RU2599645C2 - Мониторинг, диагностика и оптимизация газлифтных операций - Google Patents
Мониторинг, диагностика и оптимизация газлифтных операций Download PDFInfo
- Publication number
- RU2599645C2 RU2599645C2 RU2015102151/03A RU2015102151A RU2599645C2 RU 2599645 C2 RU2599645 C2 RU 2599645C2 RU 2015102151/03 A RU2015102151/03 A RU 2015102151/03A RU 2015102151 A RU2015102151 A RU 2015102151A RU 2599645 C2 RU2599645 C2 RU 2599645C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- lift system
- data
- measurement data
- gas lift
- Prior art date
Links
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 title claims abstract description 35
- 238000003745 diagnosis Methods 0.000 title claims abstract description 5
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims abstract description 57
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 39
- 230000009471 action Effects 0.000 claims abstract description 32
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 23
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 19
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 19
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 13
- 238000003860 storage Methods 0.000 claims description 12
- 230000004044 response Effects 0.000 claims description 10
- 238000013480 data collection Methods 0.000 claims description 8
- 238000005457 optimization Methods 0.000 claims description 8
- 239000012223 aqueous fraction Substances 0.000 claims description 7
- 230000008859 change Effects 0.000 claims description 7
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 7
- 238000013500 data storage Methods 0.000 claims description 4
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims description 4
- 238000012790 confirmation Methods 0.000 claims description 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims 34
- 238000012937 correction Methods 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 38
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 14
- 230000006870 function Effects 0.000 description 4
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 3
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 3
- 230000008569 process Effects 0.000 description 3
- 238000013475 authorization Methods 0.000 description 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 2
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 2
- 230000007257 malfunction Effects 0.000 description 2
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 230000006399 behavior Effects 0.000 description 1
- 230000001413 cellular effect Effects 0.000 description 1
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 230000005611 electricity Effects 0.000 description 1
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 230000000977 initiatory effect Effects 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 238000012806 monitoring device Methods 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 description 1
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 238000012549 training Methods 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/008—Monitoring of down-hole pump systems, e.g. for the detection of "pumped-off" conditions
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/12—Methods or apparatus for controlling the flow of the obtained fluid to or in wells
- E21B43/121—Lifting well fluids
- E21B43/122—Gas lift
-
- G—PHYSICS
- G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
- G06N—COMPUTING ARRANGEMENTS BASED ON SPECIFIC COMPUTATIONAL MODELS
- G06N5/00—Computing arrangements using knowledge-based models
- G06N5/02—Knowledge representation; Symbolic representation
- G06N5/022—Knowledge engineering; Knowledge acquisition
-
- G—PHYSICS
- G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
- G06N—COMPUTING ARRANGEMENTS BASED ON SPECIFIC COMPUTATIONAL MODELS
- G06N5/00—Computing arrangements using knowledge-based models
- G06N5/04—Inference or reasoning models
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Testing And Monitoring For Control Systems (AREA)
Abstract
Изобретение относится к средствам для оптимизации газлифтных операций. Техническим результатом является повышение качества оптимизации газлифтных операций. Предложен способ для мониторинга, диагностики и оптимизации работы газлифтной системы, который включает в себя сбор данных измерений, представляющих состояние газлифтной системы, сохранение данных измерений, сравнение измеренных данных с рассчитанными данными скважинной модели для скважины и идентификацию условий газлифтной системы на основании несоответствий между данными измерений и рассчитанными данными. Кроме того способ дополнительно включает в себя обновление модели для отражения вероятных условий и выбранных корректировок вероятных условий, генерацию кривых производительности газлифтной системы с использованием обновленной модели и представление пользователю действий, рекомендованных для достижения стабильной производительности газлифтной системы с рабочей точкой газлифтной системы, по меньшей мере, на одной из множества кривых производительности газлифтной системы. 3 н. и 17 з.п. ф-лы, 9 ил.
Description
ПЕРЕКРЕСТНАЯ ССЫЛКА НА СВЯЗАННЫЕ ЗАЯВКИ
Эта заявка испрашивает приоритет по обычной заявке на патент США №13/711,815, "Monitoring, Diagnosing and Optimizing Gas Lift Operations", поданой 12 декабря 2012 года, авторы M.M. Querales, M. Villamizar, G. Carvajal, R.K. Vellanki, G. Moricca, A.S. Cullick and J. Rodriguez, которая испрашивает приоритет по предварительной заявка на патент США №61/678,069, "Monitoring, Diagnosing and Optimizing Gas Lift Operations", поданной 31 июля 2012 года, авторы M.M. Querales, M. Villamizar, G. Carvajal, R.K. Vellanki, G. Moricca, A.S. Cullick and J.Rodriguez, которая включена сюда по ссылке.
УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Операторы нефтяных месторождений тратят значительные ресурсы на улучшение добычи углеводородов из резервуаров с одновременным уменьшением стоимости добычи. Для достижения этих целей, инженеры по эксплуатации осуществляют мониторинг текущего состояния резервуара и пытаются спрогнозировать будущее поведение заданного набора текущих и/или заданных условий. Мониторинг скважин инженерами по эксплуатации иногда называется контролем параметров работы скважины, включающим в себя сбор и отслеживание измеренных около-скважинных эксплуатационных данных изнутри и вокруг скважины. Такие данные могут быть собраны с использованием датчиков, расположенных снаружи обсадной колонны и/или с помощью измерительных устройств, введенных в скважину вместе с насосно-компрессорной трубой. Данные могут включать в себя, но не ограничены ими, водную и нефтяную фракции, давление флюида и скорость потока флюида, и обычно собираются через фиксированные регулярные интервалы времени (например, один раз в минуту), и их мониторинг осуществляется в режиме реального времени персоналом месторождения. После того как данные собраны, они обычно архивируются в базе данных.
В дополнение к мониторингу условий внутри скважины, также осуществляется мониторинг системы, используемой для поднятия добытых флюидов на поверхность. Такой мониторинг гарантирует, что система функционирует в режиме, как можно более близком к оптимальному режиму, и что сбои быстро обнаруживаются и исправляются. Одним таким типов используемых систем является газлифтная система. Мандрели в газлифтной системе обычно устанавливаются вдоль эксплуатационной насосно-компрессорной трубы в эксплуатационную обсадную колонну скважины вместе с насосно-компрессорной трубой. В кольцеобразный зазор между обсадной колонной и насосно-компрессорной трубой под давлением вводится газ, и клапаны, расположенные вдоль и/или внутри мандрели, позволяют газу быть введенным в поток флюида внутри эксплуатационной насосно-компрессорной трубы. Газлифтные системы помогают поднимать продукт на поверхность путем уменьшения плотности флюида (и, таким образом, давления в скважине), что ускоряет движение флюида от формации через перфорации в обсадной колонне и к насосно-компрессорной трубе.
Скважинные датчики, если они установлены, собирают и передают данные на поверхность (например, по кабелям на поверхность, или беспроводным способом). Данные могут включать в себя, но не ограничены ими, подъемное давление закачанного газа и температуру, и давление и температуру добытого флюида. Несмотря на то что предоставленные данные позволяют осуществлять мониторинг производительности газлифтной системы, определение исходной причины сбоя или изменения в производительности газлифтной системы является более сложной задачей. Конкретный сбой или изменение в производительности газлифтной системы может иметь различные причины, и операторы стараются идентифицировать причину такой проблемы как можно быстрее, чтобы уменьшить любой последующий простой или уменьшение добычи. В то время как опытный персонал по нефтескважинному мониторингу может полагаться на свой личный опыт для диагностирования и решения подобных проблем, более автоматизированный подход, основанный на более широкой информационной базе, предлагает возможность диагностировать проблемы и предлагать более оптимальные решения в более короткий период времени.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
Лучшее понимание различных раскрытых вариантов осуществления может быть получены при рассмотрении следующего подробного описания в соединении с прилагаемыми чертежами, на которых:
Фиг. 1A показывает добывающую скважину, которая является источником измеренных данных скважины и газлифтной системы.
Фиг. 1B показывает иллюстративный пользовательский интерфейс, отображаемый для мониторинга, диагностирования и оптимизации работы газлифтной системы.
Фиг. 2A-2D показывают иллюстративное использование экрана для мониторинга, диагностирования и оптимизации работы газлифтной системы.
Фиг. 3 показывает иллюстративную систему по сбору и обработке данных, подходящую для осуществления основанных на программном обеспечении вариантов осуществления систем и способов, здесь описанных.
Фиг. 4A показывает иллюстративный способ для мониторинга, диагностирования и оптимизации газлифтной системы.
Фиг. 4B показывает иллюстративный способ отслеживания заданий работы газлифтной системы, который работает в соединении с описанным иллюстративным способом мониторинга, диагностирования и оптимизации газлифтной системы.
Следует понимать, что чертежи и соответствующее подробное описание не ограничивает раскрытие, но, наоборот, они обеспечивают основу для понимания всех модификаций, эквивалентов и альтернатив, попадающих в объем прилагаемой формулы изобретения.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
Следующие параграфы описывают различные иллюстративные системы и способы для мониторинга, диагностирования и оптимизации работы газлифтной системы. Сначала будет описана иллюстративная добывающая скважина и связанная с ней система сбора и обработки данных, подходящая для сбора и обработки измеренных данных скважины и газлифтной системы. Затем следует описание серии экранов пользовательского интерфейса, где экраны представляют данные пользователю в виде части раскрытых мониторинга, диагностирования и оптимизации газлифтной системы. Эти экраны генерируются системой сбора и обработки данных, которая выполняет программно-реализованные варианты раскрытых способов. Иллюстративный способ мониторинга, диагностирования и оптимизации газлифтной системы раскрывается одновременно системой сбора и обработки данных. И наконец, раскрывается способ отслеживания заданий работы газлифтной системы, который дополняет раскрытый мониторинг, диагностирование и оптимизацию газлифтной системы.
Системы и способы, раскрытые здесь, работают с данными измерений, собранными из таких скважин, которые можно найти на нефте- и газодобывающих месторождениях. Такие месторождения обычно включают в себя множество добывающих скважин, которые обеспечивают доступ к флюидам резервуара под землей. Данные скважинных измерений собираются регулярно из каждой добывающей скважины для отслеживания изменений условий в резервуаре. Фиг.1A показывает пример такого сбора данных из добывающей скважины со скважиной, пробуренной в земле. Такие скважины обычно бурятся глубиной до десяти тысяч футов или более, и могут быть направлены горизонтально на почти в два раза большее расстояние. Добывающая скважина также включает в себя устье 104 обсадной колонны и обсадную колонну 106, закрепленные на месте с помощью цемента 103. Противовыбросовый превентор (ПВП) 108, подсоединенный к устью 106 обсадной колонны, и эксплуатационное устье 110 скважины, которые герметически установлены вместе в устье скважины, делают возможным безопасное и контролируемое извлечение флюидов из скважины.
Использование измерительных устройств, постоянно установленных в скважине вместе с газлифтной системой, облегчает мониторинг и контроль упомянутой газлифтной системы. Различные приемопередатчики посылают на поверхность сигналы, которые могут быть сохранены, проанализированы и использованы для оправления работой газлифтной системы. Данные скважинных измерений периодически получаются и собираются из добывающей скважины, и объединяются с измерениями из других скважин в резервуаре, позволяя осуществлять мониторинг и оценку общего состояния резервуара. Эти измерения, которые могут включать в себя забойные температуры, давления и скорости потоков, могут быть получены с использованием множества различных скважинных и наземных инструментов. Дополнительные устройства, подключенные в линию с добывающей насосно-компрессорной трубой 112, включают в себя мандрель 114 (контролирующую поток нагнетаемого газа в добывающую насосно-компрессорную трубу 112) и пэкер 122 (изолирующий зону добычи ниже пэкера от остальной части скважины).
Дополнительные наземные измерительные устройства могут быть использованы для измерения, например, давления и температуры в устье насосно-компрессорной трубы и давления в устье обсадной колонны.
Фиг. 1B показывает диаграмму иллюстративной газлифтной системы, встроенной в добывающую скважину на Фиг. 1A, и включает в себя некоторые компоненты, не показанные на Фиг. 1A, одновременно исключая некоторые другие в целях наглядности. Газ нагнетается в кольцеобразный зазор 150 между обсадной колонной 106 и добывающей насосно-компрессорной трубой 112 через газлифтный дроссель 152, который регулирует давление нагнетаемого газа. Находящийся под давлением в кольцеобразном зазоре газ, который отделен от зоны добычи пэкером 122, проходит через нагнетательный клапан 154 (установленный на мандрели 114). По меньшей мере, в некоторых вариантах осуществления, дополнительные клапаны, такие как клапан 155, обеспечены для увеличения потока газа во время процесса разгрузки скважины (т.е. когда инициируют поток в скважине путем удаления колонны флюида для глушения скважины). Фиг. 1B показывает скважину после того, как разгрузка скважины была завершена, и дополнительный клапан 155 был закрыт. Клапаны позволяют осуществлять нагнетание газа под давлением в добывающую насосно-компрессорную трубу 112, одновременно не давая флюиду внутри насосно-компрессорной трубы вытекать обратно в кольцеобразный зазор 150. Флюид, который включает в себя нефть из формации и нагнетаемый газ, течет через добывающую насосно-компрессорную трубу 112 на поверхность через нагнетательный дроссель 154.
Возвращаясь опять к Фиг. 1A, кабель 128 обеспечивает электроэнергию для различных наземных и скважинных устройств, к которым он подсоединен (например, устройства мониторинга давления, течения и температуры газа и/или флюида), а также сигнальные линии (электрические, оптические и так далее) для передачи управляющих сигналов от контрольной панели 132 к устройствам, и для телеметрических сигналов, полученных контрольной панелью 132 от устройств. В качестве альтернативы, устройства могут быть запитаны от других источников (например, батарей), при этом обмен управляющими и телеметрическими сигналами между контрольной панелью 132 и устройствами может осуществляться беспроводным способом (например, с использованием акустической или радиосвязи) или с использованием сочетания проводного и беспроводного соединения. Контроль и мониторинг устройств может осуществляться локально персоналом месторождения с использованием пользовательского интерфейса, встроенного в контрольную панель 132, или может осуществляться с помощью компьютерной системы 45. Соединение между контрольной панелью 132 и компьютерной системой 45 может осуществляться через беспроводную сеть (например, сотовую сеть), через кабельную сеть (например, кабельное соединение с Интернетом), или через сочетание беспроводных и кабельных сетей.
По меньшей мере, в некоторых иллюстративных вариантах осуществления, данные собираются с использованием каротажного инструмента, который может быть спущен при помощи кабеля в добывающую насосно-компрессорную трубу 112. В других иллюстративных вариантах осуществления, добывающая насосно-компрессорная труба 112 сначала извлекается, и затем эксплуатационный каротажный инструмент опускается в обсадную колонну 106. В любом случае, инструмент затем извлекается обратно, в то время как измерения осуществляются как функция от положения в скважине и азимутального угла. В других альтернативных вариантах осуществления, используется иногда применяемая альтернативная техника каротажа с гибкой насосно-компрессорной трубой, в которой эксплуатационный каротажный инструмент присоединяется к концу гибкой насосно-компрессорной трубы и опускается в скважину устройством подачи насосно-компрессорной трубы, расположенных сверху эксплуатационного устья 110 скважины. Как и прежде, инструмент может быть опущен как в добывающую насосно-компрессорную трубу 112 или обсадную колонну 106 после извлечения добывающей насосно-компрессорной трубы 112. Безотносительно техники, используемой для спуска и извлечения, эксплуатационный каротажный инструмент обеспечивает дополнительные данные, которые могут быть использованы в дополнение к данным, собранным из добывающей насосно-компрессорной трубы и измерительных устройств обсадной колонны. Данные эксплуатационного каротажного инструмента могут быть переданы в компьютерную систему 45 во время процесса каротажа, или, в качестве альтернативы, могут быть загружены из эксплуатационного каротажного инструмента после его извлечения.
Продолжая рассмотрение Фиг. 1A, контрольная панель 132 включает в себя удаленное терминальное устройство, которое собирает данные от скважинных измерительных устройств и направляет их в систему диспетчерского сбора и контроля данных (СДСКД), которая является частью компьютерной системы 45. В показанном иллюстративном варианте осуществления, компьютерная система 45 включает в себя набор компактных серверов 54, которые включают в себя несколько процессорных блоков, по меньшей мере, некоторые из которых обеспечивают описанную выше функциональность СДСКД. Другие процессорные блоки могут быть использованы для реализации раскрытого мониторинга, диагностики и оптимизации газлифтной системы. Компьютерная система 45 также включает в себя пользовательскую рабочую станцию 51, которая включает в себя общую систему 46 обработки. И процессорные блоки компактного сервера 54 и общая система 46 обработки предпочтительно сконфигурированы при помощи программного обеспечения, показанного на Фиг. 1A в виде съемного энергонезависимого (то есть, постоянного) носителя 52 для хранения информации, для обработки собранных данных скважины и газлифтной системы. Программное обеспечение может также включать в себя загружаемое программное обеспечение, доступ к которому осуществляется через сеть (например, через Интернет). Общая система 46 обработки подсоединена к устройству 48 отображения и устройству 50 пользовательского ввода, для обеспечения взаимодействия оператора с системным программным обеспечением 52. В качестве альтернативы, устройство отображения 48 и устройство 50 пользовательского ввода могут быть подсоединены к процессорному блоку внутри компактного сервера 54, который работает как обычная система 46 обработки пользовательской рабочей станции.
Программное обеспечение, выполняющееся на процессорных блоках компактного сервера 54 и/или на пользовательской рабочей станции 51, представляет пользователю набор экранов, показанных как иллюстративные экраны на Фиг. 2A-2D, что дает пользователю возможность определять состояние газлифтной системы и взаимодействовать с программным обеспечением для того, чтобы предпринимать действия на основании представленной информации. Фиг. 2A показывает экран 200 состояния резервуара (резервуар "Houston") с отображенными восемью скважинами резервуара (скважины c HO-001 по HO-008). Экран включает в себя секцию 202 рекомендаций, которая содержит перечень рекомендаций (отсортированных в порядке серьезности) для скважин отображаемого резервуара, карту 204 резервуара, отображающую географическое положение скважин внутри резервуара и визуально отображающую состояние каждой скважины (например, неактивна, в аварийном состоянии, с потенциалом, оптимизированная), сводную информацию 206 по количеству скважин в каждом состоянии, и текущие значения для выбранной скважины в режиме реального времени (например, HO-006 на Фиг. 2A).
Когда пользователь системы извещается о рекомендации (например, сбоя, проблема или возможность улучшения производительности), пользователь может выбрать скважину, указанную в рекомендации, для отображения сводной информации 210 по текущему состоянию скважины, как показано на Фиг. 2B. Экран позволяет пользователю просматривать текущие значения 212 измерений, таких как, например, давление в устье обсадной колонны, давление в устье насосно-компрессорной трубы и температуру в устье насосно-компрессорной трубы, а также данные 214 добычи в режиме реального времени, такие как скорости потоков флюида, скорости потоков нефти, величину фракции воды, соотношения газ/жидкость. Экран также представляет исторические данные 216 для выбранного периода времени.
Если после просмотра данных для выбранной скважины пользователь решает, что проблема, поднятая в рекомендации, требует дополнительного анализа, то пользователь может открыть диагностический экран, такой как иллюстративный экран 220, показанный на Фиг. 2C. Экран 220 включает в себя текущие значения 222 измерений, график 224 входного/выходного потоков, график 226 градиента и результаты 228 анализа. Экран может быть также использован пользователем для просмотра результатов моделирования скважины на основе узлового анализа и сравнения результатов с данными измерений. По меньшей мере, в некоторых вариантах осуществления, применяется узловой анализ, в котором система аналитических уравнений представляет и моделирует поток и давление (выходные значение модели скважины) многофазных флюидов внутри скважины. Входные значения модели скважины могут включать в себя проницаемость резервуара, мощность резервуара, пористость резервуара, трение обсадных колон, и характеристики завершения и перфораций. В узловом анализе описанного иллюстративного варианта осуществления, скважина и окружающая ее область разделены на серию точек или узлов, каждый из которых имеет входную и выходную секцию. Входная секция включает в себя компоненты выше выбранного узла, в то время как выходная секция включает в себя компоненты ниже выбранного узла. Анализируемая добывающая система моделируется как группа компонентов, которые включают в себя породу резервуара, завершения (например, гравийная набивка, открытые/закрытые перфорации и открытый забой), вертикальные трубопроводы вертикального потока, ограничения, промысловые трубопроводы и интегрированные собирающие сети, через которые флюид втекает во входные секции и вытекает из выходных секций.
Несоответствие между значениями измерений и рассчитанными значениями модели скважины может говорить о проблеме, включая проблемы с оборудованием и/или изменения скважинных условий. Например, график 224 входного/выходного потоков на Фиг. 2C показывает несоответствие между реальной рабочей точкой (пересечение кривой Соотношения забойного давления и дебета и кривой эффективности подъема) и рабочей точкой, рассчитанной моделью скважины. Программное обеспечение, выполняемое в системе, может автоматически обнаруживать несоответствие или отвечать на команду пользователя, и в ответ на такое обнаружение или команду сравнивать измеренные условия газлифтной системы с базой данных известных состояний газлифтной системы. По меньшей мере, в некоторых иллюстративных вариантах осуществления, экспертная система на базе правил определяет наиболее вероятную причину измеренных условий и предлагает рекомендуемые действия для решения указанных условий. И наиболее вероятная причина и рекомендуемые действия для решения проблемы генерируются экспертной системой и представляются в нижней части экрана как результаты 228 системы анализа. Пользователь может выбрать одно или более из рекомендуемых действий для решения идентифицированных условий, приводящих к обновлению модели для отображения и условий и выбранных рекомендованных действий. Рекомендованные действия могут быть последовательно реализованы вручную персоналом месторождения (например, в ответ на уведомление о задании, созданное системой уведомления, описанной ниже). В качестве альтернативы, по меньшей мере, в некоторых иллюстративных вариантах осуществления рекомендованные действия могут быть реализованы автоматически через команды, отдаваемые системой СДСКД в ответ на выбор пользователя, который изменяет настройки газлифтной системы на месторождении (например, устанавливает параметры нового дросселя).
Как только условия были диагностированы и скорректированы, раскрытые способы и система могут быть использованы для улучшения производительности системы. По меньшей мере, в некоторых иллюстративных вариантах осуществления пользователь вызывает отображение иллюстративного экрана 230 на Фиг. 2D, который показывает текущие значения 232 измерений скважины и газлифтной системы, текущие эксплуатационные измерения, управляющие настройки 236 и график 234 производительности, сгенерированный обновленной моделью скважины. График 234 производительности показывает текущую точку производительности скважины/газлифтной системы, а также оценочные кривые производительности, рассчитанные моделью. Соответствующие значения и настройки 236 для текущей рабочей точки показаны под графиком. Когда пользователь выбирает желаемую рабочую точку, целевые значения и управляющие настройки 238 (например, настройка потока и дросселя нагнетания), соответствующие выбранной рабочей точке, также отображаются под графиком. Показанные управляющие настройки рассчитаны моделью для достижения различных целевых значений для выбранной рабочей точки (например, скорости добычи жидкости, которые получаются для заданной скорости нагнетания газа при различных настройках дросселя).
Система, которые выполняет программно-реализованный вариант осуществления описанного выше способа, показана на Фиг. 3, и иллюстративный вариант осуществления описанного способа показан на Фиг. 4A. Модули программного обеспечения показаны внутри обрабатывающей подсистемы 330 на Фиг. 3, которая выполняет функции, описанные в различных блоках на Фиг. 4A. Более конкретно, обращаясь к Фиг. 3 и Фиг. 4A, данные скважины и газлифтной системы собираются подсистемой 310 сбора данных и сохраняются модулем 332 сбора/хранения данных в базе данных в подсистеме 320 хранения данных (блок 402). Данные скважины, полученные с помощью модели 340 скважины, сравниваются с собранными данными с помощью модуля 334 сравнения (404). Несоответствия данных между результатами модели и собранными данными используются модулем 336 идентификации условий для идентификации и представления пользователю вероятных условий, вызвавших несоответствия (блок 406). Модуль 338 обновления модели обновляет модель 340 скважины на основании идентифицированных условий и соответствующей корректировки, выбранной пользователем (блок 408), и модуль 342 обновления кривой производительности генерирует кривые производительности газлифтной системы на основании данных, полученных с помощью обновленной модели скважины (блок 410). Модуль 344 рекомендованного действия идентифицирует и представляет пользователю список управляющих значений и/или других действий (например, настройки дросселя и скорость нагнетания газа), рассчитанные для получения устойчивой производительности газлифтной системы с выбранной рабочей точкой (например, в или около рабочей точки в пределах определенной величины допуска; блок 412), из которого пользователь выбирает настройки/действия, которые принимаются модулем 344 рекомендованного действия (блок 414), заканчивая способ 400 (блок 416). По меньшей мере, в некоторых иллюстративных вариантах осуществления, модуль 344 рекомендованного действия также инициирует изменения одной или более настроек газлифтной системы в ответ на принятие пользовательского выбора (например, путем выпуска уведомления о задании для персонала месторождения, как описано ниже, или путем вызова команды системы СДСКД, которая автоматически изменяет соответствующие настройки газлифтной системы).
Описанные выше системы и способы могут быть дополнены системой уведомления о заданиях (реализованной, например, модулем 346 уведомления о заданиях на Фиг. 3), который извещает оператора месторождения об интересующих скважинных условиях при их появлении, и это позволяет осуществлять мониторинг и отслеживание таких условий по мере из развития, от обнаружения до анализа, коррекции и решения. Внутри каждой фазы может быть реализован механизм авторизации, требующий, чтобы диспетчеры авторизовали операторов и/или инженеров перед тем, как им будет позволено выполнить корректирующее действие. Фиг. 4B показывает иллюстративный способ 450, который реализует такую систему уведомления о заданиях. Когда рекомендация генерируется системой мониторинга, диагностики и оптимизации во время сбора данных (например, если измеренное значение превышает пороговое значение или находится за пределами диапазона допустимых значений), также генерируется сообщение (блок 452) и создается уведомление о задании (блок 454). Сообщение может включать в себя, например, электронные письма, автоматизированные текстовые сообщения и/или страницы, которые отсылаются получателям на основании природы исходного условия в соответствии с предварительно настроенными списками рассылки. По мере выполнения процесса диагностики и коррекции сбоя или проблемы и/или во время улучшения производительности скважины/газлифтной системы, уведомление о задании обновляется для отражения предпринимаемых действий. Такое действие может включать в себя назначение сотрудника для решения исходного условия (блок 456), любые необходимые авторизации, корректировки оборудования, ремонт и/или замену, и окончательное решение/удаление условия (блок 458), завершая способ (блок 460). По меньшей мере, в некоторых иллюстративных вариантах осуществления дополнительное сообщение генерируется каждый раз, когда обновляется уведомление о задании. По меньшей мере, некоторые обновления уведомлений о задании могут быть выполнены автоматически системой мониторинга, диагностики и оптимизации, в то время как другие могут быть выполнены вручную пользователями системы. Пользователю может быть предоставлен доступ к уведомлению о задании, или только на просмотр или для обновления, в соответствии со структурой прав доступа, аналогичной той, что используется в обычной компьютерной файловой системе.
Вариант осуществления настоящего изобретения включает в себя способ для мониторинга, диагностики и оптимизации работы газлифтной системы, которая включает в себя сбор данных измерений, представляющих состояние газлифтной системы в скважине, и дополнительное хранение данных измерений; сравнение данных измерений с рассчитанными данными, сгенерированным моделью скважины; идентификацию одного или более вероятных условий газлифтной системы на основании, по меньшей мере, частично, несоответствий между данными измерений и рассчитанными данными; обновление модели скважины для отражения одного или более вероятных условий и одной или более корректировок для одного или более вероятных условий; генерацию множества кривых производительности газлифтной системы с использованием обновленной модели скважины; и представление пользователю одного или более действий, рекомендованных для достижения газлифтной системой производительности, совпадающей с рабочей точкой газлифтной системы, по меньшей мере, на одной из множества кривых производительности газлифтной системы.
Способ может дополнительно включать в себя принятие выбора рабочей точки газлифтной систем и инициирование изменения одной или более настроек газлифтной системы в ответ на принятие выбора.
Способ может дополнительно включать в себя идентификацию одного или более вероятных условий путем сравнения данных измерений с базой данных известных состояний газлифтной системы.
Способ может дополнительно включать в себя данные измерений, которые включают в себя данные, выбранные из группы, состоящей из данных режима реального времени, записанных данных и смоделированных данных.
Способ может дополнительно включать в себя данные, представляющие состояние газлифтной системы, которые включают в себя данные, выбранные из группы, состоящей из забойного давления, забойной температуры, давления устья насосно-компрессорной трубы, температуры устья насосно-компрессорной трубы, размер дросселя, скорости потоков флюида, скорости потоков нефтяной и водной фракции, соотношение газа/жидкости, давление нагнетаемого газа, температуру нагнетаемого газа, скорость течения нагнетаемого газа и настройки одного или более клапана мандрели.
Способ может дополнительно включать в себя генерацию рекомендательного сообщения, если значение данных измерений обнаружено за пределами допустимого диапазона значений, и отсылку соответствующего сообщения одному или более получателей из списка рассылки; создание уведомления отслеживания задания, соответствующего рекомендательному сообщению; обновление уведомления отслеживания задания для включения в него рекомендованного действия и персонала, назначенного для реализации решения; обновление уведомления отслеживания задания для документирования реализации решения и закрытия уведомления отслеживания задания; и генерацию дополнительного рекомендательного сообщения и отсылку соответствующего дополнительного сообщения одному или более получателям каждый раз, когда обновляется уведомление отслеживания задания.
Способ может дополнительно включать в себя представление, по меньшей мере, одному или более пользователям текущего состояния уведомления отслеживания задания.
Способ может дополнительно включать в себя определение факта, когда, по меньшей мере, один или более пользователей просмотрели или обновили уведомление отслеживания задания на основании структуры прав доступа.
Другой вариант осуществления настоящего изобретения включает в себя систему мониторинга, диагностики и оптимизации газлифтной системы, которая включает в себя память, в которой хранится программное обеспечение системы мониторинга, диагностики и оптимизации газлифтной системы, и один или более процессоров, подсоединенных к памяти. Программное обеспечение заставляет один или более процессоров собирать данные измерений, представляющих состояние газлифтной системы в скважине, и далее хранить данные измерений; сравнивать данные измерений с рассчитанными данными, сгенерированным моделью скважины; идентифицировать одно или более вероятных условий газлифтной системы на основании, по меньшей мере, частично, несоответствий между данными измерений и рассчитанными данными; обновлять модель скважины для отражения одного или более вероятных условий и одной или более корректировок для одного или более вероятных условий; генерировать множество кривых производительности газлифтной системы с использованием обновленной модели скважины; и
представлять пользователю одно или более действий, рекомендованных для достижения газлифтной системой производительности, совпадающей с рабочей точкой газлифтной системы, по меньшей мере, на одной из множества кривых производительности газлифтной системы.
Программное обеспечение, включенное в систему, может дополнительно заставлять один или более процессоров принимать выбор рабочей точки газлифтной системы, и инициировать изменение одной или более настроек газлифтной системы в ответ на подтверждение выбора.
Программное обеспечение, включенное в систему, может дополнительно реализовывать экспертную систему на базе правил, которая определяет одно или более вероятных условий, по меньшей мере, частично, путем сравнения данных измерений с базой данных известных состояний газлифтной системы.
Система может дополнительно включать в себя данные измерений, которые включают в себя данные, выбранные из группы, состоящей из данных режима реального времени, записанных данных и смоделированных данных.
Система может дополнительно включать в себя данные, представляющие состояние газлифтной системы, которые включают в себя данные, выбранные из группы, состоящей из забойного давления, забойной температуры, давления устья насосно-компрессорной трубы, температуры устья насосно-компрессорной трубы, размер дросселя, скорости потоков флюида, скорости потоков нефтяной и водной фракции, соотношение газа/жидкости, давление нагнетаемого газа, температуру нагнетаемого газа, скорость течения нагнетаемого газа и настройки одного или более клапана мандрели.
Программное обеспечение, включенное в систему, может дополнительно заставлять один или более процессоров генерировать рекомендательное сообщение, если значение данных измерений обнаружено за пределами допустимого диапазона значений, и отсылку соответствующего сообщения одному или более получателей из списка рассылки; создавать уведомления отслеживания задания, соответствующего рекомендательному сообщению; обновлять уведомления отслеживания задания для включения в него рекомендованного действия и персонала, назначенного для реализации решения; обновлять уведомление отслеживания задания для документирования реализации решения и закрытия уведомления отслеживания задания; и генерировать дополнительное рекомендательное сообщение и отсылать соответствующее дополнительное сообщение одному или более получателям каждый раз, когда обновляется уведомление отслеживания задания.
Еще один вариант осуществления настоящего изобретения включает в себя энергонезависимый носитель для хранения информации, содержащий программное обеспечение системы мониторинга, диагностики и оптимизации газлифтной системы, которое включает в себя модуль сбора и хранения данных, который собирает данные измерений, представляющие состояние газлифтной системы внутри скважины, и далее сохраняет данные измерений; модуль сравнения, который сравнивает данные измерений с рассчитанными данными, сгенерированными моделью скважины; модуль идентификации условия, который идентифицирует одно или более вероятных условий газлифтной системы на основании, по меньшей мере, частично, несоответствий между данными измерений и рассчитанными данными; модуль обновления модели, который обновляет модель скважины для отражения одного или более вероятных условий и одной или более корректировок для одного или более вероятных условий; модуль генерации кривых производительности, который генерирует множество кривых производительности газлифтной системы с использованием обновленной модели скважины; и модуль рекомендованных действий, который представляет пользователю одно или более действий, рекомендованных для достижения газлифтной системой производительности, совпадающей с рабочей точкой газлифтной системы, по меньшей мере, на одной из множества кривых производительности газлифтной системы.
Модуль рекомендованных действий, включенный в носитель для хранения информации, может дополнительно заставлять принимать выбор рабочей точки газлифтной системы, и инициировать изменение одной или более настроек газлифтной системы в ответ на выбор.
Модуль идентификации условия, включенный в носитель для хранения информации, может дополнительно включать в себя программное обеспечение экспертной системы на базе правил, которая идентифицирует одно или более вероятных условий, по меньшей мере, частично, путем сравнения данных измерений с базой данных известных состояний газлифтной системы.
Данные измерений, которые собираются и сохраняются программным обеспечением, включенным в носитель для хранения информации, могут дополнительно включать в себя данные, выбранные из группы, состоящей из данных режима реального времени, записанных данных и смоделированных данных.
Данные, представляющие состояние газлифтной системы, которые собираются и сохраняются программным обеспечением, включенным в носитель для хранения информации, могут дополнительно включать в себя данные, выбранные из группы, состоящей из забойного давления, забойной температуры, давления устья насосно-компрессорной трубы, температуры устья насосно-компрессорной трубы, размер дросселя, скорости потоков флюида, скорости потоков нефтяной и водной фракции, соотношение газа/жидкости, давление нагнетаемого газа, температуру нагнетаемого газа, скорость течения нагнетаемого газа и настройки одного или более клапана мандрели.
Носитель для хранения информации может дополнительно включать в себя модуль уведомления о заданиях, который генерирует рекомендательное сообщение, если значение данных измерений обнаружено за пределами допустимого диапазона значений, и отсылку соответствующего сообщения одному или более получателей из списка рассылки; создает уведомление отслеживания задания, соответствующее рекомендательному сообщению; обновляет уведомления отслеживания задания для включения в него рекомендованного действия и персонала, назначенного для реализации решения; обновляет уведомление отслеживания задания для документирования реализации решения и закрытия уведомления отслеживания задания; и генерирует дополнительное рекомендательное сообщение и отсылает соответствующее дополнительное сообщение одному или более получателям каждый раз, когда обновляется уведомление отслеживания задания.
Множество других модификаций, эквивалентов и альтернатив станут понятны специалистам в данной области техники при полном рассмотрении приведенного выше раскрытия. Например, несмотря на то что, по меньшей мере, некоторые реализации программного обеспечения были описаны как включающие в себя модули, выполняющие конкретные функции, другие варианты осуществления могут включать в себя программное обеспечение, которое совмещает в себе функции описанных здесь модулей. Также предполагается, что при увеличении производительности компьютерной системы, в будущем может быть возможно реализовать описанные выше основанные на программном обеспечении варианты осуществления с использованием гораздо более компактного оборудования, делая возможным выполнение описанного мониторинга, диагностики и оптимизации с использованием локальных систем (например, систем, работающих в каротажном тягаче, расположенном рядом с резервуаром). Дополнительно, несмотря на то что, по меньшей мере, некоторые элементы вариантов осуществления настоящего раскрытия описаны в контексте мониторинга данных в режиме реального времени, системы, которые используют записанные ранее данные (например, "системы воспроизведения данных") и/или данные моделирования (например, тренировочные симуляторы) также находятся в объеме раскрытия. Предполагается, что следующая формула изобретения должна интерпретироваться как охватывающая все такие модификации, эквиваленты и альтернативы там, где этот применимо.
Claims (20)
1. Способ для мониторинга, диагностики и оптимизации работы газлифтной системы, который содержит этапы, на которых:
собирают данные измерений, представляющих состояние газлифтной системы в скважине, и
дополнительно сохраняют данные измерений;
сравнивают данные измерений с рассчитанными данными, сгенерированными моделью скважины;
идентифицируют одно или более вероятных условий газлифтной системы на основании, по меньшей мере, частично, несоответствий между данными измерений и рассчитанными данными;
обновляют модель скважины для отражения одного или более вероятных условий и одной или более выбранных корректировок для одного или более вероятных условий;
генерируют множество кривых производительности газлифтной системы с использованием обновленной модели скважины; и
представляют пользователю одно или более действий, рекомендованных для достижения газлифтной системой производительности, совпадающей с рабочей точкой газлифтной системы, по меньшей мере, на одной из множества кривых производительности газлифтной системы.
собирают данные измерений, представляющих состояние газлифтной системы в скважине, и
дополнительно сохраняют данные измерений;
сравнивают данные измерений с рассчитанными данными, сгенерированными моделью скважины;
идентифицируют одно или более вероятных условий газлифтной системы на основании, по меньшей мере, частично, несоответствий между данными измерений и рассчитанными данными;
обновляют модель скважины для отражения одного или более вероятных условий и одной или более выбранных корректировок для одного или более вероятных условий;
генерируют множество кривых производительности газлифтной системы с использованием обновленной модели скважины; и
представляют пользователю одно или более действий, рекомендованных для достижения газлифтной системой производительности, совпадающей с рабочей точкой газлифтной системы, по меньшей мере, на одной из множества кривых производительности газлифтной системы.
2. Способ по п. 1, дополнительно содержащий этапы, на которых:
подтверждают выбор рабочей точки газлифтной системы; и
инициируют изменения одной или более настроек газлифтной системы в ответ на подтверждение выбора.
подтверждают выбор рабочей точки газлифтной системы; и
инициируют изменения одной или более настроек газлифтной системы в ответ на подтверждение выбора.
3. Способ по п. 1, в котором этап идентификации одного или нескольких вероятных условий содержит этап, на котором сравнивают данные измерений с базой данных известных состояний газлифтной системы.
4. Способ по п. 1, в котором данные измерений содержат данные, выбранные из группы, состоящей из данных режима реального времени, записанных данных и смоделированных данных.
5. Способ по п. 1, в котором данные, представляющие состояние газлифтной системы, содержат данные, выбранные из группы, состоящей из забойного давления, забойной температуры, давления устья насосно-компрессорной трубы, температуры устья насосно-компрессорной трубы, размер дросселя, скорости потоков флюида, скорости потоков нефтяной и водной фракции, соотношение газа/жидкости, давление нагнетаемого газа, температуру нагнетаемого газа, скорость течения нагнетаемого газа и настройки одного или более клапанов мандрели.
6. Способ по п. 1, дополнительно содержащий этапы, на которых:
генерируют рекомендательное сообщение, если значение данных измерений обнаружено за пределами допустимого диапазона значений, и отсылку соответствующего сообщения одному или более получателей из списка рассылки;
создают уведомление отслеживания задания, соответствующего рекомендательному сообщению;
обновляют уведомление отслеживания задания для включения в него рекомендованного действия и персонала, назначенного для реализации решения;
обновление уведомления отслеживания задания для документирования реализации решения и закрытия уведомления отслеживания задания;
и генерацию дополнительного рекомендательного сообщения и отсылку соответствующего дополнительного сообщения одному или более получателям каждый раз, когда обновляется уведомление отслеживания задания.
генерируют рекомендательное сообщение, если значение данных измерений обнаружено за пределами допустимого диапазона значений, и отсылку соответствующего сообщения одному или более получателей из списка рассылки;
создают уведомление отслеживания задания, соответствующего рекомендательному сообщению;
обновляют уведомление отслеживания задания для включения в него рекомендованного действия и персонала, назначенного для реализации решения;
обновление уведомления отслеживания задания для документирования реализации решения и закрытия уведомления отслеживания задания;
и генерацию дополнительного рекомендательного сообщения и отсылку соответствующего дополнительного сообщения одному или более получателям каждый раз, когда обновляется уведомление отслеживания задания.
7. Способ по п. 6, дополнительно содержащий этап, на котором представляют, по меньшей мере, одному или более пользователям текущее состояние уведомления отслеживания задания.
8. Способ по п. 6, дополнительно содержащий этап, на котором определяют факт, когда, по меньшей мере, один или более пользователей просмотрели или обновили уведомление отслеживания задания на основании структуры прав доступа.
9. Система мониторинга, диагностики и оптимизации газлифтной системы, содержащая:
память, содержащую программное обеспечение системы мониторинга, диагностики и оптимизации газлифтной системы; и
один или более процессоров, подсоединенных к памяти, программное обеспечение, заставляющее процессоры:
собирать данные измерений, представляющих состояние газлифтной системы в скважине, и далее хранить данные измерений;
сравнивать данные измерений с рассчитанными данными, сгенерированными моделью скважины;
идентифицировать одно или более вероятных условий газлифтной системы на основании, по меньшей мере, частично, несоответствий между данными измерений и рассчитанными данными;
обновлять модель скважины для отражения одного или более вероятных условий и одной или более корректировок для одного или более вероятных условий;
генерировать множество кривых производительности газлифтной системы с использованием обновленной модели скважины; и
представлять пользователю одно или более действий, рекомендованных для достижения газлифтной системой производительности, совпадающей с рабочей точкой газлифтной системы, по меньшей мере, на одной из множества кривых производительности газлифтной системы.
память, содержащую программное обеспечение системы мониторинга, диагностики и оптимизации газлифтной системы; и
один или более процессоров, подсоединенных к памяти, программное обеспечение, заставляющее процессоры:
собирать данные измерений, представляющих состояние газлифтной системы в скважине, и далее хранить данные измерений;
сравнивать данные измерений с рассчитанными данными, сгенерированными моделью скважины;
идентифицировать одно или более вероятных условий газлифтной системы на основании, по меньшей мере, частично, несоответствий между данными измерений и рассчитанными данными;
обновлять модель скважины для отражения одного или более вероятных условий и одной или более корректировок для одного или более вероятных условий;
генерировать множество кривых производительности газлифтной системы с использованием обновленной модели скважины; и
представлять пользователю одно или более действий, рекомендованных для достижения газлифтной системой производительности, совпадающей с рабочей точкой газлифтной системы, по меньшей мере, на одной из множества кривых производительности газлифтной системы.
10. Система по п. 9, в которой программное обеспечение дополнительно заставляет один или более процессоров:
принимать выбор рабочей точки газлифтной системы; и
инициировать изменение одной или более настроек газлифтной системы в ответ на выбор.
принимать выбор рабочей точки газлифтной системы; и
инициировать изменение одной или более настроек газлифтной системы в ответ на выбор.
11. Система по п. 9, в которой программное обеспечение дополнительно реализует экспертную систему на базе правил, которая определяет одно или более вероятных условий, по меньшей мере, частично, путем сравнения данных измерений с базой данных известных состояний газлифтной системы.
12. Система по п. 9, в которой данные измерений содержат данные, выбранные из группы, состоящей из данных режима реального времени, записанных данных и смоделированных данных.
13. Система по п. 9, в которой данные, представляющие состояние газлифтной системы, содержат данные, выбранные из группы, состоящей из забойного давления, забойной температуры, давления устья насосно-компрессорной трубы, температуры устья насосно-компрессорной трубы, размера дросселя, скорости потоков флюида, скорости потоков нефтяной и водной фракции, соотношение газа/жидкости, давление нагнетаемого газа, температуру нагнетаемого газа, скорость течения нагнетаемого газа и настройки одного или более клапана мандрели.
14. Система по п. 9, в которой программное обеспечение дополнительно заставляет один или более процессоров:
генерировать рекомендательное сообщение, если значение данных измерений обнаружено за пределами допустимого диапазона значений, и отсылку соответствующего сообщения одному или более получателей из списка рассылки;
создавать уведомление отслеживания задания, соответствующего рекомендательному сообщению;
обновлять уведомление отслеживания задания для включения в него рекомендованного действия и персонала, назначенного для реализации решения;
обновлять уведомление отслеживания задания для документирования реализации решения и закрытия уведомления отслеживания задания; и
генерировать дополнительное рекомендательное сообщение и отсылать соответствующее дополнительное сообщение одному или более получателям каждый раз, когда обновляется уведомление отслеживания задания.
генерировать рекомендательное сообщение, если значение данных измерений обнаружено за пределами допустимого диапазона значений, и отсылку соответствующего сообщения одному или более получателей из списка рассылки;
создавать уведомление отслеживания задания, соответствующего рекомендательному сообщению;
обновлять уведомление отслеживания задания для включения в него рекомендованного действия и персонала, назначенного для реализации решения;
обновлять уведомление отслеживания задания для документирования реализации решения и закрытия уведомления отслеживания задания; и
генерировать дополнительное рекомендательное сообщение и отсылать соответствующее дополнительное сообщение одному или более получателям каждый раз, когда обновляется уведомление отслеживания задания.
15. Энергонезависимый носитель для хранения информации, содержащий программное обеспечение для системы мониторинга, диагностики и оптимизации газлифтной системы, который содержит:
модуль сбора и хранения данных, который собирает данные измерений, представляющие состояние газлифтной системы внутри скважины, и далее сохраняет данные измерений;
модуль сравнения, который сравнивает данные измерений с рассчитанными данными, сгенерированными моделью скважины;
модуль идентификации условия, который идентифицирует одно или более вероятных условий газлифтной системы на основании, по меньшей мере, частично, несоответствий между данными измерений и рассчитанными данными;
модуль обновления модели, который обновляет модель скважины для отражения одного или более вероятных условий и одной или более корректировок для одного или более вероятных условий;
модуль генерации кривых производительности, который генерирует множество кривых производительности газлифтной системы с использованием обновленной модели скважины; и
модуль рекомендованных действий, который представляет пользователю одно или более действий, рекомендованных для достижения газлифтной системой производительности, совпадающей с рабочей точкой газлифтной системы, по меньшей мере, на одной из множества кривых производительности газлифтной системы.
модуль сбора и хранения данных, который собирает данные измерений, представляющие состояние газлифтной системы внутри скважины, и далее сохраняет данные измерений;
модуль сравнения, который сравнивает данные измерений с рассчитанными данными, сгенерированными моделью скважины;
модуль идентификации условия, который идентифицирует одно или более вероятных условий газлифтной системы на основании, по меньшей мере, частично, несоответствий между данными измерений и рассчитанными данными;
модуль обновления модели, который обновляет модель скважины для отражения одного или более вероятных условий и одной или более корректировок для одного или более вероятных условий;
модуль генерации кривых производительности, который генерирует множество кривых производительности газлифтной системы с использованием обновленной модели скважины; и
модуль рекомендованных действий, который представляет пользователю одно или более действий, рекомендованных для достижения газлифтной системой производительности, совпадающей с рабочей точкой газлифтной системы, по меньшей мере, на одной из множества кривых производительности газлифтной системы.
16. Носитель для хранения по п. 15, в котором модуль рекомендованных действий дополнительно принимает выбор рабочей точки газлифтной системы, и инициировать изменение одной или более настроек газлифтной системы в ответ на выбор.
17. Носитель для хранения по п. 15, в котором модуль идентификации условия содержит программное обеспечение экспертной системы на базе правил, которая идентифицирует одно или более вероятных условий, по меньшей мере, частично, путем сравнения данных измерений с базой данных известных состояний газлифтной системы.
18. Носитель для хранения по п. 15, в котором данные измерений содержат данные, выбранные из группы, состоящей из данных режима реального времени, записанных данных и смоделированных данных.
19. Носитель для хранения по п. 15, в котором данные, представляющие состояние газлифтной системы, содержат данные, выбранные из группы, состоящей из забойного давления, забойной температуры, давления устья насосно-компрессорной трубы, температуры устья насосно-компрессорной трубы, размер дросселя, скорости потоков флюида, скорости потоков нефтяной и водной фракции, соотношение газа/жидкости, давление нагнетаемого газа, температуру нагнетаемого газа, скорость течения нагнетаемого газа и настройки одного или более клапанов мандрели.
20. Носитель для хранения по п. 15, в котором программное обеспечение дополнительно содержит модуль уведомления о заданиях, который:
генерирует рекомендательное сообщение, если значение данных измерений обнаружено за пределами допустимого диапазона значений, и отсылку соответствующего сообщения одному или более получателей из списка рассылки;
создает уведомление отслеживания задания, соответствующее рекомендательному сообщению;
обновляет уведомление отслеживания задания для включения в него рекомендованного действия и персонала, назначенного для реализации решения;
обновляет уведомление отслеживания задания для документирования реализации решения и закрытия уведомления отслеживания задания;
и генерирует дополнительное рекомендательное сообщение и отсылает соответствующее дополнительное сообщение одному или более получателям каждый раз, когда обновляется уведомление отслеживания задания.
генерирует рекомендательное сообщение, если значение данных измерений обнаружено за пределами допустимого диапазона значений, и отсылку соответствующего сообщения одному или более получателей из списка рассылки;
создает уведомление отслеживания задания, соответствующее рекомендательному сообщению;
обновляет уведомление отслеживания задания для включения в него рекомендованного действия и персонала, назначенного для реализации решения;
обновляет уведомление отслеживания задания для документирования реализации решения и закрытия уведомления отслеживания задания;
и генерирует дополнительное рекомендательное сообщение и отсылает соответствующее дополнительное сообщение одному или более получателям каждый раз, когда обновляется уведомление отслеживания задания.
Applications Claiming Priority (5)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US201261678069P | 2012-07-31 | 2012-07-31 | |
US61/678,069 | 2012-07-31 | ||
US13/711,815 US10138724B2 (en) | 2012-07-31 | 2012-12-12 | Monitoring, diagnosing and optimizing gas lift operations by presenting one or more actions recommended to achieve a GL system performance |
US13/711,815 | 2012-12-12 | ||
PCT/US2013/052595 WO2014022320A2 (en) | 2012-07-31 | 2013-07-29 | Monitoring, diagnosing and optimizing gas lift operations |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2015102151A RU2015102151A (ru) | 2016-09-20 |
RU2599645C2 true RU2599645C2 (ru) | 2016-10-10 |
Family
ID=50026281
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2015102151/03A RU2599645C2 (ru) | 2012-07-31 | 2013-07-29 | Мониторинг, диагностика и оптимизация газлифтных операций |
Country Status (10)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US10138724B2 (ru) |
EP (1) | EP2867440B1 (ru) |
CN (1) | CN104583532A (ru) |
AU (1) | AU2013296746B2 (ru) |
BR (1) | BR112015001928A2 (ru) |
CA (1) | CA2880128C (ru) |
MX (1) | MX2015001078A (ru) |
RU (1) | RU2599645C2 (ru) |
SG (1) | SG11201500442XA (ru) |
WO (1) | WO2014022320A2 (ru) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO2022119479A1 (ru) * | 2020-12-02 | 2022-06-09 | Общество с ограниченной ответственностью "АРЛИН ИНЖИНИРИНГ" | Контроль газоконденсатного и газового факторов многофазного флюида |
Families Citing this family (24)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US20150169798A1 (en) * | 2012-06-15 | 2015-06-18 | Landmark Graphics Corporation | Methods and systems for gas lift rate management |
US9261097B2 (en) | 2012-07-31 | 2016-02-16 | Landmark Graphics Corporation | Monitoring, diagnosing and optimizing electric submersible pump operations |
US10138724B2 (en) | 2012-07-31 | 2018-11-27 | Landmark Graphics Corporation | Monitoring, diagnosing and optimizing gas lift operations by presenting one or more actions recommended to achieve a GL system performance |
FR2997721B1 (fr) * | 2012-11-08 | 2015-05-15 | Storengy | Radonip : nouvelle methodologie de determination des courbes de productivite des puits d'exploitation de stockages et gisements de fluides compressibles |
RU2015152040A (ru) * | 2013-07-05 | 2017-08-15 | Лэндмарк Графикс Корпорейшн | Смешанный способ принудительного воспроизведения исторических данных в крупных резервуарах |
MX2016001203A (es) * | 2013-09-03 | 2016-08-05 | Landmark Graphics Corp | Graficas de barras de actividad de pozo. |
US10072485B2 (en) | 2014-02-12 | 2018-09-11 | Rockwell Automation Asia Pacific Business Center Pte. Ltd. | Systems and methods for localized well analysis and control |
AU2015384833A1 (en) * | 2015-03-04 | 2017-08-10 | Landmark Graphics Corporation | Path optimization in production network systems |
WO2016181154A1 (en) * | 2015-05-12 | 2016-11-17 | Weatherford U.K. Limited | Gas lift method and apparatus |
WO2019084213A1 (en) | 2017-10-24 | 2019-05-02 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | FEDERATED INTERROGATION |
NO20201425A1 (en) * | 2018-08-09 | 2020-12-22 | Landmark Graphics Corp | Wellbore gas lift optimization |
US11180976B2 (en) | 2018-12-21 | 2021-11-23 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and system for unconventional gas lift optimization |
NO20211053A1 (en) * | 2019-05-15 | 2021-09-03 | Landmark Graphics Corp | Self-adapting digital twins |
US11441395B2 (en) | 2019-05-16 | 2022-09-13 | Saudi Arabian Oil Company | Automated production optimization technique for smart well completions using real-time nodal analysis including real-time modeling |
US11499423B2 (en) | 2019-05-16 | 2022-11-15 | Saudi Arabian Oil Company | Automated production optimization technique for smart well completions using real-time nodal analysis including comingled production calibration |
US11326423B2 (en) | 2019-05-16 | 2022-05-10 | Saudi Arabian Oil Company | Automated production optimization technique for smart well completions using real-time nodal analysis including recommending changes to downhole settings |
US11686184B2 (en) * | 2019-06-20 | 2023-06-27 | ExxonMobil Technology and Engineering Company | Opportunistic techniques for production optimization of gas-lifted wells |
EP4022167A4 (en) * | 2019-08-30 | 2023-09-13 | Flogistix, LP | AUTOMATED PROCESS FOR GAS LIFT OPERATIONS |
US11821289B2 (en) | 2019-11-18 | 2023-11-21 | Saudi Arabian Oil Company | Automated production optimization technique for smart well completions using real-time nodal analysis |
US11352867B2 (en) | 2020-08-26 | 2022-06-07 | Saudi Arabian Oil Company | Enhanced hydrocarbon recovery with electric current |
US11608723B2 (en) | 2021-01-04 | 2023-03-21 | Saudi Arabian Oil Company | Stimulated water injection processes for injectivity improvement |
US11421148B1 (en) | 2021-05-04 | 2022-08-23 | Saudi Arabian Oil Company | Injection of tailored water chemistry to mitigate foaming agents retention on reservoir formation surface |
US11680460B2 (en) | 2021-08-03 | 2023-06-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Surface deployed annular safety valve |
US11993746B2 (en) | 2022-09-29 | 2024-05-28 | Saudi Arabian Oil Company | Method of waterflooding using injection solutions containing dihydrogen phosphate |
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU1296714A1 (ru) * | 1985-01-07 | 1987-03-15 | Московский Институт Нефти И Газа Им.И.М.Губкина | Способ управлени эксплуатацией газлифтной скважины |
SU1737104A1 (ru) * | 1990-05-03 | 1992-05-30 | Нижневартовский научно-исследовательский и проектный институт нефти | Способ управлени работой газлифтной скважины |
RU2067161C1 (ru) * | 1992-04-15 | 1996-09-27 | Леонов Василий Александрович | Способ эксплуатации газлифтного комплекса |
RU2256067C2 (ru) * | 2000-01-24 | 2005-07-10 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Способ эксплуатации газлифтной нефтяной скважины, газлифтная нефтяная скважина и способ управления потоком многофазной текучей среды в газлифтной нефтяной скважине |
US20100082388A1 (en) * | 2008-09-29 | 2010-04-01 | Infosystechnologies Limited | Method and system for managing information technology (it) infrastructural elements |
US20120095603A1 (en) * | 2010-10-13 | 2012-04-19 | Kashif Rashid | Lift-gas optimization with choke control |
Family Cites Families (23)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5829520A (en) * | 1995-02-14 | 1998-11-03 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for testing, completion and/or maintaining wellbores using a sensor device |
US5748500A (en) | 1995-11-14 | 1998-05-05 | Electric Power Research Institute, Inc. | System to assess the starting performance of a turbine |
US6236894B1 (en) | 1997-12-19 | 2001-05-22 | Atlantic Richfield Company | Petroleum production optimization utilizing adaptive network and genetic algorithm techniques |
US6229308B1 (en) | 1998-11-19 | 2001-05-08 | Schlumberger Technology Corporation | Formation evaluation using magnetic resonance logging measurements |
US20020049575A1 (en) * | 2000-09-28 | 2002-04-25 | Younes Jalali | Well planning and design |
MY129058A (en) * | 2001-10-01 | 2007-03-30 | Shell Int Research | Method and system for producing an oil and gas mixture through a well |
US7172020B2 (en) * | 2004-03-05 | 2007-02-06 | Tseytlin Software Consulting Inc. | Oil production optimization and enhanced recovery method and apparatus for oil fields with high gas-to-oil ratio |
US7849934B2 (en) * | 2005-06-07 | 2010-12-14 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for collecting drill bit performance data |
US7979240B2 (en) | 2006-03-23 | 2011-07-12 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for real-time monitoring and failure prediction of electrical submersible pumps |
US20080065362A1 (en) * | 2006-09-08 | 2008-03-13 | Lee Jim H | Well completion modeling and management of well completion |
US20080270328A1 (en) | 2006-10-18 | 2008-10-30 | Chad Lafferty | Building and Using Intelligent Software Agents For Optimizing Oil And Gas Wells |
EP1972793B1 (de) | 2007-03-23 | 2010-07-14 | Grundfos Management A/S | Verfahren zur Detektion von Fehlern in Pumpenaggregaten |
CA2703857C (en) | 2007-12-07 | 2015-05-05 | Exxonmobil Upstream Research Company | Methods and systems to estimate wellbore events |
US8214186B2 (en) * | 2008-02-04 | 2012-07-03 | Schlumberger Technology Corporation | Oilfield emulator |
US20090222497A1 (en) | 2008-02-29 | 2009-09-03 | Schlumberger Technology Corp. | Method, system and apparatus for remote software upgrade of an embedded device |
US8670966B2 (en) * | 2008-08-04 | 2014-03-11 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and systems for performing oilfield production operations |
CA2706195A1 (en) * | 2009-06-25 | 2010-09-01 | Certusview Technologies, Llc | Methods and apparatus for assessing locate request tickets |
EP2462474A1 (en) * | 2009-08-07 | 2012-06-13 | Exxonmobil Upstream Research Company | Drilling advisory systems and methods utilizing objective functions |
BR112012009089B1 (pt) | 2009-10-21 | 2021-11-03 | Prad Research And Development Limited | Método para determinar um fluxo através de uma bomba elétrica submersível (esp), sistema para monitorar o fluxo de líquido em um poço e meio legível por computador não transitório |
US8453764B2 (en) * | 2010-02-01 | 2013-06-04 | Aps Technology, Inc. | System and method for monitoring and controlling underground drilling |
MX2013000207A (es) | 2010-06-23 | 2013-06-28 | Mike Lisk | Sistema de control y bombeo de centinela de pozo. |
US10138724B2 (en) | 2012-07-31 | 2018-11-27 | Landmark Graphics Corporation | Monitoring, diagnosing and optimizing gas lift operations by presenting one or more actions recommended to achieve a GL system performance |
US9261097B2 (en) | 2012-07-31 | 2016-02-16 | Landmark Graphics Corporation | Monitoring, diagnosing and optimizing electric submersible pump operations |
-
2012
- 2012-12-12 US US13/711,815 patent/US10138724B2/en active Active
-
2013
- 2013-07-29 RU RU2015102151/03A patent/RU2599645C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2013-07-29 AU AU2013296746A patent/AU2013296746B2/en not_active Ceased
- 2013-07-29 BR BR112015001928A patent/BR112015001928A2/pt not_active IP Right Cessation
- 2013-07-29 CN CN201380040207.5A patent/CN104583532A/zh active Pending
- 2013-07-29 WO PCT/US2013/052595 patent/WO2014022320A2/en active Application Filing
- 2013-07-29 EP EP13825793.6A patent/EP2867440B1/en active Active
- 2013-07-29 SG SG11201500442XA patent/SG11201500442XA/en unknown
- 2013-07-29 MX MX2015001078A patent/MX2015001078A/es unknown
- 2013-07-29 CA CA2880128A patent/CA2880128C/en active Active
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU1296714A1 (ru) * | 1985-01-07 | 1987-03-15 | Московский Институт Нефти И Газа Им.И.М.Губкина | Способ управлени эксплуатацией газлифтной скважины |
SU1737104A1 (ru) * | 1990-05-03 | 1992-05-30 | Нижневартовский научно-исследовательский и проектный институт нефти | Способ управлени работой газлифтной скважины |
RU2067161C1 (ru) * | 1992-04-15 | 1996-09-27 | Леонов Василий Александрович | Способ эксплуатации газлифтного комплекса |
RU2256067C2 (ru) * | 2000-01-24 | 2005-07-10 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Способ эксплуатации газлифтной нефтяной скважины, газлифтная нефтяная скважина и способ управления потоком многофазной текучей среды в газлифтной нефтяной скважине |
US20100082388A1 (en) * | 2008-09-29 | 2010-04-01 | Infosystechnologies Limited | Method and system for managing information technology (it) infrastructural elements |
US20120095603A1 (en) * | 2010-10-13 | 2012-04-19 | Kashif Rashid | Lift-gas optimization with choke control |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO2022119479A1 (ru) * | 2020-12-02 | 2022-06-09 | Общество с ограниченной ответственностью "АРЛИН ИНЖИНИРИНГ" | Контроль газоконденсатного и газового факторов многофазного флюида |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
BR112015001928A2 (pt) | 2017-07-04 |
CA2880128C (en) | 2017-03-28 |
WO2014022320A3 (en) | 2014-04-03 |
SG11201500442XA (en) | 2015-02-27 |
EP2867440A4 (en) | 2016-04-27 |
RU2015102151A (ru) | 2016-09-20 |
US20140039793A1 (en) | 2014-02-06 |
AU2013296746A1 (en) | 2015-02-12 |
CN104583532A (zh) | 2015-04-29 |
WO2014022320A2 (en) | 2014-02-06 |
AU2013296746B2 (en) | 2016-05-26 |
MX2015001078A (es) | 2015-06-04 |
US10138724B2 (en) | 2018-11-27 |
EP2867440B1 (en) | 2017-09-06 |
EP2867440A2 (en) | 2015-05-06 |
CA2880128A1 (en) | 2014-02-06 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2599645C2 (ru) | Мониторинг, диагностика и оптимизация газлифтных операций | |
US9261097B2 (en) | Monitoring, diagnosing and optimizing electric submersible pump operations | |
EP3631161B1 (en) | Oil and gas industrial machine monitoring | |
US8705318B2 (en) | Data aggregation for drilling operations | |
US20160312552A1 (en) | Integrated modeling and monitoring of formation and well performance | |
US20210348490A1 (en) | Oilfield system | |
EP2893378B1 (en) | Model-driven surveillance and diagnostics | |
US20100084191A1 (en) | Combining belief networks to generate expected outcomes | |
RU2598261C1 (ru) | Мониторинг и диагностика эксплуатационных данных обводненных резервуаров с использованием эксплуатационных данных | |
EP4026984B1 (en) | System and method for real-time monitoring and optimizing operation of connected oil and gas wells | |
MX2008009308A (es) | Administracion del sistema de produccion dinamica. | |
WO2017180124A1 (en) | Parameter based roadmap generation for downhole operations | |
CN113950565B (zh) | 用于自动和智能压裂垫的系统和方法 | |
WO2021242287A1 (en) | Method and system for optimizing field development | |
WO2021029858A1 (en) | Model based preference learning and optimization systems and methods | |
Al-Yateem et al. | Effective utilization of smart oil fields infrastructure towards optimal production and real time reservoir surveillance | |
US20220403729A1 (en) | Automated wellbore planning based on wellbore condition | |
US20230313647A1 (en) | Methods to dynamically control fluid flow in a multi-well system, methods to dynamically provide real-time status of fluid flow in a multi-well system, and multi-well fluid flow control systems | |
Kumar et al. | Enabling Autonomous Well Optimization by Applications of Edge Gateway Devices & Advanced Analytics | |
Rodrigues | Applying Particle Swarm Optimisation Technique to Calculate Rod Torque Limits for Wells and Preventing Impending PCP Rod Failures | |
Ezzine | Gas Lift optimization by Real Time Monitoring using SCADA system |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20170730 |