RU2630323C1 - Способ устранения взаимопродавливания скважин в газосборных шлейфах газовых промыслов крайнего севера - Google Patents
Способ устранения взаимопродавливания скважин в газосборных шлейфах газовых промыслов крайнего севера Download PDFInfo
- Publication number
- RU2630323C1 RU2630323C1 RU2016123050A RU2016123050A RU2630323C1 RU 2630323 C1 RU2630323 C1 RU 2630323C1 RU 2016123050 A RU2016123050 A RU 2016123050A RU 2016123050 A RU2016123050 A RU 2016123050A RU 2630323 C1 RU2630323 C1 RU 2630323C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- well
- wells
- pressure
- cluster
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title abstract description 12
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 19
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 claims abstract description 8
- 238000004886 process control Methods 0.000 claims abstract description 4
- 238000013139 quantization Methods 0.000 claims abstract description 4
- 238000012360 testing method Methods 0.000 claims abstract description 3
- 238000001125 extrusion Methods 0.000 claims description 10
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims description 4
- 238000011160 research Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 59
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 4
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 4
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 4
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000013461 design Methods 0.000 description 3
- 230000001360 synchronised effect Effects 0.000 description 3
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 230000008030 elimination Effects 0.000 description 2
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 238000009530 blood pressure measurement Methods 0.000 description 1
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 230000014509 gene expression Effects 0.000 description 1
- GVVPGTZRZFNKDS-JXMROGBWSA-N geranyl diphosphate Chemical compound CC(C)=CCC\C(C)=C\CO[P@](O)(=O)OP(O)(O)=O GVVPGTZRZFNKDS-JXMROGBWSA-N 0.000 description 1
- 150000004677 hydrates Chemical class 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- 230000007363 regulatory process Effects 0.000 description 1
- 230000009897 systematic effect Effects 0.000 description 1
- 239000002699 waste material Substances 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
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
-
- 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
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
- F17D—PIPE-LINE SYSTEMS; PIPE-LINES
- F17D5/00—Protection or supervision of installations
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Control Of Fluid Pressure (AREA)
Abstract
Изобретение относится к области добычи природного газа и, в частности, к устранению взаимопродавливания скважин, работающих на общий коллектор в реальном масштабе времени. Техническим результатом является повышение точности определения правильности выбора режима работ ГСШ с общим коллектором в реальном масштабе времени. Способ включает назначение режимов его эксплуатации в рамках технологических ограничений, которые определяются расчетным методом по результатам газогидродинамических исследований скважин. При этом в процессе эксплуатации месторождения, используя средства телеметрии и АСУ ТП установки комплексной подготовки газа (УКПГ), с заданным шагом квантования измеряют фактические давления газа на коллекторе каждого куста скважин и в конце газосборного шлейфа (ГСШ), а также расход газа каждого куста скважин, и, используя измеренные данные и паспортные характеристики ГСШ в реальном масштабе времени, вычисляют давление газа в точках подкачки и строят синхронизированные во времени графики пар давлений: измеренного на коллекторе куста и рассчитанного для точки подкачки, к которой он подключен, а также измеренного давления в конце ГСШ и рассчитанного для последней точки подкачки перед УКПГ, и, как только будет выявлено, что разность одной из пар давлений стала меньше заданного порога, значение которого назначают по результатам последних газогидродинамических испытаний скважин и заданному режиму работы УКПГ, оператору УКПГ выдается сообщение о выявлении проблем в работе ГСШ и (или) соответствующего куста газовых скважин, а также рекомендуемый перечень индивидуальной последовательности операций по парированию возникшей ситуации на проблемном участке, и, используя этот перечень, оператор установки принимает окончательное управляющее решение по устранению проблемы. 2 ил.
Description
Изобретение относится к области добычи природного газа, в частности к устранению взаимопродавливания скважин, работающих на общий коллектор в реальном масштабе времени.
Известен способ определения режима работ сложных газопроводов, к которым относятся газосборные шлейфы (ГСШ) газоконденсатных месторождений Крайнего Севера, позволяющий исключить взаимопродавливание скважин, подключенных к газосборному шлейфу с общим коллектором, включающий назначение режимов его эксплуатации в рамках технологических ограничений, которые определяются расчетным методом по результатам газогидродинамических исследований скважин (например, см. Новоселов В.Ф., Гольянов А.И., Муфтахов Е.М. Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации газопроводов. Учебное пособие для вузов. М.: Недра, 1982. 136 с.).
Недостатком указанного способа является отсутствие возможности оперативно проверить правильность выбора режима работ ГСШ с общим коллектором в реальном масштабе времени, что исключает возможность принимать эффективные, оперативные решения по устранению взаимопродавливания скважин во время эксплуатации.
Известен способ определения режима работы сложных газопроводов, позволяющий исключить взаимопродавливание скважин, подключенных к газосборному шлейфу с общим коллектором, включающий назначение режимов его эксплуатации в рамках технологических ограничений, которые определяются расчетным методом по результатам газогидродинамических исследований скважин (например, см. Трубопроводный транспорт нефти и газа: Учеб. для вузов / Р.А. Алиев, В.Д. Белоусов, А.Г. Немудров и др. - 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Недра, 1988, - 368 с.: ил.).
Существенным недостатком указанного способа является то, что отсутствует возможность оперативно проверить правильность выбора режима работ ГСШ с общим коллектором в реальном масштабе времени, что исключает возможность принимать эффективные, оперативные решения по устранению взаимопродавливания скважин и подготовки соответствующих рекомендаций обслуживающему персоналу во время эксплуатации.
На Крайнем Севере, как правило, используется коллекторная схема подключения кустов скважин к установке комплексной подготовки газа (УКПГ). На самом кусте взаимопродавливание самих скважин друг друга устраняется благодаря наличию системы телеметрии, которой оснащаются современные кусты скважин: на устье каждой скважины и в коллекторе, к которому подключены скважины, одновременно контролируется давление газа. С помощью систем телеметрии на кусте поддерживается такой режим их работы, чтобы на устье каждой скважины давление газа всегда было выше, чем в коллекторе куста. Далее коллекторы кустов скважин подключаются к ГСШ. Чтобы исключить взаимопродавливание кустов скважин, подключенных к единому ГСШ, т.е. обратные перетоки из одного куста в другой, необходимо контролировать текущие параметры газа и в точках подкачки и оценивать режим течения в этих точках для принятия решений, соответствующих возникшей ситуации. Это очень важно и в том случае, если кусты скважин, которые подключены к единому ГСШ, используются для добычи газа из разных пластов, что характерно для нефтегазоконденсатных месторождений Крайнего Севера и эти перетоки считаются серьезной аварией.
Чтобы контролировать давление газа в точках подкачки, необходимо установить средства телеметрии для измерения давления газа в этих точках. Но в условиях Крайнего Севера это невозможно реализовать по причине значительного удорожания стоимости обустройства нефтегазоконденсатного месторождения, связанного с тем, что местность болотистая, и поэтому для монтажа и обслуживания этих средств потребуется создать целую дорогостоящую инфраструктуру (проложить дороги, отсыпать площадки и т.д.).
На фиг. 1 (для простоты изложения сути способа далее принято, что к ГСШ подключены три куста скважин - I, II и III) приведена укрупненная схема подключения кустов скважин к ГСШ.
На фиг. 1 использованы следующие обозначения:
1 - начальная точка ГСШ - точка подключения общего коллектора куста скважин №I к ГСШ;
2, 3 - точки подключения общего коллектора куста скважин №II и №III к ГСШ, соответственно - точки подкачки газа;
4 - конец ГСШ - вход УКПГ;
5, 6 - кусты скважин №II и №III соответственно.
На начальном этапе проектирования обустройства нефтегазоконденсатного месторождения, как правило, многие параметры ГСШ (скорость и характер падения пластового давления, качество добываемого флюида и т.д.) точно оценить невозможно. Со временем эти факторы претерпевают сильные изменения и становятся причиной того, что реальный режим эксплуатации ГСШ на Крайнем Севере значительно отличается от проектного. Поэтому учитывая специфические условия Крайнего Севера (суровые природно-климатические условия, сложность инженерно-геологических условий местности, вечная мерзлота грунтов, наличие высокого дебита скважин и т.д.), очень важно найти такой режим работы ГСШ, который обеспечивает заданный режим работы УКПГ. Он позволяет оперативно выявлять возникающие нарушения в работе шлейфа и исключать взаимопродавливание кустов скважин, подключенных к нему, а также не тратить пластовую энергию нефтегазоконденсатной залежи впустую, т.е. не эффективно.
Задачей заявляемого технического решения является проверка правильности выбора режима работ ГСШ с общим коллектором в реальном масштабе времени, что позволит принимать оперативно эффективные управляющие решения по устранению взаимопродавливания скважин и подготовить соответствующие рекомендации обслуживающему персоналу для ликвидации возникающих нежелательных ситуаций во время эксплуатации газового промысла.
Поставленная задача решается и технический результат достигается за счет того, что в процессе эксплуатации месторождения, используя средства телеметрии и АСУ ТП установки комплексной подготовки газа (УКПГ), с заданным шагом квантования измеряют фактические давления газа на коллекторе каждого куста скважин и в конце газосборного шлейфа (ГСШ). Одновременно производят измерения расхода газа каждого куста скважин. Используя получаемые при этих измерениях данные и паспортные характеристики ГСШ в реальном масштабе времени, вычисляют давление газа в точках подкачки, к которым подключены коллектора кустов газовых скважин. Используя результаты измерения давлений и вычислений, АСУ ТП строит синхронизированные во времени графики следующих пар давлений:
- измеренного на коллекторе куста и рассчитанного для точки подкачки, к которой он подключен;
- измеренного в конце ГСШ и рассчитанного для последней точки подкачки перед УКПГ.
В процессе эксплуатации газового промысла непрерывно ведется контроль динамики поведения указанных пар измеренного и рассчитанного давлений. И как только будет выявлено, что разность одной из пар давлений стала меньше заданного порога, значение которого назначают по результатам последних газогидродинамических испытаний скважин и заданному режиму работы УКПГ, оператору УКПГ выдается сообщение о выявлении проблем в работе ГСШ и (или) соответствующего куста газовых скважин. Одновременно АСУ ТП выводит на экран рекомендуемый перечень индивидуальной последовательности операций по парированию возникшей ситуации на проблемном участке. Используя этот перечень, оператор установки принимает окончательное управляющее решение по устранению проблемы.
Способ осуществляют следующим образом.
Используя телеметрию и средства АСУ ТП УКПГ, с заданным шагом квантования измеряют фактические давления газа рф.I, рф.II, рф.III на коллекторе каждого куста скважин и в конце ГСШ - р4, а также расход газа каждого куста скважин QI, QII, QII. В рассматриваемом случае давление на кусте скважин I будет равно давлению газа в начале ГСШ.
Далее аналитическим путем определяют значения давлений в точках подкачки 2 и 3 ГСШ. В случае, если ГСШ является газопроводом постоянного диаметра с путевыми подкачками газа, давления определяются из следующих выражений:
или 
где QI, QII, QIII - расход газа куста скважин I, II, III соответственно;
pф.I, p2 и p3 - давление газа в начале и в точках подкачки ГСШ 2 и 3 соответственно;
D - диаметр ГСШ;
λ1, λ2 - гидравлическое сопротивление ГСШ между точками 1 и 2, 2 и 3 соответственно;
l1, l2 - длина ГСШ между точками 1 и 2, 2 и 3 соответственно;
А - коэффициент, который определяется из соотношения:
где K - постоянный коэффициент;
z - коэффициент сжимаемости газа;
Δ - относительная плотность газа по воздуху;
Т0 - температура окружающей среды.
Формулы (1) и (2) получены из известного соотношения для газопроводов постоянного диаметра с путевыми подкачками газа [см. стр. 40, формула (92), Новоселов В.Ф., Гольянов А.И., Муфтахов Е.М. Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации газопроводов. Учеб. пособие для вузов. М.: Недра, 1982. 136 с.]:
В указанном источнике имеются аналитические зависимости расчета давления в точках подкачки газа и для ГСШ, построенного из труб разных диаметров.
Порядок определения значения коэффициента сжимаемости газа (z) и относительной плотности газа по воздуху (Δ) можно найти в соответствующей литературе [см. например, Гриценко А.И., Алиев З.С. и др. Руководство по исследованию скважин. – М.: Наука, 1995. - 523 с.].
K - постоянный коэффициент, равный
(например, см. 143, Трубопроводный транспорт нефти и газа: Учеб. для вузов / Р.А. Алиев, В.Д. Белоусов, А.Г. Немудров и др. - 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Недра, 1988, - 368 с.: ил.).
С учетом технологического режима работ УКПГ и заданного плана расхода добываемого газа по ГСШ, а также основываясь на информации, представленной геологами по результатам газогидродинамического исследования скважин, распределяется расход газа по отдельным кустам скважин, которые подключены к ГСШ. Для исключения обратных перетоков между кустами скважин, давление на коллекторе куста скважин устанавливается так, чтобы оно в коллекторе всегда было выше, чем в точке подкачки в ГСШ и на входе УКПГ.
Используя расчетные значения р2 и р3 в точках подкачки, получаемые из формул (1) и (2), а также фактически измеренные давления газа рф.I, рф.II, рф.III на коллекторе куста скважин и в конце ГСШ - р4, строят в виде графиков их синхронизированные временные функции. Для ГСШ, укрупненная схема которого приведена на фиг. 1, эти синхронные временные функции строят между следующими парами параметров рф.I и р2, рф.II и р2, pф.III и p3, p2 и p3, p3 и p4. Очевидно, чтобы не было обратных перетоков всегда должны соблюдаться следующие условия:
Учитывая то, что любой вид моделирования всегда является лишь приближением к действительности, поэтому наблюдаемая разность между параметрами в соотношении (3) при нормальном ходе технологических процессов будет сохраняться примерно постоянной, и соответствовать перепаду давлений между указанными точками с учетом систематической ошибки моделирования.
Как только динамика изменения давления, находящегося в левой части неравенства (3), изменится так, что его значение начнет приближаться к давлению, находящемуся в правой части неравенства (3), и это сближение превысит определенный порог, значение которого заранее известно (определяется из опыта эксплуатации конкретного ГСШ с учетом технологических режимов работы скважин и УКПГ. Значение этого порога устанавливается по результатам ежегодных газогидродинамических исследований скважин и режимам работы УКПГ, которые определяются технологическим регламентом ее работы), то в этих случаях однозначно можно констатировать, что возникли и развиваются проблемы в системе. Это могут быть проблемы:
- либо со шлейфом, по которому газ поступает из кустов скважин в соответствующую точку подкачки ГСШ или с самим ГСШ;
- либо проблемы с самими скважинами: например, падает забойное давление, возможно начинается образование гидратов в стволе скважины и т.д.
На фиг. 2 приведены синхронизированные временные функции давлений рф.I и р2, на которых эта проблемная область обозначена как «Область нарушения».
При обнаружении такой области, характеризующей наличие нарушений в работе ГСШ, немедленно сообщается обслуживающему персоналу для принятия решений по ликвидации возникшей ситуации. В этом случае в первую очередь начинают менять режим работы ГСШ в рамках технологических ограничений. И если это позволит устранить возникшую ситуацию, то процесс регулирования прекращают. Если проблемную ситуацию не удается устранить, то начинают подавать метанол в скважину для предупреждения процесса гидратообразования. Но если и это не помогает, то принимают решение об остановке скважины для восстановления пластового давления и т.д.
Заявляемое изобретение отработано и реализовано на газовых промыслах ООО «Газпром добыча Ямбург».
Применение данного способа позволяет:
- существенно повысить оперативность получения информации о состоянии кустов скважин, так как нарушения в их работе оперативно выявляются в реальном масштабе времени, а не в ходе очередного газогидродинамического исследования скважин, которое, как правило, проводится один раз в год;
- в реальном масштабе времени получать информацию о режимах работ ГСШ и оперативно корректировать технологический режим работы кустов скважин и шлейфа с учетом выявленных нарушений;
- эффективно организовать режим работы кустов скважин, что ведет к увеличению жизненного цикла эксплуатации скважин и, соответственно, сказывается на конечной производительности нефтегазоконденсатного месторождения;
- повысить эффективность принимаемых управленческих решений и улучшить условия работы обслуживающего персонала УКПГ.
Claims (1)
- Способ устранения взаимопродавливания скважин в газосборных шлейфах газовых промыслов Крайнего Севера, включающий назначение режимов его эксплуатации в рамках технологических ограничений, которые определяются расчетным методом по результатам газогидродинамических исследований скважин, отличающийся тем, что в процессе эксплуатации месторождения, используя средства телеметрии и АСУ ТП установки комплексной подготовки газа (УКПГ), с заданным шагом квантования измеряют фактические давления газа на коллекторе каждого куста скважин и в конце газосборного шлейфа (ГСШ), а также расход газа каждого куста скважин, и, используя измеренные данные и паспортные характеристики ГСШ в реальном масштабе времени, вычисляют давление газа в точках подкачки и строят синхронизированные во времени графики пар давлений: измеренного на коллекторе куста и рассчитанного для точки подкачки, к которой он подключен, а также измеренного давления в конце ГСШ и рассчитанного для последней точки подкачки перед УКПГ, и, как только будет выявлено, что разность одной из пар давлений стала меньше заданного порога, значение которого назначают по результатам последних газогидродинамических испытаний скважин и заданному режиму работы УКПГ, оператору УКПГ выдается сообщение о выявлении проблем в работе ГСШ и (или) соответствующего куста газовых скважин, а также рекомендуемый перечень индивидуальной последовательности операций по парированию возникшей ситуации на проблемном участке, и, используя этот перечень, оператор установки принимает окончательное управляющее решение по устранению проблемы.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016123050A RU2630323C1 (ru) | 2016-06-09 | 2016-06-09 | Способ устранения взаимопродавливания скважин в газосборных шлейфах газовых промыслов крайнего севера |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016123050A RU2630323C1 (ru) | 2016-06-09 | 2016-06-09 | Способ устранения взаимопродавливания скважин в газосборных шлейфах газовых промыслов крайнего севера |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2630323C1 true RU2630323C1 (ru) | 2017-09-07 |
Family
ID=59797796
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2016123050A RU2630323C1 (ru) | 2016-06-09 | 2016-06-09 | Способ устранения взаимопродавливания скважин в газосборных шлейфах газовых промыслов крайнего севера |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2630323C1 (ru) |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3916993A (en) * | 1974-06-24 | 1975-11-04 | Atlantic Richfield Co | Method of producing natural gas from a subterranean formation |
| SU1622588A1 (ru) * | 1989-02-27 | 1991-01-23 | Краснодарское Научно-Производственное Объединение "Промавтоматика" | Система управлени перекрытием газовых скважин |
| RU109212U1 (ru) * | 2010-09-09 | 2011-10-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Уренгой" | Устройство контроля устьевых параметров работы газовых и газоконденсатных скважин |
| RU2571787C2 (ru) * | 2014-01-10 | 2015-12-20 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Газпром Добыча Надым" | Способ определения параметров максимального технологического режима газового промысла |
| RU2573654C1 (ru) * | 2014-08-05 | 2016-01-27 | Общество с ограниченной ответственностью ООО "Газпром добыча Ямбург" | Способ управления процессом предупреждения гидратообразования в газосборных шлейфах, подключенных к общему коллектору на газовых и газоконденсатных месторождениях крайнего севера |
-
2016
- 2016-06-09 RU RU2016123050A patent/RU2630323C1/ru active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3916993A (en) * | 1974-06-24 | 1975-11-04 | Atlantic Richfield Co | Method of producing natural gas from a subterranean formation |
| SU1622588A1 (ru) * | 1989-02-27 | 1991-01-23 | Краснодарское Научно-Производственное Объединение "Промавтоматика" | Система управлени перекрытием газовых скважин |
| RU109212U1 (ru) * | 2010-09-09 | 2011-10-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Уренгой" | Устройство контроля устьевых параметров работы газовых и газоконденсатных скважин |
| RU2571787C2 (ru) * | 2014-01-10 | 2015-12-20 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Газпром Добыча Надым" | Способ определения параметров максимального технологического режима газового промысла |
| RU2573654C1 (ru) * | 2014-08-05 | 2016-01-27 | Общество с ограниченной ответственностью ООО "Газпром добыча Ямбург" | Способ управления процессом предупреждения гидратообразования в газосборных шлейфах, подключенных к общему коллектору на газовых и газоконденсатных месторождениях крайнего севера |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| АЛИЕВ Р.А. и др. Трубопроводный транспорт нефти и газа. Учеб. для вузов, 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Недра, 1988, 368 с. * |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EP2004953B1 (en) | Method for optimising the production of a cluster of wells | |
| EP2013447B1 (en) | Method for production metering of oil wells | |
| AU2008290584B2 (en) | Method for virtual metering of injection wells and allocation and control of multi-zonal injection wells | |
| CN108027594A (zh) | 用于检测配水系统中的异常的方法 | |
| EA005278B1 (ru) | Способ обнаружения и коррекции дефектности датчика в системе добычи нефти и газа | |
| CN105900022A (zh) | 使用概率介质的基于人工智能模型的动态过程控制的方法和系统 | |
| CN108360608B (zh) | 一种供水系统输水管的爆管识别与定位方法 | |
| RU2661502C1 (ru) | Способ оптимизации периодичности газодинамических исследований скважин на нефтегазоконденсатных месторождениях крайнего севера | |
| CN101415905A (zh) | 优化井组产量的方法 | |
| RU2607326C1 (ru) | Способ оптимизации технологического режима работы газовых и газоконденсатных скважин | |
| CN103912248A (zh) | 水驱油田预测含水率方法 | |
| CN106469228B (zh) | 基于在线测试与地质参数的热采井吸汽剖面解释方法 | |
| RU2645055C1 (ru) | Способ автоматического прослушивания газовых и газоконденсатных скважин на месторождениях крайнего севера | |
| RU2630323C1 (ru) | Способ устранения взаимопродавливания скважин в газосборных шлейфах газовых промыслов крайнего севера | |
| Rüger et al. | Online leakage attribution to exclusion areas prototype application | |
| Ma et al. | Real-time production surveillance and optimization at a mature subsea asset | |
| CN113283182A (zh) | 地层压力预测分析方法、装置、介质及设备 | |
| RU2014146091A (ru) | Способ оптимизации процесса разработки и выработки запасов нефтяных и газовых месторождений | |
| Cramer et al. | Improving allocation and hydrocarbon accounting accuracy using new techniques | |
| RU2644433C2 (ru) | Способ рационального распределения отбора газа по скважинам на кусте нефтегазоконденсатных месторождений крайнего севера | |
| CN116164241A (zh) | 一种瓦斯抽采管网泄漏故障智能检测方法 | |
| CN110503254A (zh) | 一种基于马尔科夫链的非金属管道泄漏预警方法 | |
| Jones et al. | The Use of Reservoir Simulation in Deterministic Proved-Reserves Estimation | |
| RU2435028C1 (ru) | Способ выявления скважин, обводняющихся посредством заколонных перетоков воды | |
| RU125623U1 (ru) | Автоматизированная система управления технологическими процессами установок комплексной подготовки газа газоконденсатных месторождений крайнего севера |