RU2608141C1 - Method for real-time monitoring of water and sand carry-over with extracted product from well in automated process control systems of gas-field objects of oil and gas condensate of deposits of far north - Google Patents
Method for real-time monitoring of water and sand carry-over with extracted product from well in automated process control systems of gas-field objects of oil and gas condensate of deposits of far north Download PDFInfo
- Publication number
- RU2608141C1 RU2608141C1 RU2015148984A RU2015148984A RU2608141C1 RU 2608141 C1 RU2608141 C1 RU 2608141C1 RU 2015148984 A RU2015148984 A RU 2015148984A RU 2015148984 A RU2015148984 A RU 2015148984A RU 2608141 C1 RU2608141 C1 RU 2608141C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- well
- sand
- water
- circuit
- Prior art date
Links
- 239000004576 sand Substances 0.000 title claims abstract description 27
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 25
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 24
- 238000004886 process control Methods 0.000 title claims abstract description 22
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 title claims abstract description 7
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 12
- 238000012360 testing method Methods 0.000 claims abstract description 4
- 230000008030 elimination Effects 0.000 claims abstract 2
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 claims abstract 2
- 230000026676 system process Effects 0.000 claims 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 abstract description 65
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 4
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 3
- 238000013461 design Methods 0.000 abstract description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 abstract description 2
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 abstract description 2
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 abstract 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 abstract 1
- 102100033925 GS homeobox 1 Human genes 0.000 description 6
- 101001068303 Homo sapiens GS homeobox 1 Proteins 0.000 description 6
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 2
- 230000003449 preventive effect Effects 0.000 description 2
- 238000010926 purge Methods 0.000 description 2
- TVZRAEYQIKYCPH-UHFFFAOYSA-N 3-(trimethylsilyl)propane-1-sulfonic acid Chemical compound C[Si](C)(C)CCCS(O)(=O)=O TVZRAEYQIKYCPH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000007792 addition Methods 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 230000006866 deterioration Effects 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 1
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 1
- 238000013139 quantization Methods 0.000 description 1
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 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
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/18—Repressuring or vacuum methods
-
- 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
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)
- Feedback Control In General (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к области добычи природного газа и, в частности, к оперативному контролю выноса воды и песка из скважины в автоматизированных системах управления технологическими процессами (АСУ ТП) нефтегазоконденсатных месторождений Крайнего Севера.The invention relates to the field of natural gas production and, in particular, to the operational control of the removal of water and sand from a well in automated process control systems (ACS TP) of oil and gas condensate fields of the Far North.
Известен способ контроля выноса песка из газовой скважины (патент РФ №2285909 G01N 15/06 Е21В 47/00), включающий ввод в поток газа стержня, покрытого клееобразным веществом. Стержень выдерживают в потоке некоторое время, затем извлекают, растворителем обильно смывают клееобразное вещество с застрявшими в нем песчинками и полученный раствор фильтруют. По наличию и количеству осадка судят о факте и интенсивности выноса песка.A known method of controlling the removal of sand from a gas well (RF patent No. 2285909 G01N 15/06 ЕВВ 47/00), comprising introducing into the gas stream a rod coated with a glue-like substance. The core is kept in the stream for some time, then removed, the glue-like substance with grains of sand stuck in it is abundantly washed off with a solvent, and the resulting solution is filtered. The presence and amount of sediment is used to judge the fact and intensity of sand removal.
Существенным недостатком указанного способа является высокая трудоемкость проведения работ и низкая оперативность получения необходимых результатов.A significant disadvantage of this method is the high complexity of the work and the low efficiency of obtaining the necessary results.
Наиболее близким по технической сущности к заявляемому изобретению является способ оперативного контроля выноса воды и песка с добываемым продуктом из скважины в АСУ ТП газопромысловых объектов нефтегазоконденсатных месторождений Крайнего Севера (РФ №2474685, Е21В 47/00, 05.05.2011). Способ включает измерение давления газа на устье скважины средствами АСУ ТП и телеметрии в реальном масштабе времени с одновременным контролем на устье скважины температуры газа. Параллельно указанным измерениям в реальном масштабе времени осуществляют контроль фактического давления и температуры газа в конце газосборного шлейфа (ГСШ), по которому газ поступает на вход установки комплексной подготовки газа (УКПГ), а также расход газа скважины. Используя текущие значения контролируемых параметров, в реальном масштабе времени средствами АСУ ТП, вычисляют расчетное значение давления газа в конце шлейфа, сравнивают динамику его изменения во времени с динамикой изменения фактического давления газа в конце ГСШ. Появление разности в динамике поведения давлений расчетного и фактического определяет начало процесса выноса песка и воды из скважины, что влечет необходимость регулирования режима ее работы.Closest to the technical nature of the claimed invention is a method for the operational control of the removal of water and sand from the produced product from the well to the automated process control system of gas production facilities of oil and gas condensate fields of the Far North (RF No. 2474685, ЕВВ 47/00, 05.05.2011). The method includes measuring the gas pressure at the wellhead by automated process control and telemetry tools in real time with simultaneous monitoring of the gas temperature at the wellhead. In parallel with the indicated measurements in real time, the actual pressure and temperature of the gas are monitored at the end of the gas collection loop (GSS), through which gas is supplied to the input of the integrated gas treatment unit (UKPG), as well as the gas flow rate of the well. Using the current values of the monitored parameters, in real time by means of an automatic process control system, the calculated value of the gas pressure at the end of the loop is calculated, the dynamics of its change in time is compared with the dynamics of the actual gas pressure at the end of the main power supply. The appearance of a difference in the dynamics of the calculated and actual pressures determines the beginning of the process of sand and water removal from the well, which entails the need to regulate its operation mode.
Существенным недостатком указанного способа является то, что он только фиксирует начало процесса выноса песка и воды из скважины, но не позволяет АСУ ТП принимать управляющие решения, адекватные возникшей ситуации.A significant drawback of this method is that it only fixes the beginning of the process of sand and water removal from the well, but does not allow ACS TP to take control decisions that are appropriate to the situation.
Причинами появления факторов воды и песка в контуре «скважина-ГСШ» с поступающим газом являются:The reasons for the appearance of water and sand factors in the "well-GSS" circuit with incoming gas are:
- интенсивное снижение давлений и отборов газа вследствие истощения месторождения, ухудшения фильтрационных свойств призабойной зоны скважин;- intensive reduction of pressures and gas withdrawals due to depletion of the field, deterioration of the filtration properties of the bottom-hole zone of wells;
- рост влагосодержания газа в связи с падением рабочего давления в пласте и, как следствие, в скважине и в газосборном шлейфе (ГСШ);- increase in moisture content of gas in connection with a drop in working pressure in the formation and, as a result, in the well and in the gas collection loop (GSH);
- несоблюдение технологических режимов работы скважин в процессе эксплуатации и т.д.- non-compliance with the technological modes of operation of wells during operation, etc.
При обнаружении начала процесса выноса песка и воды из скважины, как правило, принимают решение по изменению режима работы контура «скважина-ГСШ», позволяющего исключить эти факторы. Такое решение, даже при наличии работающей АСУ ТП, как привило, принимает оператор установки комплексной подготовки газа (УКПГ). Однако в случае форс-мажорных обстоятельств, которые характерны для условий Крайнего Севера, и цейтнота, выбор правильного управляющего решения, соответствующего реальной ситуации, затруднен. Действительно, УКПГ - как объект управления, представляет собой достаточно крупное и сложное сооружение с ГСШ и кустами газовых скважин. Их количество, как правило, несколько десятков, и они распределены по территории, превышающей сотни квадратных километров. Именно поэтому, как показывает опыт эксплуатации, оператор установки может принять неадекватное возникшей ситуации управляющее решение по выбору режима работы системы «скважина-ГСШ». А это ведет к нарушению режима эксплуатации скважин, ГСШ, в том числе и газового промысла в целом, с соответствующей потерей извлекаемых объемов сырья из месторождения и значительному увеличению себестоимости добываемого и подготавливаемого к дальнему транспорту газа на УКПГ.When detecting the beginning of the process of sand and water removal from the well, as a rule, a decision is made on changing the operating mode of the "well-GSH" circuit, which allows to exclude these factors. Such a decision, even if there is a working process control system, as a rule, is taken by the operator of the integrated gas treatment unit (UKPG). However, in the case of force majeure circumstances, which are characteristic of the conditions of the Far North, and time pressure, the choice of the correct control decision corresponding to the real situation is difficult. Indeed, the gas treatment facility, as an object of control, is a rather large and complex structure with a general secondary school and gas well clusters. Their number, as a rule, is several tens, and they are distributed over a territory exceeding hundreds of square kilometers. That is why, as the operating experience shows, the installation operator can take an inadequate control situation for the choice of the operating mode of the well-GSH system. And this leads to a violation of the operating regime of wells, oil and gas production facilities, including the gas field as a whole, with a corresponding loss of recoverable volumes of raw materials from the field and a significant increase in the cost of gas produced and prepared for long-distance transportation at the gas treatment facility.
Задачей, на решение которой направлено настоящее изобретение, является реализация в АСУ ТП принятия адекватного возникшей ситуации управляющего решения по выбору технологического режима работ контура «скважина-ГСШ», обеспечивающего эффективную работу УКПГ.The problem to which the present invention is directed is the implementation in an automated process control system of taking an appropriate situation of a control decision to select the technological mode of operation of the "well-GSH" circuit, which ensures the effective operation of the gas treatment plant.
Техническим результатом, достигаемым от реализации изобретения, является эффективное управление режимом работы контура «скважина-ГСШ», в том числе и всего газового промысла в целом.The technical result achieved from the implementation of the invention is the effective control of the operating mode of the "well-GSH" circuit, including the entire gas field as a whole.
Указанная задача решается, а технический результат достигается в способе оперативного контроля выноса воды и песка с добываемым продуктом из скважины в АСУ ТП газопромысловых объектов нефтегазоконденсатных месторождений Крайнего Севера, включающем измерение расхода, давления и температуры газа на устье скважины с параллельным контролем в реальном масштабе времени фактического давления и температуры газа в конце шлейфа-газопровода, по которому газ поступает на вход установки комплексной подготовки газа (УКПГ), и использование текущих значений контролируемых параметров для вычисления расчетного значения давления газа в конце шлейфа-газопровода в реальном масштабе времени средствами АСУ ТП, сравнение динамики его изменения во времени с динамикой изменения фактического давления газа в конце шлейфа-газопровода, при этом начало процесса выноса песка и воды из скважины определяют по появлению разности в динамике поведения давлений расчетного и фактического, СОГЛАСНО ИЗОБРЕТЕНИЮ, в АСУ ТП дополнительно вводят базу знаний (БЗ), в которую регулярно вносят результаты очередных газодинамических испытаний скважин для каждого контура «скважина-ГСШ», данные о специфических особенностях каждой скважины и каждого ГСШ, а также алгоритмы управления на базе продукционных моделей представления знаний операторов и диагностики работы контура, из которых при выявлении выноса воды и песка с добываемым продуктом, поступающим из какой-либо скважины, АСУ ТП выбирает соответствующие данные о контуре этой скважины и автоматически формирует управляющие решения для ликвидации возникающих нештатных ситуаций в контуре «скважина-ГСШ» с одновременной выдачей соответствующего сообщения на пульт оператора.This problem is solved, and the technical result is achieved in the method of operational control of the removal of water and sand from the well from the well to the automated process control system of gas production facilities of oil and gas condensate fields of the Far North, including measuring the flow rate, pressure and temperature of the gas at the wellhead with parallel monitoring in real time of the actual the pressure and temperature of the gas at the end of the loop-gas pipeline through which gas enters the inlet of the integrated gas treatment unit (UKPG), and the use of current the values of the controlled parameters for calculating the calculated gas pressure at the end of the gas pipeline loop in real time using automated control systems, comparing the dynamics of its change in time with the dynamics of the actual gas pressure at the end of the gas pipeline, while the process of sand and water removal from the well begins determined by the appearance of a difference in the dynamics of the calculated and actual pressures, ACCORDING TO THE INVENTION, an additional knowledge base (KB) is introduced into the automated process control system, into which the results of the essay are regularly entered gas-dynamic tests of wells for each well-GSH circuit, data on the specific features of each well and each GSH, as well as control algorithms based on production models for representing the knowledge of operators and diagnostics of the circuit, from which, when water and sand are removed with the produced product coming from any well, the automated process control system selects the corresponding data on the circuit of this well and automatically generates control solutions to eliminate the emergency situations in the circuit Vazhina-GSSh ”with the simultaneous issuance of a message to the operator’s console.
Для реализации способа в АСУ ТП УКПГ вводят БЗ, содержащую алгоритмы управления и диагностики работы контура «скважина-ГСШ», а также информацию об их характеристиках: о рельефе трассы каждого ГСШ, о специфических особенностях каждой скважины, каждого ГСШ и т.д.To implement the method, a control system is introduced into the control system of a gas treatment plant, which contains control and diagnostics algorithms for the well-GSH circuit, as well as information about their characteristics: on the relief of the course of each well, about the specific features of each well, each well, etc.
В БЗ такой АСУ ТП (интеллектуальной АСУ ТП) хранится информация о свойствах и закономерностях протекания каждого технологического процесса на объекте и правилах использования этой информации для принятия необходимых решений. Наличие БЗ в составе систем управления позволяет учитывать накопленные годами знания высококлассных операторов-профессионалов и компенсировать ими ту часть недостающей информации, которую невозможно строго формализовать и, соответственно, принимать правильные решения для управления технологическим процессом в каждой конкретной ситуации. Содержание БЗ все время дополняется и расширяется в интерактивном режиме с учетом опыта эксплуатации системы.In the BZ of such an automated process control system (intelligent automated process control system) information is stored on the properties and patterns of each technological process at the facility and the rules for using this information to make the necessary decisions. The presence of a knowledge base as part of control systems makes it possible to take into account the knowledge accumulated over the years by high-class professional operators and compensate for that part of the missing information that cannot be strictly formalized and, accordingly, make the right decisions to control the technological process in each specific situation. The content of the knowledge base is constantly supplemented and expanded interactively, taking into account the experience of operating the system.
Алгоритмы БЗ позволяют автоматически формировать управляющие решения для ликвидации возникающих нештатных ситуаций в контуре «скважина-ГСШ».BZ algorithms allow automatically generating control decisions for eliminating emergencies in the "well-GSH" circuit.
БЗ интеллектуальной АСУ ТП установки содержит алгоритмы на базе продукционных моделей представления знаний, отличающихся своей наглядностью, высокой модульностью, легкостью внесения дополнений и изменений и простотой механизма логического вывода.The BZ of intelligent process control systems contains algorithms based on production models for representing knowledge, which are distinguished by their clarity, high modularity, ease of additions and changes, and simplicity of the inference mechanism.
БЗ для каждого контура «скважина-ГСШ» включает следующую информацию:The knowledge base for each well-GSH circuit includes the following information:
- номер скважины и ГСШ;- number of wells and GSH;
- топология ГСШ (прямолинейный, количество изгибов, форма изгибов и т.д.);- GSSh topology (rectilinear, number of bends, shape of bends, etc.);
- тип скважины (вертикальный, наклонный);- type of well (vertical, deviated);
- информация о специфических особенностях скважин (степень способности к выносу пластовой воды и механических примесей, длительность эксплуатации);- information on the specific features of the wells (the degree of ability to remove formation water and mechanical impurities, the duration of operation);
- информация о предполагаемом оптимальном режиме эксплуатации скважин (возможные границы технологических режимов) и т.д.- information on the expected optimal mode of operation of the wells (possible boundaries of technological regimes), etc.
В качестве примера ниже приведена информация по ГСШ 1, составляющая основу БЗ интеллектуальной АСУ ТП УКПГ.As an example, below is the information on GSSh 1, which forms the basis of the knowledge base of intellectual automated process control system of gas treatment plant.
ГСШ №1:SSS No. 1:
1. Рельеф ГСШ - ПРЯМОЛИНЕЙНЫЙ.1. The relief of the GSSh is RECTIFIED.
2. Длина ГСШ - НЕБОЛЬШОЙ (до 5 км).2. The length of the GSSh is SMALL (up to 5 km).
3. Наличие изгибов - НЕТ.3. The presence of bends - NO.
4. Наличие спусков-подъемов - НЕТ.4. The presence of descents, ascents - NO.
5. Длительность эксплуатации скважины после проведения планово-предупредительных работ - БОЛЬШОЙ (достиг конца предусмотренного срока).5. The duration of the operation of the well after the scheduled preventive works is BIG (reached the end of the stipulated time).
6. Возможность регулировки технологическими режимами скважин куста ЕСТЬ.6. The ability to adjust the technological modes of the well bush IS.
7. Возможные границы технологических режимов - Мах=А; Min=B.7. Possible boundaries of technological regimes - Max = A; Min = B.
8. Степень способности к выносу пластовой воды - НЕ СКЛОНЕН.8. The degree of ability to carry out produced water is NOT INCLINED.
9. Тип скважин - НАКЛОННЫЙ.9. Type of wells - INCLINED.
В указанной информации часть данных по указанным пунктам заносят в БЗ из проектной документации газового промысла, а другую часть заносят по результатам планово-предупредительных работ и газогидродинамических исследований скважин, которые, как правило, проводятся ежегодно. По результатам испытаний и опыта эксплуатации этот перечень регулярно уточняется и дополняется.In the specified information, part of the data for the indicated items is entered into the knowledge base from the design documentation of the gas field, and the other part is entered according to the results of scheduled preventive works and gas-hydrodynamic studies of wells, which are usually carried out annually. Based on test results and operating experience, this list is regularly updated and supplemented.
Способ осуществляют следующим образом: используя средства АСУ ТП и телеметрию, производят с заданным шагом квантования измерение базовых параметров работы скважины. В том числе, измеряют фактическое давление и температуру газа на устье скважины и в конце ГСШ. И используют текущие значения контролируемых параметров для вычисления расчетного значения давления газа в конце шлейфа-газопровода в реальном масштабе времени средствами АСУ ТП. Сравнивают динамику их изменений во времени, по результатам которого судят о начале процесса выброса песка и воды из скважины с добываемыми продуктами. В случае выявления выноса воды и песка с добываемым продуктом из какой-либо скважины АСУ ТП обращается к своей БЗ и с учетом конкретной ситуации выбирает из нее соответствующие сложившейся ситуации данные о контуре этой скважины и ГСШ, а также правило принятия решения, которое реализует в системе управления газовым промыслом с одновременной выдачей соответствующего сообщения на пульт оператора.The method is as follows: using automated process control systems and telemetry, the basic parameters of the well are measured with a given quantization step. In particular, the actual pressure and temperature of the gas are measured at the wellhead and at the end of the reservoir. And they use the current values of the controlled parameters to calculate the calculated value of the gas pressure at the end of the loop-gas pipeline in real time by means of industrial control systems. The dynamics of their changes over time is compared, according to the results of which they judge the beginning of the process of ejecting sand and water from a well with produced products. In the event that water and sand removal with the produced product from any well is detected, the process control system contacts its knowledge base and, taking into account the specific situation, selects data on the contour of this well and the secondary well, as well as the decision rule that implements the system in accordance with the current situation management of the gas field with the simultaneous issuance of a message to the operator’s console.
Ниже приведены некоторые продукционные правила, формируемые интеллектуальной АСУ ТП УКПГ, для принятия управляющих решений при выносе воды и песка из скважины.Below are some production rules generated by the intelligent process control system UKPG for making management decisions when removing water and sand from the well.
Допустим, АСУ ТП УКПГ обнаружила начало процесса выноса песка и воды в контуре «скважина-ГСШ 1». Для этого случая последовательность продукционных правил, предназначенных для восстановления режима работы контура «скважина-ГСШ» для ГСШ 1, будет выглядеть следующим образом:Suppose ACS TP UKPG detected the beginning of the process of sand and water removal in the "well-GSh 1" circuit. For this case, the sequence of production rules designed to restore the operating mode of the well-GSH circuit for GSH 1 will look as follows:
П1. ЕСЛИ обнаружено начало выноса песка и воды в контуре «скважина-ГСШ 1»,P1. IF the beginning of the removal of sand and water in the "well-GSH 1" circuit is detected,
ТО максимально снизить давление газа в ГСШ 1 в рамках технологических ограничений, держать этот режим в течение времени t1 и контролировать рф.к - фактическое (измеряемое) давление газа на выходе ГСШ 1.THAT maximally reduce the gas pressure in the HSS 1 within the framework of technological limitations, keep this mode for a time t 1 and monitor p fc - the actual (measured) gas pressure at the outlet of the HSS 1.
П2. ЕСЛИ максимально снижено давление газа в ГСШ 1 в рамках технологических ограничений на время t1 и значение рф.к - фактического (измеряемого) давления газа на выходе ГСШ 1 пришло в норму,P2. IF the gas pressure in GSH 1 is reduced as much as possible within the framework of technological restrictions on time t 1 and the value of p fc - the actual (measured) gas pressure at the outlet of GSH 1 has returned to normal,
ТО нет необходимости в продувке ГСШ 1 и необходимо установить значение давления на выходе ГСШ 1 согласно текущему технологическому режиму работы установки.THEN there is no need to purge HSS 1 and it is necessary to set the pressure value at the outlet of HSS 1 according to the current technological mode of operation of the installation.
П3. ЕСЛИ максимально снижено давление газа в ГСШ 1 в рамках технологических ограничений на время t1 и значение рф.к - фактического (измеряемого) давления газа на выходе ГСШ 1 продолжает уменьшаться,P3. IF the gas pressure in GSH 1 is minimized within the framework of technological restrictions on the time t 1 and the value of p fc - the actual (measured) gas pressure at the outlet of GSH 1 continues to decrease,
ТО необходимо продуть ГСШ 1 за время t2.THEN it is necessary to purge GSh 1 for time t 2 .
Время t1 и t2 определяют индивидуально для каждого контура «скважина-ГСШ» во время газогидродинамических исследований скважин, которые, как правило, проводятся ежегодно.The time t 1 and t 2 are determined individually for each well-GSH circuit during gas-hydrodynamic studies of wells, which are usually conducted annually.
Очевидно, что в других ситуациях будут другие правила. Например, при появлении фактора выноса песка и воды можно изменить режимы работ и скважины. Для каждого контура «скважина-ГСШ» эти правила формируются экспертом. С учетом эксплуатации эти правила уточняются и дополняются.Obviously, in other situations there will be different rules. For example, when the factor of sand and water removal appears, you can change the modes of operation and wells. For each well-GSH circuit, these rules are formed by an expert. Taking into account the operation, these rules are specified and supplemented.
Данный способ позволяет оперативно, в режиме «on-line» устранить фактор воды и песка из контура «скважина-ГСШ» во время работы с учетом индивидуальных особенностей каждой скважины и ГСШ в автоматическом режиме с помощью интеллектуальной АСУ ТП.This method allows you to quickly, in the "on-line" to eliminate the factor of water and sand from the circuit "well-DSS" during operation, taking into account the individual characteristics of each well and DSS in automatic mode using intelligent process control system.
Применение данного способа позволяет:The application of this method allows you to:
- оперативно корректировать технологический режим работы скважины с учетом выявленных нарушений без участия оператора-технолога;- promptly adjust the technological mode of operation of the well, taking into account the identified violations without the participation of the operator-technologist;
- значительно улучшить качество работ по газогидродинамическому исследованию скважин, так как в этом случае система получает не только информацию о факторе выноса воды и песка со скважин, она через обратную связь, т.е. путем воздействия на контур «скважина-ГСШ», имеет возможность получать более полную информацию об этом контуре. А это позволяет снизить количество проводимых газогидродинамических исследований скважины, а также повысить их качество благодаря собираемой за время эксплуатации истории ее функционирования;- significantly improve the quality of work on gas-hydrodynamic research of wells, since in this case the system receives not only information about the factor of water and sand removal from the wells, it is through feedback, i.e. by acting on the well-GSH circuit, it is able to obtain more complete information about this circuit. And this allows to reduce the number of gas-hydrodynamic studies of the well, as well as to improve their quality due to the history of its functioning collected during the operation;
- более эффективно организовать режим работы контура «скважина-ГСШ», что ведет к увеличению жизненного цикла эксплуатации скважины и, соответственно, сказывается на конечной производительности нефтегазоконденсатного месторождения.- it is more efficient to organize the operating mode of the “well-GSH” circuit, which leads to an increase in the life cycle of the well’s operation and, consequently, affects the final productivity of the oil and gas condensate field.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015148984A RU2608141C1 (en) | 2015-11-13 | 2015-11-13 | Method for real-time monitoring of water and sand carry-over with extracted product from well in automated process control systems of gas-field objects of oil and gas condensate of deposits of far north |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015148984A RU2608141C1 (en) | 2015-11-13 | 2015-11-13 | Method for real-time monitoring of water and sand carry-over with extracted product from well in automated process control systems of gas-field objects of oil and gas condensate of deposits of far north |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2608141C1 true RU2608141C1 (en) | 2017-01-16 |
Family
ID=58455912
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2015148984A RU2608141C1 (en) | 2015-11-13 | 2015-11-13 | Method for real-time monitoring of water and sand carry-over with extracted product from well in automated process control systems of gas-field objects of oil and gas condensate of deposits of far north |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2608141C1 (en) |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1529004A1 (en) * | 1987-09-01 | 1989-12-15 | Научно-Производственное Объединение "Промавтоматика" | Automatic system for controlling yield of arrays of gas wells |
| US20080202763A1 (en) * | 2007-02-23 | 2008-08-28 | Intelligent Agent Corporation | Method to Optimize Production from a Gas-lifted Oil Well |
| US20080282781A1 (en) * | 2005-11-01 | 2008-11-20 | Cormon Limited | Monitoring Particles in a Fluid Stream |
| RU2340771C1 (en) * | 2007-02-15 | 2008-12-10 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Facility for control and regulating of process of gas production in gas and/or gas condensate wells |
| RU2344339C1 (en) * | 2007-07-12 | 2009-01-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Ямбурггаздобыча | Method of gas field technological processes control |
| RU2454692C1 (en) * | 2011-05-05 | 2012-06-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Method of increasing reliability of incoming information in technological process automated control system working in far north conditions |
| RU2474685C2 (en) * | 2011-05-05 | 2013-02-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Method of on-line monitoring of water and sand carry-over with extracted product from well in apcs of gas-field sites of oil and gas condensate deposits of far north |
-
2015
- 2015-11-13 RU RU2015148984A patent/RU2608141C1/en active
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1529004A1 (en) * | 1987-09-01 | 1989-12-15 | Научно-Производственное Объединение "Промавтоматика" | Automatic system for controlling yield of arrays of gas wells |
| US20080282781A1 (en) * | 2005-11-01 | 2008-11-20 | Cormon Limited | Monitoring Particles in a Fluid Stream |
| RU2340771C1 (en) * | 2007-02-15 | 2008-12-10 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Facility for control and regulating of process of gas production in gas and/or gas condensate wells |
| US20080202763A1 (en) * | 2007-02-23 | 2008-08-28 | Intelligent Agent Corporation | Method to Optimize Production from a Gas-lifted Oil Well |
| RU2344339C1 (en) * | 2007-07-12 | 2009-01-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Ямбурггаздобыча | Method of gas field technological processes control |
| RU2454692C1 (en) * | 2011-05-05 | 2012-06-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Method of increasing reliability of incoming information in technological process automated control system working in far north conditions |
| RU2474685C2 (en) * | 2011-05-05 | 2013-02-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Method of on-line monitoring of water and sand carry-over with extracted product from well in apcs of gas-field sites of oil and gas condensate deposits of far north |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| DE102017108169B4 (en) | Production system that defines a determination value of a variable in relation to a product deviation | |
| JP5091604B2 (en) | Distribution evaluation method, product manufacturing method, distribution evaluation program, and distribution evaluation system | |
| CN104537415B (en) | A kind of non-linear process industry failure predication and recognition methodss based on compressed sensing and DROS ELM | |
| CN106647691B (en) | Industrial process multi-loop oscillation extraction and detection method | |
| US10678193B2 (en) | Computer-implemented method and system for automatically monitoring and determining the status of entire process sections in a process unit | |
| JP6661426B2 (en) | Process diagnostic device, process diagnostic method, and computer program | |
| DE102016015332A1 (en) | A preventive maintenance management system and method for creating a maintenance plan of a machine and cell controller | |
| US20070185586A1 (en) | Process-related systems and methods | |
| US11816935B2 (en) | Predicting a repair and maintenance activity for an aircraft system | |
| CN113539382B (en) | Early warning positioning method and system for key technological parameters of dimethyl phosphite | |
| CN111651729A (en) | Method for predicting blockage of secondary cooling water nozzle in continuous casting | |
| DE102017201548A1 (en) | Method for providing measured values of a technical installation, technical system and method for operating the technical system | |
| RU2608141C1 (en) | Method for real-time monitoring of water and sand carry-over with extracted product from well in automated process control systems of gas-field objects of oil and gas condensate of deposits of far north | |
| Orth et al. | Accuracy and robustness of decision making techniques in condition based maintenance | |
| JP7437998B2 (en) | Water treatment system, water treatment system operation management support system, and water treatment system operation method | |
| CN113868948A (en) | User-oriented dynamic threshold model training system and method | |
| RU2474685C2 (en) | Method of on-line monitoring of water and sand carry-over with extracted product from well in apcs of gas-field sites of oil and gas condensate deposits of far north | |
| CN110956308A (en) | Chemical equipment health state prediction method based on time sequence | |
| Skaf et al. | A simple state-based prognostic model for filter clogging | |
| CN112130542B (en) | Control loop performance evaluation method based on normal operation data and system identification | |
| RU2568737C1 (en) | Method of determination of hydraulic resistance factor of gas gathering line in apcs of gas treatment units of gas condensate fields at far north | |
| KR20230106778A (en) | Apparatus for optimizing chemical dosing in water treatment plants and method therefor | |
| CN103995966A (en) | In-orbit operation satellite partial performance degradation analysis method based on big telemetered data | |
| CN115879680A (en) | Steel surface defect judgment rule management system | |
| RU2619602C1 (en) | Method of on-line monitoring of water and sand carry-over with product extracted from well in apcs of gas-field sites of oil and gas condensate deposits of far north |