2010-07-29 | AUTOMATED SYSTEM OF GAS-DYNAMIC RESEARCHES OF WELLS |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU101731U1 true RU101731U1 (en) | 2011-01-27 |
Family
ID=46308750
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2010132059/03U RU101731U1 (en) | 2010-07-29 | 2010-07-29 | AUTOMATED SYSTEM OF GAS-DYNAMIC RESEARCHES OF WELLS |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU101731U1 (en) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2661502C1 (en) * | 2017-07-25 | 2018-07-17 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Method of optimization of the periodicity of gasdynamic well research on oil and gas condensate fields of the extreme north |
| RU2684270C1 (en) * | 2018-06-20 | 2019-04-04 | Акционерное общество "Ачимгаз" | Method of determining the dynamic bottom pressure of a gas-condensate well |
| RU2713553C1 (en) * | 2019-06-06 | 2020-02-05 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Method of increase of condensate output by exploited oil and gas condensate deposit object |
| RU2801843C1 (en) * | 2022-08-31 | 2023-08-16 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Астрахань" | Information-measuring control system for automatic control of the temperature parameters of gas field facilities |
-
2010
- 2010-07-29 RU RU2010132059/03U patent/RU101731U1/en active
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2661502C1 (en) * | 2017-07-25 | 2018-07-17 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Method of optimization of the periodicity of gasdynamic well research on oil and gas condensate fields of the extreme north |
| RU2684270C1 (en) * | 2018-06-20 | 2019-04-04 | Акционерное общество "Ачимгаз" | Method of determining the dynamic bottom pressure of a gas-condensate well |
| RU2713553C1 (en) * | 2019-06-06 | 2020-02-05 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Method of increase of condensate output by exploited oil and gas condensate deposit object |
| RU2801843C1 (en) * | 2022-08-31 | 2023-08-16 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Астрахань" | Information-measuring control system for automatic control of the temperature parameters of gas field facilities |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EP1807606B1 (en) | Method and system for production metering of oil wells | |
| Sattar | Gene expression models for the prediction of longitudinal dispersion coefficients in transitional and turbulent pipe flow | |
| CN106127599B (en) | A point method is split for gas well yield of the tight gas reservoir under gas gathering station production model | |
| US11808149B2 (en) | Method and system for determining the flow rates of multiphase and/or multi-component fluid produced from an oil and gas well | |
| CN111859677B (en) | Laboratory scale natural gas hydrate decomposition effective permeability model selection method | |
| CN109460605B (en) | A method of predicting large-scale low-lift pump flow | |
| RU2344288C2 (en) | Method of determining production capacity of well field | |
| RU101731U1 (en) | AUTOMATED SYSTEM OF GAS-DYNAMIC RESEARCHES OF WELLS | |
| Andrade et al. | Virtual flow metering of production flow rates of individual wells in oil and gas platforms through data reconciliation | |
| US20180051549A1 (en) | Erosion management system | |
| CN114047087B (en) | Screen pipe erosion life prediction method based on reference well and experimental data | |
| WO2019206463A1 (en) | Improved flow measurement | |
| WO2018026345A1 (en) | Time-dependent spatial distribution of at least one flow parameter in a network of fractures | |
| RU2338874C2 (en) | Group of wells' efficiency determination system using one flow rate meter | |
| Prakhova et al. | Cognitive model application for automatic system of methanol supply to flowlines | |
| Chowdhury et al. | Mass flow measurement of slurry using coriolis flowmeters | |
| Saushin et al. | Uncertainty of isokinetic sampling of the phase composition of a gas-oil-water mixture at different regimes of a developed horizontal pipe flow | |
| RU2602774C1 (en) | System for monitoring operation of submersible pump equipment | |
| Prytula et al. | REVEALING PATTERNS IN THE INFLUENCE OF VARIABLE PERMEABILITY OF WELL BOTTOMHOLE ZONES ON THE OPERATIONAL MODES OF UNDERGROUND GAS STORAGE FACILITIES. | |
| Vinogradov et al. | Virtual flowmetering novyport field examples | |
| Farahani et al. | Evaluation of Lyapunov-based observer using differential mean value theorem for multiphase flow characterization | |
| Kouba et al. | A nonintrusive flowmetering method for two-phase intermittent flow in horizontal pipes | |
| Meng et al. | The development of a multiphase flow meter without separation based on sloped open channel dynamics | |
| Jasek | Measurement and acquisition of accessible production data for the training of a mathematical model based on artificial intelligence to predict multiphase flow rates by means of a virtual flow meter (VFM) | |
| İlker | Comparison of Turbulence Models for Single and Multiphase Flows |