RU2607004C1 - Способ оперативного контроля технического состояния газовых и газоконденсатных скважин - Google Patents
Способ оперативного контроля технического состояния газовых и газоконденсатных скважин Download PDFInfo
- Publication number
- RU2607004C1 RU2607004C1 RU2015150823A RU2015150823A RU2607004C1 RU 2607004 C1 RU2607004 C1 RU 2607004C1 RU 2015150823 A RU2015150823 A RU 2015150823A RU 2015150823 A RU2015150823 A RU 2015150823A RU 2607004 C1 RU2607004 C1 RU 2607004C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- pressure
- well
- results
- wellhead
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 29
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims abstract description 13
- 238000001914 filtration Methods 0.000 claims abstract description 12
- 238000004886 process control Methods 0.000 claims abstract description 12
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 claims abstract description 10
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 9
- 238000010276 construction Methods 0.000 claims abstract description 4
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 11
- 238000013139 quantization Methods 0.000 claims description 11
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 7
- 230000007423 decrease Effects 0.000 claims description 6
- 238000011160 research Methods 0.000 claims description 6
- 238000009530 blood pressure measurement Methods 0.000 claims description 4
- 238000012937 correction Methods 0.000 claims description 3
- 150000004677 hydrates Chemical class 0.000 claims description 3
- 239000004576 sand Substances 0.000 claims description 3
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 claims description 2
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 claims description 2
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims 1
- 238000004088 simulation Methods 0.000 claims 1
- 239000010802 sludge Substances 0.000 claims 1
- 238000011161 development Methods 0.000 abstract description 6
- 238000005070 sampling Methods 0.000 abstract description 4
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 4
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 3
- 230000002427 irreversible effect Effects 0.000 description 3
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 3
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 2
- 230000007717 exclusion Effects 0.000 description 2
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 2
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 2
- 230000001052 transient effect Effects 0.000 description 2
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 238000010009 beating Methods 0.000 description 1
- 230000001364 causal effect Effects 0.000 description 1
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 1
- 239000000945 filler Substances 0.000 description 1
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 1
- 230000008014 freezing Effects 0.000 description 1
- 238000007710 freezing Methods 0.000 description 1
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 1
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 1
- 230000014759 maintenance of location Effects 0.000 description 1
- 238000000059 patterning Methods 0.000 description 1
- 238000007639 printing Methods 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 238000010187 selection method Methods 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- 238000001757 thermogravimetry curve Methods 0.000 description 1
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
- E21B47/06—Measuring temperature or pressure
-
- 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
- E21B47/10—Locating fluid leaks, intrusions or movements
-
- G—PHYSICS
- G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
- G06F—ELECTRIC DIGITAL DATA PROCESSING
- G06F17/00—Digital computing or data processing equipment or methods, specially adapted for specific functions
-
- G—PHYSICS
- G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
- G06Q—INFORMATION AND COMMUNICATION TECHNOLOGY [ICT] SPECIALLY ADAPTED FOR ADMINISTRATIVE, COMMERCIAL, FINANCIAL, MANAGERIAL OR SUPERVISORY PURPOSES; SYSTEMS OR METHODS SPECIALLY ADAPTED FOR ADMINISTRATIVE, COMMERCIAL, FINANCIAL, MANAGERIAL OR SUPERVISORY PURPOSES, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- G06Q99/00—Subject matter not provided for in other groups of this subclass
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Theoretical Computer Science (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Business, Economics & Management (AREA)
- General Business, Economics & Management (AREA)
- Data Mining & Analysis (AREA)
- Databases & Information Systems (AREA)
- Mathematical Physics (AREA)
- Software Systems (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при разработке газовых и газоконденсатных месторождений. Способ включает проведение стандартных газодинамических исследований скважин на стандартных режимах фильтрации с построением зависимости устьевых параметров (давления и температуры) и давления на забое скважины от расхода газа, контроль соответствия величины фиксируемых в процессе эксплуатации устьевых параметров величине параметров, определяемой зависимостью, построенной по результатам газодинамических исследований (ГДИ) при текущем расходе газа. Осуществляют контроль давления в затрубном пространстве скважины с помощью датчика давления, установленного на скважине и по показаниям которого с заданным шагом квантования, по барометрической формуле автоматизированная система управления технологическими процессами оперативно моделирует давление на забое скважины и сравнивает его с величиной забойного давления, определяемой зависимостью, построенной по результатам ГДИ при текущем расходе газа. Оперативное моделирование давления на забое скважины и его динамики осуществляют, используя результаты фактических измерений расхода газа, производимых с заданным шагом квантования. Оперативное моделирование потерь давления в стволе скважины определяют из результатов фактических измерений давления на забое скважины, ее характеристик и текущих параметров добываемого флюида. Предложенное изобретение позволяет оперативно контролировать техническое состояние скважин, что повышает эффективность промышленной безопасности при эксплуатации. 2 з.п. ф-лы.
Description
Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при разработке газовых и газоконденсатных месторождений для контроля технического состояния скважин и оперативного изменения технологического режима их эксплуатации.
Техническое состояние скважин определяется наличием или отсутствием водопритока в ствол скважины, наличием или отсутствием песчано-жидкостной пробки на забое скважины, которая может полностью или частично перекрывать интервалы перфорации, наличием или отсутствием газовых гидратов в стволе скважины, которые могут привести к полной или частичной закупорке ствола, срыву гидратной пробки потоком газа и ее ударно-разрушительному воздействию на устьевую обвязку.
Техническое состояние скважины наиболее достоверно определяется методами промысловой геофизики. Наличие притока жидкости в ствол скважины наиболее уверенно фиксируется на термограмме по положительной аномалии дросселирования. Косвенным образом, методом шумоиндикации. Установить характер жидкости позволяют методы определения плотности и состава заполнителя ствола (барометрия, влагометрия, термоанемометрия, гамма-гамма плотностиметрия) (Газодинамический контроль за эксплуатацией скважин на месторождениях и подземных хранилищах газа промыслово-геофизическими методами. ГГК «Газпром». Методические рекомендации. - М.: Типография ОХО Миннефтепрома СССР, 1991. - 160 с).
Определение наличия водопритока геофизическими методами имеет следующие недостатки. Высокая стоимость исследований. Отсутствие количественной оценки содержания воды в продукции скважины.
Известен способ контроля за процессом обводнения газовых скважин путем проведения газодинамических исследований скважин методом установившихся отборов с применением малогабаритного устройства, состоящего из сепаратора, расходомера и емкости для сбора отсепарированных примесей (А.И. Гриценко, З.С. Алиев, О.М. Ермилов, В.В. Ремизов, Г.А. Зотов. Руководство по исследованию скважин. - М.: Наука, 1995, с. 499).
Недостатком данного способа является необходимость проведения химических анализов для определения природы отсепарированной жидкости. Кроме того, значения коэффициентов фильтрационного сопротивления a и b, которые получают в результате обработки газодинамических исследований скважин методом установившихся отборов без анализа динамики этих коэффициентов во времени, не являются информативными с точки зрения поступления в залежь пластовых и подошвенных вод. Также недостатком способа является то, что его реализация возможна только в период положительных температур во избежание замерзания жидкости.
Известен способ контроля формирования песчано-жидкостной пробки на забое скважины путем периодического шаблонирования скважины с отбивкой забоя периодически проводимых геологическими службами предприятий (А.И. Гриценко, З.С. Алиев, О.М. Ермилов, В.В. Ремизов, Г.А. Зотов. Руководство по исследованию скважин. - М.: Наука, 1995, с. 499).
Недостатком данного способа являются значительные временные затраты. Проведение данной операции на сеноманской скважине силами исследовательской бригады занимает порядка 4 часов, в процессе которой скважина простаивает, поэтому периодичность замеров допускается не более 1 раза в год.
Известен способ определения влагосодержания продукции газовых скважин, оборудованных устьевой обвязкой, включающий подачу газа из скважины в рабочую камеру, в которой контролируют давление и разность давлений газа в верхней и нижней частях рабочей камеры и осуществляют измерение относительной влажности газа, после стабилизации давления в рабочей камере поступивший газ изолируют, последовательно закрывая запорно-регулирующие элементы сначала на выпускном коллекторе рабочей камеры, а затем на впускном коллекторе рабочей камеры, после чего измеряют относительную влажность газа в верхней и нижней частях рабочей камеры сорбционно-емкостными элементами, установленными в верхней и нижней горизонтальных плоских стенках рабочей камеры, и если величины относительной влажности в верхней и нижней частях рабочей камеры равны и составляют величину менее 100%, то ее и принимают за величину относительной влажности газа, а если в нижней части камеры величина относительной влажности равна 100%, то включают нагрев камеры и нагревают газ в рабочей камере до тех пор, пока в верхней и нижней частях камеры не будет измерена одинаковая величина относительной влажности газа ниже 100%, а если на основании замеров относительной влажности сорбционно-емкостными элементами в верхней и нижней частях рабочей камеры после нагрева не будет достигнута одинаковая величина относительной влажности газа ниже 100%, то величину влажности газа определяют по плотности газа гидростатическим методом на основании разности давлений газа в верхней и нижней частях рабочей камеры и зафиксированной температуры нагретого газа. (Патент РФ №2354823, опубл. 10.05.2009).
Наиболее близким принятым за прототип является способ контроля за процессом обводнения газовых скважин, включающий проведение стандартных газодинамических исследований скважин методом установившихся отборов, определение коэффициентов фильтрационного сопротивления a и b, анализ динамики коэффициентов фильтрационного сопротивления a и b во времени, построение графиков их изменения во времени, сравнение значений коэффициентов фильтрационного сопротивления a и b с предыдущими, вывод о наличии пластовых вод в призабойной зоне пласта по скачкообразному увеличению значений коэффициентов фильтрационного сопротивления (Патент РФ 2202692, опубл. 20.04.2003).
Недостатками данного способа являются сравнительно большие ошибки при определении даты поступления пластовых и/или подошвенных вод, что обусловлено большими интервалами времени между датами газодинамических исследований скважин методом установившихся отборов.
Общим недостатком всех приведенных выше способов является малая дискретность замеров, не позволяющая оперативно фиксировать изменения технического состояния скважин.
Задачей, на решение которой направлено предлагаемое изобретение, является создание способа оперативного контроля за изменением технического состояния скважин по данным эксплуатации.
Технический результат - повышение эффективности промышленной безопасности эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин путем фиксирования с высокой дискретностью изменений технического состояния скважин по данным устьевой телеметрии в процессе их нормальной эксплуатации на технологическом режиме, заданном проектом разработки месторождения и оперативной корректировки технологического режима на основании полученных результатов.
Технический результат достигается тем, что способ оперативного контроля технического состояния газовых и газоконденсатных скважин включает проведение стандартных газодинамических исследований (ГДИ) скважин на стационарных режимах фильтрации с построением зависимости устьевых параметров давления и температуры, и давления на забое скважины от расхода газа, контроль соответствия величины фиксируемых в процессе эксплуатации устьевых параметров величине параметров, определяемой зависимостью, построенной по результатам газодинамических исследований при текущем расходе газа, согласно изобретению осуществляют контроль давления в затрубном пространстве скважины с помощью датчика давления, установленного на скважине и по показаниям которого с заданным шагом квантования, по барометрической формуле автоматизированная система управления технологическими процессами (АСУ ТП) или информационно-управляющая система (ИУС) оперативно моделирует давление на забое скважины и сравнивает его с величиной забойного давления, определяемой зависимостью, построенной по результатам газодинамических исследований при текущем расходе газа.
Если при текущем расходе величина забойного давления постепенно снижается и становится меньше показателя, определяемого зависимостью, построенной по результатам газодинамических исследований с учетом поправки на снижение пластового давления, то автоматизированная система управления технологическими процессами (или ИУС) выдает сообщение оператору о том, что продуктивность скважины снижается по причине формирования песчаной пробки на забое и требуется снизить расход газа.
Если величина потерь давления в стволе скважины, определяемая как разность забойного и устьевого давлений, растет и становится выше показателя при газодинамических исследованиях при текущем расходе газа, автоматизированная система управления технологическими процессами (или ИУС) выдает сообщение о том, что увеличилось количество воды в продукции скважины и требуется проведение геофизических исследований скважины.
Если температура на устье скважины опускается ниже температуры гидратообразования при текущем устьевом давлении, наблюдается рост забойного давления с одновременным снижением устьевого давления и/или расхода газа, автоматизированная система управления технологическими процессами (или ИУС) выдает сообщение об образовании в стволе скважины газовых гидратов и необходимости немедленной подачи на забой ингибитора гидратообразования.
Оперативное моделирование давления на забое скважины и его динамики осуществляют, используя результаты фактических измерений расхода газа, производимых с заданным шагом квантования, например по формуле:
где Рпл - пластовое давление, а и b - коэффициенты фильтрационного сопротивления, зависящие от несовершенства скважины, геометрии зоны дренирования, параметров пласта, свойства газа, и которые определяют по результатам ГДИ, а оперативные моделирование зависимости величины устьевого давления от расхода газа определяют из результатов фактических измерений давления на забое скважины Рз, ее характеристик и текущих параметров добываемого флюида, например, по формуле:
где 
,
D - внутренний диаметр фонтанных труб, м,
Q - дебит скважины, тыс. м3/сут,
Рз - давление на забое скважины, МПа
Ру - давление устья фонтанных труб, МПа,
L - расстояние от устья до забоя скважины, м,
Zср - средний коэффициент сверхсжимаемости газа,
Тср - средняя по стволу скважины температура газа, К,
λ - коэффициент сопротивления труб, зависящий от числа Рейнольдса, средней скорости потока и вязкости газа.
Для оперативного определения давления и температуры добываемого флюида на забое скважины с заданным шагом квантования используют глубинные датчики и линии их связи с наземным оборудованием с величиной инерционности измерений, гарантирующей исключение развития необратимых переходных процессов реализации технологии добычи, и спускаемые в скважину в составе компоновки скважинного оборудования.
Между отличительными признаками и достигаемым техническим результатом существует следующая причинно-следственная связь. Для осуществления оперативного моделирования давления на забое скважины и его динамики используются результаты фактических измерений расхода газа, производимых с заданным шагом квантования. Оперативное моделирование зависимости величины устьевого давления от расхода газа осуществляется с использованием результатов фактических измерений давления на забое скважины, ее характеристик и текущих параметров добываемого флюида. Весь этот комплекс позволяет оперативно контролировать техническое состояние скважин, что повышает эффективность промышленной безопасности при эксплуатации.
Предлагаемый способ оперативного контроля технического состояния газовых и газоконденсатных скважин осуществляют следующим образом.
Устья скважин оборудуют датчиками давления и температуры, узлами замера расхода (дебита) газа/газоконденсатной смеси.
Проводят стандартные газодинамические исследования (ГДИ) скважин на стационарных режимах фильтрации с построением зависимости устьевых параметров (давления и температуры) и давления на забое скважины от расхода газа, контроль соответствия величины фиксируемых в процессе эксплуатации устьевых параметров величине параметров, определяемой зависимостью, построенной по результатам ГДИ при текущем расходе газа.
На скважине устанавливают датчик давления, который контролирует давление в затрубном пространстве скважины и по показаниям которого с заданным шагом квантования по барометрической формуле автоматизированная система управления технологическими процессами (АСУ ТП) оперативно моделирует давление на забое скважины и сравнивает его с величиной забойного давления, определяемой зависимостью, построенной по результатам ГДИ при текущем расходе газа.
Оперативное моделирование давления на забое скважины и его динамики осуществляют, используя результаты фактических измерений расхода газа, производимых с заданным шагом квантования, по формуле:
где Рпл - пластовое давление, а и b - коэффициенты фильтрационного сопротивления, зависящие от несовершенства скважины, геометрии зоны дренирования, параметров пласта, свойства газа, и которые определяют по результатам ГДИ.
Если при текущем расходе величина забойного давления постепенно снижается и становится меньше показателя, определяемого зависимостью, построенной по результатам ГДИ с учетом поправки на снижение пластового давления, то АСУ ТП (или ИУС) выдает сообщение оператору о том, что продуктивность скважины снижается по причине формирования песчаной пробки на забое и требуется снизить расход газа.
Оперативное моделирование зависимости величины устьевого давления от расхода газа определяют из результатов фактических измерений давления на забое скважины Рз, ее характеристик и текущих параметров добываемого флюида, например, по формуле:
где 
,
D - внутренний диаметр фонтанных труб, м,
Q - дебит скважины, тыс. м3/сут,
Рз - давление на забое скважины, МПа,
Ру - давление устья фонтанных труб, МПа,
L - расстояние от устья до забоя скважины, м,
Zср - средний коэффициент сверхсжимаемости газа,
Тср - средняя по стволу скважины температура газа, К,
λ - коэффициент сопротивления труб, зависящий от числа Рейнольдса, средней скорости потока и вязкости газа.
Если величина потерь давления в стволе скважины, определяемая как разность забойного и устьевого давлений, растет и становится выше показателя при ГДИ при текущем расходе газа, АСУ ТП (или ИУС) выдает сообщение о том, что увеличилось количество воды в продукции скважины и требуется проведение геофизических исследований скважины.
Для исключения развития необратимых переходных процессов реализации технологии добычи (их бифуркации) АСУ ТП (или ИУС) увеличивает частоту квантования измерений по мере приближения моделируемых и контролируемых параметров к их критическим значениям, выводя соответствующее сообщение оператору, который, исходя из опыта эксплуатации конкретных скважин, может дополнительно увеличить частоту квантования.
Для оперативного определения давления и температуры добываемого флюида на забое скважины с заданным шагом квантования используют глубинные датчики и линии их связи с наземным оборудованием с величиной инерционности измерений, гарантирующей исключение развития необратимых переходных процессов реализации технологии добычи, и спускаемые в скважину в составе компоновки скважинного оборудования.
Claims (17)
1. Способ оперативного контроля технического состояния газовых и газоконденсатных скважин, включающий проведение стандартных газодинамических исследований скважин на стационарных режимах фильтрации с построением зависимости устьевых параметров давления и температуры и давления на забое скважины от расхода газа, контроль соответствия величины фиксируемых в процессе эксплуатации устьевых параметров величине параметров, определяемой зависимостью, построенной по результатам газодинамических исследований при текущем расходе газа, отличающийся тем, что осуществляют контроль давления в затрубном пространстве скважины с помощью датчика давления, установленного на скважине и по показаниям которого с заданным шагом квантования, по барометрической формуле автоматизированная система управления технологическими процессами или информационно-управляющая система оперативно моделирует давление на забое скважины и сравнивает его с величиной забойного давления, определяемой зависимостью, построенной по результатам газодинамических исследований при текущем расходе газа, и если при текущем расходе величина забойного давления постепенно снижается и становится меньше показателя, определяемого зависимостью, построенной по результатам газодинамических исследований с учетом поправки на снижение пластового давления, автоматизированная система управления технологическими процессами выдает сообщение оператору о том, что продуктивность скважины снижается по причине формирования песчаной пробки на забое и требуется снизить расход газа, а если величина потерь давления в стволе скважины, определяемая как разность забойного и устьевого давлений растет и становится выше показателя газодинамических исследований при текущем расходе газа, автоматизированная система управления технологическими процессами выдает сообщение о том, что увеличилось количество воды в продукции скважины и требуется проведение геофизических исследований скважины, а если температура на устье скважины опускается ниже температуры гидратообразования при текущем устьевом давлении, наблюдается рост забойного давления с одновременным снижением устьевого давления и/или расхода газа, автоматизированная система управления технологическими процессами выдает сообщение об образовании в стволе скважины газовых гидратов и необходимости немедленной подачи на забой ингибитора гидратообразования.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что оперативное моделирование давления на забое скважины и его динамики осуществляют, используя результаты фактических измерений расхода газа, производимых с заданным шагом квантования, например, по формуле: 
,
где Рпл - пластовое давление,
а и b - коэффициенты фильтрационного сопротивления.
3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что оперативное моделирование потерь давления в стволе скважины определяют из результатов фактических измерений давления на забое скважины Рз, ее характеристик и текущих параметров добываемого флюида, например, по формуле:
где 
,
D - внутренний диаметр фонтанных труб, м,
Q - дебит скважины, тыс. м3/сут,
Рз - давление на забое скважины, МПа,
Ру - давление устья фонтанных труб, МПа,
L - расстояние от устья до забоя скважины, м,
Zср - средний коэффициент сверхсжимаемости газа,
Тср - средняя по стволу скважины температура газа, К,
λ - коэффициент сопротивления труб, зависящий от числа Рейнольдса, средней скорости потока и вязкости газа.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015150823A RU2607004C1 (ru) | 2015-11-26 | 2015-11-26 | Способ оперативного контроля технического состояния газовых и газоконденсатных скважин |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015150823A RU2607004C1 (ru) | 2015-11-26 | 2015-11-26 | Способ оперативного контроля технического состояния газовых и газоконденсатных скважин |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2607004C1 true RU2607004C1 (ru) | 2017-01-10 |
Family
ID=58452336
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2015150823A RU2607004C1 (ru) | 2015-11-26 | 2015-11-26 | Способ оперативного контроля технического состояния газовых и газоконденсатных скважин |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2607004C1 (ru) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2661502C1 (ru) * | 2017-07-25 | 2018-07-17 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Способ оптимизации периодичности газодинамических исследований скважин на нефтегазоконденсатных месторождениях крайнего севера |
| RU2684270C1 (ru) * | 2018-06-20 | 2019-04-04 | Акционерное общество "Ачимгаз" | Способ определения динамического забойного давления газоконденсатной скважины |
| RU2706084C2 (ru) * | 2018-03-13 | 2019-11-14 | Общество с ограниченной ответственностью "ГазВелл Системы" | Автоматизированная система для оптимальной эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин с высоким содержанием жидкости |
| RU2770023C1 (ru) * | 2021-04-06 | 2022-04-14 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Способ контроля дебита газовой скважины |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1643709A1 (ru) * | 1988-12-06 | 1991-04-23 | Коми филиал Всесоюзного научно-исследовательского института природных газов | Способ определени продуктивной характеристики газовых и газоконденсатных скважин |
| US5058012A (en) * | 1989-02-07 | 1991-10-15 | Marathon Oil Company | Method of extrapolating reservoir performance |
| RU2067664C1 (ru) * | 1992-01-16 | 1996-10-10 | Василий Иванович Тищенко | Способ исследования газовых скважин при нестационарных режимах фильтрации |
| RU2202692C2 (ru) * | 2000-07-13 | 2003-04-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Надымгазпром" | Способ контроля за процессом обводнения газовых скважин |
| US20090205819A1 (en) * | 2005-07-27 | 2009-08-20 | Dale Bruce A | Well Modeling Associated With Extraction of Hydrocarbons From Subsurface Formations |
-
2015
- 2015-11-26 RU RU2015150823A patent/RU2607004C1/ru active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1643709A1 (ru) * | 1988-12-06 | 1991-04-23 | Коми филиал Всесоюзного научно-исследовательского института природных газов | Способ определени продуктивной характеристики газовых и газоконденсатных скважин |
| US5058012A (en) * | 1989-02-07 | 1991-10-15 | Marathon Oil Company | Method of extrapolating reservoir performance |
| RU2067664C1 (ru) * | 1992-01-16 | 1996-10-10 | Василий Иванович Тищенко | Способ исследования газовых скважин при нестационарных режимах фильтрации |
| RU2202692C2 (ru) * | 2000-07-13 | 2003-04-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Надымгазпром" | Способ контроля за процессом обводнения газовых скважин |
| US20090205819A1 (en) * | 2005-07-27 | 2009-08-20 | Dale Bruce A | Well Modeling Associated With Extraction of Hydrocarbons From Subsurface Formations |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2661502C1 (ru) * | 2017-07-25 | 2018-07-17 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Способ оптимизации периодичности газодинамических исследований скважин на нефтегазоконденсатных месторождениях крайнего севера |
| RU2706084C2 (ru) * | 2018-03-13 | 2019-11-14 | Общество с ограниченной ответственностью "ГазВелл Системы" | Автоматизированная система для оптимальной эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин с высоким содержанием жидкости |
| RU2684270C1 (ru) * | 2018-06-20 | 2019-04-04 | Акционерное общество "Ачимгаз" | Способ определения динамического забойного давления газоконденсатной скважины |
| RU2770023C1 (ru) * | 2021-04-06 | 2022-04-14 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Способ контроля дебита газовой скважины |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2607004C1 (ru) | Способ оперативного контроля технического состояния газовых и газоконденсатных скважин | |
| US9896930B2 (en) | Three-dimensional reservoir pressure determination using real time pressure data from downhole gauges | |
| CA2645253C (en) | Method for production metering of oil wells | |
| US10323513B2 (en) | System and method for downhole organic scale monitoring and intervention in a production well | |
| US20190234210A1 (en) | System and method for downhole inorganic scale monitoring and intervention in a production well | |
| US11111778B2 (en) | Injection wells | |
| Hemink et al. | On the use of distributed temperature Sensing and distributed acoustic sensing for the application of gas lift surveillance | |
| RU2645055C1 (ru) | Способ автоматического прослушивания газовых и газоконденсатных скважин на месторождениях крайнего севера | |
| US20070032994A1 (en) | System and method of flow assurance in a well | |
| WO2018215763A1 (en) | Improvements in or relating to injection wells | |
| RU2368772C1 (ru) | Способ мониторинга многопластовой скважины с устранением пластовых перетоков | |
| WO2014051838A1 (en) | Systems and methods for the determination of gas permeability | |
| Costello et al. | Permanent Distributed Temperature Sensing (DTS) Technology Applied In Mature Fields: A Forties Field Case Study | |
| US20230399938A1 (en) | Real-time scale precipitation prediction and control systems and methods | |
| Bringedal et al. | Application of Virtual Flow Metering as a Backup or Alternative to Multiphase Flow Measuring Devices | |
| Cramer et al. | Real Time Surveillance and Optimization of a Heavy Oil Field | |
| Ausen et al. | Uncertainty evaluation applied to a model-based Virtual Flow Metering system | |
| Arno et al. | Automated system to control the technical condition of gas and gas-condensate wells located in the Russian Far North. A review based on exploitation data | |
| Eugene et al. | Complex Approach for Gas Lift Wells Optimization for Orenburgskoe Field | |
| Pankaj et al. | New Opportunities in Well and Reservoir Surveillance Using Multiple Downhole Pressure Gauges in Deepwater Injector Wells | |
| Moreno | Implementation of the ensemble Kalman filter in the characterization of hydraulic fractures in shale gas reservoirs by integrating downhole temperature sensing technology | |
| Zakharov | A New Approach to Obtain Producer FBHP and FBHT from SCADA Data in the Schoonebeek Steamflood | |
| Berezenkov et al. | Identification of Safe Injection Modes for Injection Wells | |
| Beck et al. | South Belut Data Acquisition: Leveraging Real Time Production Data from IWS Wells for Reservoir Characterisation | |
| Denney | Intelligent-Well-Monitoring Systems: Review and Comparison |